MARKTKOMMENTAR

Der Jahresauftakt stellte die Energiewirtschaft unmittelbar unter Spannung. Witterungsbedingte Lastverschiebungen ließen die Märkte unruhig reagieren, während sich auf politischer Ebene in Davos die großen Linien der europäischen Energiezukunft verdichteten. Klimaneutralität, industrielle Wettbewerbsfähigkeit und Versorgungssicherheit bilden ein fragiles Dreieck, dessen tragendes Element zunehmend der Strom ist. Elektrifizierung samt emissionsneutraler Erneuerbaren-Produktion rückt damit vom Transformationsversprechen zur systemischen Notwendigkeit. Doch je zentraler Strom wird, desto schärfer stellt sich die Frage nach seiner Bezahlbarkeit – und nach der politischen Verantwortung für stabile Rahmenbedingungen. Deutschland legt mit dem Industriestrompreis ein kontroverses Instrument in diese Debatten.

Auf dem Weltwirtschaftsforum (19.-23. Januar 26) formulierte IEA-Direktor Fatih Birol eine klare Diagnose: Europas Energiezukunft ist ohne umfassende Elektrifizierung nicht denkbar. Netze, Verkehr, Gebäude und Industrie müssten konsequent auf Strom umgestellt werden, wenn Klimaziele, Versorgungssicherheit und Kostenstabilität gleichzeitig erreicht werden sollen. Damit liegt er nicht gänzlich falsch: Wenn man wie Europa die Klimafolgekosten akzeptiert, ist die Energiewende klar Strom-getrieben. Elektrifizierung eröffnet neue Märkte, gerade dort, wo Digitalisierung, Flexibilität und die richtige Anreizregulierung zusammenkommen.

Zugleich benannte Birol die strukturelle Schwäche des Systems: Unzureichende Netzinfrastruktur. Genehmigungshemmnisse, verzögerte Anschlüsse und Engpässe bei der Integration neuer Anlagen bremsen den Transformationspfad, sind „das Haupthindernis für die Elektrifizierung“. Die europäische Energiewirtschaft leidet weniger an fehlenden Erzeugungskonzepten als an einer infrastrukturellen Dysbalance. Der Vergleich eines effizienten Fahrzeugs ohne Straßen bringt diesen Widerspruch auf den Punkt.

Auch Vattenfall-CEO Anna Borg verortet Europas Energiezukunft eindeutig in der Elektrifizierung. Niedrigere Strompreise sollen dabei nicht allein durch Förderung, sondern auch durch steigende Nachfrage ermöglicht werden. Ein höheres Verbrauchsniveau könnte Netzausbau und Systemkosten relativieren, ohne zwingend zu höheren Preisen zu führen. Parallel setzt Vattenfall auf neue, kleinere Kernkrafttechnologien und erwartet Kostendegression durch Standardisierung. Zentrales Element bleibt jedoch ein verlässlicher, europäisch harmonisierter Ordnungsrahmen: Ein langfristiges „Clear Policy Framework“ ist der wesentliche Aspekt für Investitionssicherheit, die bei unterschiedlichen nationalen Regelwerken nicht gegeben wäre.

Aus marktdesignlicher Perspektive bleibt das Merit-Order-Prinzip der effizienteste Mechanismus zur Integration erneuerbarer Energien. Die strukturelle Volatilität des Strompreises resultiert jedoch weniger aus dem Strommarkt selbst als aus seiner Kopplung an den europäischen Gasmarkt und die CO₂-Kosten. Da Erdgas überwiegend importiert wird, liegt ein wesentlicher Preistreiber außerhalb europäischer Steuerbarkeit. Regulatorische Eingriffe, die auf die Strompreisbildung zielen, adressieren daher Symptome, nicht Ursachen. Eine Fokussierung auf den gasbasierten Teil der Preisbildung wäre systemisch konsistenter.

Diese Problematik verschärft sich durch national fragmentierte industriepolitische Maßnahmen. Unterschiedliche Förderinstrumente innerhalb Europas setzen einen Subventionswettbewerb in Gang, der die Stromkosten verzerrt und die Marktintegration schwächt. Vor diesem Hintergrund ist die deutsche Diskussion um einen Industriestrompreis folgerichtig. Der europäische Strommarkt ist technisch und institutionell hoch entwickelt, doch die Verteilungswirkungen der Transformation treffen stromintensive Industrien besonders hart.

Der deutsche Industriestrompreis setzt genau hier an. Für bis zu 50 % des Jahresverbrauchs ausgewählter Sektoren kann die Differenz zwischen Marktpreis und einem Zielwert von 50 EUR/MWh erstattet werden. Bemerkenswert ist der Referenzwert. Er soll sich am Terminmarkt orientieren, konkret am Year-Ahead.  

