Marktanalysen

Marktkommentar März

Felix Diwok — Thu, 18 Jun 2026 15:17:38 GMT

Vor dem Angriff auf den Iran war die Versorgungslage für Erdgas in Europa klar: Steigendes zusätzliches Angebot aus den USA und Katar wurde erwartet, die Preise sanken für das Cal 2027 am TTF unter 25 EUR/MWh. Am 4.3. notiert das Cal 2027 wieder bei 34 EUR/MWh und das Cal 2028 ist gering beeinflusst bei knapp 26 EUR/MWh.
Diese positiven Aussichten auf einen Gasüberschuss sind wegen der Kriegsgeschehnisse im Nahen Osten für die kommenden Perioden getrübt. Über das Wochenende um den Monatswechsel vom Februar zum März 2026 wurde ein Risiko schlagend, das in der Energiewirtschaft seit Jahrzehnten wie ein Damoklesschwert über der globalen Energieversorgung hängt. Die Straße von Hormus, das Nadelöhr des Öl- und LNG-Transports, ist infolge des Angriffs auf den Iran und der entsprechenden Gegenreaktionen faktisch gesperrt. Die Gasmärkte in Europa reagieren sehr deutlich, am kurzen Ende mit rund plus 50 Prozent (Stand: 04.03.2026, 14:45 Uhr). Ob diese Bewegung eine Überreaktion ist oder erst der Beginn einer längeren Aufwärtsspirale, hängt von der Eskalationsdynamik ab. Die Lage wird sich täglich neu bewerten lassen müssen, jede Antwort ist an dieser Stelle zwangsläufig unbefriedigend. Entscheidend ist die Dauer der Sperre, davon hängen die Auswirkungen auf alle Energiemärkte ab.
Auch der Strommarkt in EU-Europa ist vom Jahrestief des Cal-2027-Kontrakts von ca. 77 EUR/MWh auf 87 EUR/MWh gestiegen. Eine Preistendenz selbst für die kurze Frist ist momentan aus energiewirtschaftlicher Sicht nicht seriös ableitbar. Ob die Preise wieder fallen, wird in den politischen Hinterzimmern verhandelt. Der gesamte Energiekomplex befindet sich im Aufwind. Auch der Fuel Switch zu günstigeren Alternativen ist nicht möglich, weil Öl und Kohle ebenso steigen. Strom als Derivat all dieser Brennstoffe wird automatisch mitgezogen. Daher ist diese Krise einzigartig, weil sie global ist und gleichzeitig Gas und Öl betrifft. Das hatten wir noch nicht.
So wie bei der Energiepreisexplosion infolge des russischen Angriffs auf die Ukraine ist der CO₂-Preis aktuell nicht beeinflusst. Dabei war er hauptsächlich verantwortlich für das Absinken der Strompreise zur Februarmitte. Mit 76 EUR/MWh sah das Frontjahresprodukt ein Jahrestief – ausgelöst durch mehrere Berichte und Aussagen über die Perspektive des CO₂-Marktes, der zwischen Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie und Klimanotwendigkeit oszilliert. Denn einerseits werden die Kosten der Dekarbonisierung zur Zielerreichung einen weit höheren Preis als heute gehandelt erfordern, und andererseits wird ein Preis von 100 EUR/t als zu hoch angesehen. Sowohl der deutsche Kanzler Merz als auch der slowakische Premier Robert Fico schlugen in diese Kerbe mit Forderungen nach einer Überarbeitung des Konzepts bzw. einer EU-ETS-Verzögerung um 4–5 Jahre. Nur zwei Tage dauerte diese Unsicherheit, bis sich der Markt wieder beruhigte. Doch sie ist Ausdruck für den Gesinnungswandel bei der Klimapolitik.
Zurück in den Nahen Osten. Die gesamten Exporte aus Katar und damit rund 20 % des weltweit produzierten LNG passieren die Meerenge im Persischen Golf. Von der Größenordnung ist das mit dem Ausfall der russischen Pipeline-Lieferungen im Jahr 2022 vergleichbar, mit einem wesentlichen Unterschied: Eine dauerhafte Sperrung erscheint kaum vorstellbar. Bei einer langfristigen Sperrung fehlten nicht nur rund 20 % der globalen LNG-Produktion, sondern auch etwa 20 % der Ölproduktion. Manche Experten nennen in diesem Zusammenhang eine erneute Energiekrise und Ölpreise von 100 USD/bbl sowie Gaspreise von 90 EUR/MWh. Letzteres würde eine knappe Verdreifachung zum jetzigen Gaspreisniveau bedeuten. Aber ohne Einschätzung zur Dauer von Krieg und Transportsperre ist jegliche Aussage unseriös. Klar ist: Eine anhaltende Angebotsreduktion würde die Preise so weit treiben, dass die Nachfrage spürbar zurückgehen muss – mit entsprechenden Effekten auf die Weltwirtschaft.
Es ist wohl eine naive Vorstellung, dass eine Militäroperation innerhalb von maximal vier Wochen den Boden für demokratische und stabile Verhältnisse ebnet. Militärisch ist das übergeordnete Ziel ohnehin, die Angriffsfähigkeit des Iran zu unterbinden, und für Energieversorgung und Preise zählt letztlich genau das. Ein Bericht aus 2025 für den US-Kongress hilft bei dieser militärischen Einordnung: Dort wird erwähnt, dass der Iran die Straße von Hormus mit Minen, Raketen, Schnellbooten und anderen Mitteln unterbrechen könnte, die USA aber die Fähigkeit hätten, die Transportwege zeitnah wiederherzustellen, solange keine Seeminen installiert wurden (was dem aktuellen Kenntnisstand entspricht).
Bei all der Spekulation, in aller Kürze die Fakten (Stand: 04.03.26): Aktuell passieren keine Schiffe die Meerenge. Der Iran hat verkündet, die Sperre zu exekutieren. Oman vermeldete, dass zwei Schiffe getroffen wurden. Versicherungen und Reedereien treten zurück und veranlassen Schiffe, Anker zu setzen: Rund 20 LNG-Schiffe stehen bereits westlich der Meerenge, von insgesamt etwa 150 bis 200. Die Häfen im Persischen Golf sind noch in Betrieb, es gibt Meldungen über gestörte GPS-Signale. Ebenso gibt es Meldungen, dass Produktionsanlagen in Katar bei Ras Laffan mit Drohnen attackiert wurden. Weitere Produktionsstätten in der Region beginnen, Personal in Sicherheit zu bringen, zuletzt etwa am Ölfeld Shaikan im Irak, das die Produktion von rund 40.000 Barrel pro Tag kurzfristig stillgelegt hat. Neben der Transportunterbrechung besteht damit die reale Gefahr, dass Produktionskapazitäten nachhaltig beschädigt werden.
Die Analogie zu 2022 hilft bei der Einordnung der Marktreaktion. Mit der Invasion in die Ukraine reagierten die Gasmärkte heftig, das Frontquartal verdoppelte sich in wenigen Tagen. Danach entspannte sich die Lage zusehends, und erst als das Angebot tatsächlich merklich zurückging, stiegen die Preise zu den bis heute bekannten Höchstwerten. Der Markt bewertet nicht nur Fakten, sondern ebenso Risiken. Es wäre vermessen, alle Möglichkeiten korrekt zu bewerten, ebenso wie es zu kurz greift, die Marktreaktion als unplausibel abzutun.
Was man bei all den Unsicherheiten sagen muss: Die Speicherfüllstände in Europa sind knapp und erhöhen die möglichen Preisausschläge. Am Ende werden es diese Preisausschläge sein, die eine Angebotsreduktion über Nachfragereduktion ausgleichen müssen. Im Gegensatz zu vergangenen Energiekrisen sind Öl und Gas, wie gesagt, gleichzeitig betroffen. Ein Fuel Switch zu Heizöl wird damit ökonomisch wenig attraktiv ausfallen, die Preiselastizität sinkt also wegen mangelnder Ersetzbarkeit. Kohleverbraucher profitieren und sind nicht vergleichbar betroffen. Damit trennt sich der Fuel Switch wieder deutlicher, die Preisverteilung bei den Strompreisen wird größer. Der Wert von Flexibilität steigt somit, selbst wenn es „nur“ gelingt, in den teuren Stunden Nachfrage zu reduzieren. Gleichzeitig fällt auch der Österreich-Aufschlag bei den Strompreisen größer aus, wenn sich die Wirtschaftlichkeit der Verstromung von Gas gegenüber Kohle verschlechtert.
Wir konzentrieren uns hier bewusst auf eine nüchterne Analyse der Energiemärkte. Die menschliche Dimension bleibt damit nicht ausgeblendet, sondern außerhalb des Betrachtungsrahmens. Umso mehr hoffen wir auf rasche Deeskalation und friedvolle Entwicklungen. „War is the continuation of politics by other means.“