Die Konstruktion zielt darauf ab, Entlastung zu ermöglichen, ohne die Beschaffung zu verdrängen. Das ist nachvollziehbar und hat für die Akteure einen wesentlichen Vorteil: Man kennt die Prämie schon zum Jahresende für das Folgejahr. Für die Industrie bedeutet es, den halben Jahresenergiebedarf ebenso Year Ahead beschaffen zu müssen, um den Zielpreis auch bestimmt zu erreichen. Gleichzeitig erhöht dieses Instrument den Druck auf andere Mitgliedstaaten, vergleichbare Lösungen zu prüfen, und verschiebt die Debatte auf die Frage der Finanzierung. Erlösabschöpfungen bei Erzeugern wie der Energiekrisenbeitrag sind politisch naheliegend, bergen jedoch Investitionsrisiken. Eine präzisere, systematisch begründete Abgrenzung wäre sachlich wünschenswert, bleibt aber komplex.

Am Ende bleibt eine nüchterne Beobachtung: Elektrifizierung ist wohl tatsächlich eine Chance für Europa. Aber sie funktioniert nur, wenn Strom nicht zum strukturellen Standortnachteil wird. Europas Marktdesign liefert Effizienz und Integration. Es liefert jedoch nicht automatisch eine tragfähige Verteilung der Transformationskosten im globalen Wettbewerb.

Die Marktentwicklung im Januar untermauert diese Fragilität. Nach längerer Stabilität reagierten Gas- und Strommärkte empfindlich auf Wetteränderungen, geopolitische Risiken und technische Störungen. Spotmärkte spiegelten saisonale Knappheiten wider: geringe erneuerbare Erzeugung, hohe Nachfrage und eingeschränkte Verfügbarkeit in Nachbarländern – insbesondere in Frankreich durch den Ausfall zweier AKW - führten zu hohen Preisen, vor allem in Spitzenlaststunden. Mit 141 EUR/MWh in Österreich und 109 EUR/MWh in Deutschland ist die Wahrscheinlichkeit hoch, dass wir die teuersten Preise des Jahres bereits gesehen haben. In der letzten Januarwoche lag die Erneuerbaren-Erzeugung 0,4 TWh unter der Norm. Gehen wir davon aus, dass in Deutschland aktuell Braunkohlekraftwerke preissetzend sind, so entspricht dies einem Mehrverbrauch von ~125.000 t Steinkohle und einem zusätzlichen CO2-Ausstoß von ~300.000 t. Und das hat über das aktuell hohe CO2-Preisniveau ebenso die hohen Stromspotpreise zur Folge.

Auch am Terminmarkt verstärkten sich diese Effekte durch Wetterrevisionen und Unsicherheiten bei LNG-Lieferketten. Kältere Temperaturen erhöhten die Gasverstromung, während CO₂-Preise und fossile Grenzkosten den Strompreis nach oben zogen. Gleichzeitig zeigte die rasche Konsolidierung zu Monatsende, dass Marktmechanismen grundsätzlich funktionieren. Hohe LNG-Verfügbarkeit, flexible Handelsstrukturen und grenzüberschreitende Kapazitäten wirkten preisdämpfend, sobald sich die fundamentalen Annahmen änderten. Hier wirkte gravierend der CO₂-Preis, dessen spekulative Seite mit einem Abbau von Long-Positionen die Delle in der Strompreisentwicklung mitverantwortete. Dennoch bleibt das Umfeld sensitiv: sinkende Speicherstände und witterungsbedingte Risiken halten die Volatilität hoch. Der Januar hat damit weniger ein neues Preisniveau etabliert als die Verletzlichkeit des Systems offengelegt.

Mit Blick auf den Februar deutet sich eine vorsichtige Entspannung an. Mildere Temperaturprognosen, verbesserte erneuerbare Einspeisung und die Rückkehr französischer Erzeugungskapazitäten sprechen für sinkende Spotpreise. Am Terminmarkt dürfte sich das Spannungsfeld zwischen niedrigen Gaspreisen und strukturell steigenden CO₂-Kosten in einer sensitiven Seitwärtsbewegung ausdrücken. Insgesamt bleibt das Bild eines volatilen Gleichgewichts: kurzfristig Entlastung, mittelfristig jedoch weiterhin hohe Sensitivität gegenüber Wetter, Politik und globalen Energieströmen.

Ihr Felix Diwok

Für das Team der Inercomp