Ihr Felix Diwok
Für das Team der Inercomp

Marktkommentar April

Matthias Kisslinger — Thu, 18 Jun 2026 15:02:04 GMT

Der anhaltende Konflikt zwischen dem Iran und den USA prägt weiterhin die internationalen Energiemärkte. Inzwischen hat sich das Geschehen zu einer regionalen Auseinandersetzung mit direkten Auswirkungen auf die Energieinfrastruktur im Iran und in den Golfstaaten ausgeweitet. Die Folgen sind längst auch global spürbar: Über nahezu alle konventionellen Energieträger hinweg sind deutliche Preissteigerungen zu beobachten. Damit wächst das Risiko einer erneuten Inflationsdynamik – von höheren Kraftstoffpreisen über steigende Beschaffungskosten bis hin zu Belastungen für Industrie und Gesamtwirtschaft. Fachleute sprechen bereits von einer fossilen Energiekrise und einem Öl- und Gaspreisschock historischen Ausmaßes.

Nach einem Monat militärischer Eskalation ist die Lage weiterhin offen. Klar erkennbar sind jedoch die Entwicklungen an den Rohstoff- und Terminmärkten: Der Gaspreis für den TTF-Frontmonat stieg von Anfang März bis Anfang April von 32 auf 54 EUR/MWh. Der deutsche Strompreis für das Lieferjahr 2027 erhöhte sich im selben Zeitraum von 81 auf 94 EUR/MWh. Das Kohle-Frontjahr zog von 98 auf 133 EUR/t an, der kurzfristige Ölpreis von 70 auf 112 USD je Barrel. Nach dem starken Anstieg zu Beginn des Monats hat die Dynamik zuletzt etwas nachgelassen, gleichzeitig bleibt die Volatilität hoch. So verlor der TTF-Frontmonat innerhalb einer Woche zwischenzeitlich 9 %, während tägliche Ausschläge von 5 bis 6 % inzwischen eher die Regel als die Ausnahme sind. Parallel dazu ist am Ölmarkt einer der steilsten Preisanstiege der jüngeren Geschichte zu beobachten. Für europäische Verbraucher bedeutet dies nicht nur erhöhte mediale Aufmerksamkeit, sondern spürbare Mehrkosten. Beschwichtigende Aussagen aus den USA, wonach der globale Ölmarkt weiterhin gut versorgt sei, konnten die Märkte bislang nicht beruhigen.

Besonders gravierend sind die Auswirkungen auf den internationalen Energiehandel. Rund ein Fünftel des weltweiten Öl- und Gashandels ist von der Einschränkung des Schiffsverkehrs durch die Straße von Hormus betroffen. Während die Meerenge zuvor täglich von 80 bis 120 Schiffen passiert wurde, darunter etwa zur Hälfte Tanker, verkehren aktuell nur noch wenige Schiffe. Der Durchlass bleibt ausgewählten Staaten vorbehalten, darunter Pakistan, Indien, Malaysia, Thailand und China. Allein im März gingen dadurch schätzungsweise rund 95 TWh an LNG-Exporten verloren. QatarEnergy erklärte gegenüber dem italienischen Versorger Edison den Fall höherer Gewalt und stornierte zehn LNG-Ladungen bis Mitte Juni. Ersatzlieferungen sind grundsätzlich in Aussicht, jedoch zu deutlich höheren Preisen. In Europa sind bislang keine akuten Versorgungsengpässe erkennbar, gleichwohl verschärft sich die Lage und die EU-Energieminister koordinieren derzeit Krisenmaßnahmen.

Zugleich setzt sich die geopolitische Eskalation fort. Am letzten Märzwochenende griffen jemenitische Huthi-Einheiten erstmals Israel an und weiteten den Konflikt in Richtung Bab al-Mandab aus, einem weiteren strategischen Nadelöhr des Welthandels im südwestlichen Bereich der Arabischen Halbinsel. Damit geraten neben den Energiemärkten auch industrielle Rohstoffmärkte zunehmend unter Druck. Das weltweit größte Aluminiumwerk an einem Einzelstandort wurde stillgelegt; insgesamt stammen rund 10 % des globalen Aluminiumangebots aus den Golfstaaten.

Saudi-Arabien versucht, Teile der Ausfälle zu kompensieren. Über die East-West-Pipeline werden Exporte zum Rotmeerhafen Yanbu umgeleitet, zuletzt in einem Umfang von rund 4,6 Millionen Barrel pro Tag. Dieses Volumen ist erheblich, ersetzt jedoch nur einen Teil der Mengen, die zuvor täglich die Straße von Hormus passierten. Sollte auch saudische Infrastruktur am Roten Meer Ziel von Angriffen werden, wäre dieser Ausweichkorridor ebenfalls gefährdet. JP Morgan skizziert bereits ein mögliches Folgeszenario: In diesem Fall müsste saudisches Öl über die SUMED-Pipeline durch Ägypten ins Mittelmeer umgeleitet werden – verbunden mit längeren Transportwegen und entsprechend höheren Kosten.

Die realwirtschaftlichen Folgen reichen inzwischen deutlich über die Energiemärkte hinaus. Südkorea, das rund 70 % seines Ölbedarfs aus dem Nahen Osten deckt, erwägt erstmals seit dem Golfkrieg 1991 landesweite Fahrverbote für Privatpersonen. Sri Lanka hat die Stromtarife um mehr als 7 % erhöht und ringt um ausreichende Rohöllieferungen für seine einzige Raffinerie. Weltweit wächst zudem das Risiko von Engpässen bei physischen Gütern wie Düngemitteln oder Getreide. In Europa treffen die Auswirkungen derzeit vor allem die Industrie, deren steigende Produktionskosten zunehmend inflationswirksam werden dürften. Darin liegt das zentrale wirtschaftliche Risiko – vergleichbar mit der Gasknappheit des Jahres 2022. Sollte die Verknappung anhalten, könnte sich die Preisbildung an den Energiemärkten auf einem Niveau verfestigen, bei dem industrielle Abnehmer wirtschaftlich nicht mehr tragfähig produzieren können, weil die kurzfristigen variablen Kosten über den erzielbaren Produktpreisen liegen. Bei einem Gaspreis von 54 EUR/MWh rücken einige Branchen bereits wieder in kritische Bereiche vor – trotz deutlich niedrigerer Preise als auf dem Höhepunkt des Jahres 2022. Deutsche Wirtschaftsinstitute haben ihre Wachstumsprognose für 2026 bereits deutlich reduziert.

Auf europäischer Ebene werden derzeit unterschiedliche politische und regulatorische Optionen diskutiert: Preisdeckel, Abschöpfungen bei Übergewinnen von Energieproduzenten, ein beschleunigter Ausbau der erneuerbaren Infrastruktur, stärkere Koordination zwischen den Mitgliedstaaten sowie Maßnahmen zur Verbrauchsreduktion bis hin zu verkehrspolitischen Eingriffen. Litauen etwa hat die Ticketpreise für Zugreisen halbiert, um Mobilität von der Straße auf die Schiene zu verlagern. Am 31. März 2026 stimmte die EU-Kommission ihre Mitgliedstaaten auf eine längere Phase hoher Treibstoffpreise ein. Parallel dazu werden Maßnahmen zur Gasspeicherbefüllung und zur Sicherung der Ölversorgung abgestimmt. Zugleich appelliert die Kommission an Verbraucherinnen und Verbraucher, ihren Energieverbrauch - insbesondere im Verkehrsbereich – zu reduzieren.

Wie sich die Lage weiterentwickelt, lässt sich derzeit nur eingeschränkt bewerten, da die geopolitische Dynamik klassische Fundamentalanalysen in den Hintergrund drängt. Der vielfach erwartete LNG-Angebotsüberschuss infolge steigender globaler Verflüssigungskapazitäten ab dem Sommer dürfte vorerst ausbleiben. Zusätzliche Eskalationsrisiken ergeben sich aus der Möglichkeit eines erweiterten militärischen Engagements der USA. Selbst bei einer kurzfristigen politischen Deeskalation würde es voraussichtlich drei bis vier Monate dauern, bis die verbliebenen katarischen Anlagen - rund 83 % der Gesamtkapazität – wieder Volllast erreichen. Die Wiederherstellung zerstörter Infrastruktur dürfte deutlich mehr Zeit in Anspruch nehmen. Bis dahin fehlt dem Markt ein erhebliches LNG-Angebot. Vor diesem Hintergrund warnte EU-Energiekommissar Dan Jørgensen, dass selbst ein rascher Friedensschluss nicht zu einer kurzfristigen Rückkehr zur bisherigen Marktnormalität führen würde.

Die politischen Signale aus den USA haben bislang nicht zur Beruhigung der Märkte beigetragen. Gleichzeitig mehren sich zum Stichtag 1. April Hinweise auf diplomatische Initiativen, nachdem ein möglicher US-Rückzug in Aussicht gestellt wurde und China sowie Pakistan ihre Vermittlungsbemühungen intensivieren. In dieser Gemengelage ist eine sorgfältige Prüfung von Preis- und Beschaffungsrisiken weiterhin von hoher Bedeutung. Aus heutiger Sicht sehen wir kurzfristig mehr Aufwärts- als Abwärtspotenzial. Zugleich bleibt ein besonnener und abgewogener Umgang mit der Situation entscheidend.

Abschließend möchten wir daran erinnern, dass unser Anspruch weiterhin in einer möglichst objektiven Analyse der Marktentwicklungen liegt. Die menschliche Tragik kriegerischer Auseinandersetzungen und das damit verbundene Leid werden damit nicht relativiert, stehen jedoch bewusst außerhalb des unmittelbaren Fokus dieses Marktkommentars. Umso mehr bleibt die Hoffnung auf eine rasche Deeskalation und eine friedliche Entwicklung der Lage.

Ihr Matthias Kisslinger
Für das Team der Inercomp

Marktkommentar Mai

Matthias Kisslinger — Thu, 18 Jun 2026 14:56:57 GMT

In drei Zeitperspektiven beeinflusst die fossile Energiekrise die Energiewirtschaft. Zunächst gibt es unmittelbare Folgen für die Marktentwicklungen im April. Gleichzeitig beschließt die EU energiepolitische Maßnahmen, um die Energiekosten für die Industrie abzufedern. In der langen Zukunftsaussicht muss es trotz allem zu einem drastischen Umsteuern der gesamten Wirtschaftsstruktur kommen.

Kurzer Rückblick: Die Waffenruhe im Iran-Konflikt mitsamt diplomatischer Initiativen im April hat die Energiepreise von ihrer Spitze geholt. Das Vor-Konflikt-Niveau wurde zwar nicht erreicht, eine deutliche Entspannung war aber auszumachen. Die Gaspreise für das Frontjahr bewegen sich am TTF knapp unter 40 EUR/MWh, während das deutsche Strom-Frontjahr um 90 EUR/MWh pendelt. Die Marktreaktion fällt derzeit insgesamt verhalten aus: Asien importiert wesentlich weniger LNG oder substituiert mit anderen Brennstoffen (Fuel Switch). Der globale Preiskampf bleibt damit vorerst gedämpft. Dennoch ist die Straße von Hormuz de facto geschlossen, was das Risiko großer Preisvolatilität zur Folge hat.

Für den Mai ist Folgendes zu erwarten: Nachdem sich eine dauerhafte Lösung des Iran-Konflikts nicht andeutet, sind steigende Preise mehr als möglich. Der Aufwärtstrend der Gaspreise könnte die Strompreise mitziehen. An den Spotmärkten in der ersten Maiwoche wegen geringer Erneuerbaren-Erzeugung werden ohnehin steigende Preise erwartet. Sollten sich diplomatische Bemühungen als vielversprechend herausstellen, können die Preise jedoch auch schnell auf ein niedrigeres Niveau fallen.

Neben der kurzfristigen Folgenbewältigung treibt die EU energiepolitische Entlastungen voran. So genehmigte die Kommission im April staatliche Beihilferegelungen in Deutschland, Bulgarien und Slowenien, die energieintensiven Unternehmen günstigere Strompreise ermöglichen sollen. Grundlage ist der Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF), den die Kommission erst im Sommer 2025 verabschiedet hatte. Die schnelle Nutzung dieses Rahmens zeigt den politischen Druck, die Industrie vor hohen Energiekosten zu schützen.

Der CISAF setzt klare Leitplanken: Gefördert wird höchstens die Hälfte des jährlichen Stromverbrauchs; der ermäßigte Preis darf 50 EUR/MWh nicht unterschreiten; mindestens 50 % der Beihilfe sind verpflichtend in Dekarbonisierungsmaßnahmen zu reinvestieren. Antragsberechtigt sind nur Unternehmen aus Sektoren mit erhöhtem Carbon-Leakage-Risiko, also Branchen, in denen die Verlagerung der Produktion in Staaten mit geringeren Umweltstandards droht. Dazu zählen etwa Chemie-, Metall-, Papier-, Glas- und Halbleiterindustrie. Viele Teile des produzierenden Gewerbes bleiben damit außen vor.

Zu den nationalen Ausgestaltungen sind nur begrenzt Details bekannt. Deutschland hat mit 3,8 Milliarden Euro das mit Abstand größte Budget vorgesehen; die Beihilfe wird jährlich nachträglich über das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) ausgezahlt und auf Basis des durchschnittlichen EEX-Terminmarktpreises des Vorjahres berechnet. Das dürfte auch die Beschaffungsstrategie der Unternehmen beeinflussen. Bulgarien hat 334 Millionen Euro budgetiert, als erstes EU-Land die Förderung aktiviert und zahlt die Entlastung monatlich über die Stromlieferanten aus. Slowenien wählt mit 90 Millionen Euro und halbjährlichen Auszahlungen einen Mittelweg. Allen drei Regelungen ist gemeinsam: Sie sind auf drei Jahre befristet und lösen die strukturelle Herausforderung hoher Energiekosten nicht dauerhaft. Positiv ist die Reinvestitionspflicht, weil sie öffentliche Mittel nicht bloß zur Deckung laufender Kosten nutzt, sondern in Technologien lenkt, die das Stromsystem langfristig entlasten, ohne fossile Brennstoffe zu fördern.

Wichtig ist das Zusammenspiel mit bestehenden Fördermechanismen, insbesondere der Strompreiskompensation. Beide Instrumente sind zwar kombinierbar, jedoch nicht für dieselben Strommengen. Für Verbräuche, für die im jeweiligen Abrechnungsjahr Strompreiskompensation beantragt wird, ist der Industriestrompreis ausgeschlossen. Unternehmen müssen daher abwägen, welches Instrument wirtschaftlich günstiger ist; für viele stromintensive Betriebe kann die Strompreiskompensation attraktiver sein.

In Österreich wurde zur selben Zeit die Öffnung des Portals für den „Industriestrombonus“ bekanntgegeben. Der Begriff ist dem „Industriestrompreis“ zwar ähnlich, bezeichnet aber eine andere Maßnahme: die Strompreiskompensation, rechtlich im Standort-Absicherungs-Gesetz verankert, die energieintensive Betriebe für indirekte CO₂-Kosten entschädigt, welche Stromerzeuger über den Emissionshandel weitergeben. Das Instrument ist im EU-Beihilferecht grundsätzlich vorgesehen, war in Österreich jedoch in den vergangenen Jahren ausgesetzt. Dass Österreich nun ohne abschließende EU-Freigabe startet, birgt regulatorisches Risiko, ist politisch aber nachvollziehbar: 75 Millionen Euro stehen rückwirkend für 2025 bereit, rund 60 Unternehmen aus Papier- und Stahlindustrie warten auf Entlastung. Ein eigenständiger Industriestrompreis nach deutschem Modell bleibt zwar diskutiert, ist wegen der angespannten Budgetlage aber noch nicht beschlossen.

In der Summe entsteht ein für die europäische Energiepolitik typisches Bild: unterschiedliche Instrumente, nationale Ausgestaltungen und ein gemeinsamer Rahmen, der viel Interpretationsspielraum lässt. Ob diese Maßnahmen die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie tatsächlich stärken und zugleich Investitionen in eine dekarbonisierte Energieversorgung anstoßen, wird sich erst in den kommenden Jahren zeigen.

Mit Blick auf die längerfristige Entwicklung: Wegen der akuten Krise erwartet die Internationale Energieagentur (IEA) ein drastisches Umsteuern der Märkte, ähnlich wie nach den Ölkrisen der 1970er Jahre. "Ich glaube, es wird eine massive Antwort auf diese Krise auf der Energie-Seite geben", sagte IEA-Chef Fatih Birol beim Petersberger Klimadialog in Berlin. Ein Blick zurück: 1960 gründeten Iran, Irak, Kuwait, Saudi-Arabien und Venezuela die OPEC, die bis 1973 auf 12 Mitgliedsstaaten wuchs und die Interessen erdölproduzierender Staaten vertreten sollte. Mit deutlichen Parallelen zu den heutigen Ereignissen destabilisierte ein militärischer Konflikt die Situation: Anlässlich des Jom-Kippur-Kriegs im Herbst 1973 drosselte die OPEC ihre Fördermengen um 5%. Innerhalb eines Jahres hat sich der Ölpreis von 3 USD/Barrel auf 12 USD/Barrel vervierfacht.

Die verbrauchsstarken Länder reagierten mit Effizienz, Verzicht und Investitionen. Während Autos vorher 20 Liter Treibstoff für 100 Kilometer gebraucht hätten, sei der Verbrauch nach der Krise auf die Hälfte geschrumpft, bekräftigte Birol. In Deutschland wurde das Energiesicherungsgesetz erlassen, auf dessen Grundlage ein Fahrverbot an autofreien Sonntagen galt. Außerdem: ein Tempolimit von 100 km/h auf Autobahnen. Vergleichbare Maßnahmen werden heute aus klimapolitischen Kreisen gefordert, stoßen jedoch auf erheblichen Widerstand. Auch Österreich reagierte übrigens mit einem autofreien Tag pro Woche im Jänner 1974 für den Zeitraum von 5 Wochen – und mit den sogenannten Energieferien. Um Heizöl zu sparen, bekamen Schulkinder Anfang Februar eine Woche frei, heutzutage als Semesterferien bekannt.

Neben der Finanzierung höherer Effizienzgrade wurden die Gelder damals vor allem in alternative Technologien investiert. Erneuerbare spielten kaum eine Rolle, in erster Linie schaffte die damalige Regierung mehr Unabhängigkeit durch Atomkraft, die derzeit erneut an Bedeutung gewinnt. Sogenannte Small Modular Reactors (SMR) sollen von der EU subventioniert werden und Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen bezeichnet die Abkehr von der Atomkraft als „strategischen Fehler". Ob diese Energieform reaktiviert werden sollte, ist umstritten - insbesondere mit Blick auf die langfristige Verantwortung für Endlagerung und Sicherheit. Parallel dazu schreiten die Investitionen in erneuerbare Energien weiter voran. Dazu passt die aktuell stattfindende Konferenz in Kolumbien, bei der 60 Staaten in einem Fahrplan den Ausstieg aus den Fossilenergien festschreiben wollen.

Fatih Birol meint, heute sei man auf ein Umsteuern besser vorbereitet als noch vor 50 Jahren. Die nötigen Technologien seien vorhanden, darunter erneuerbare Energien und elektrischen Fahrzeuge. Die Frage lautet: Wollen Politik und Gesellschaft diese Transformation? Wenn es nach den Märkten und nach der Geschichte (und nach der Vernunft) geht, kommen wir nicht daran vorbei. Sonst drohen uns die ökonomischen Auswirkungen, mit denen sich Deutschland ein Jahr nach der Ölpreiskrise auseinandersetzen musste. 1974 brachte eine Wirtschaftskrise mit Kurzarbeit, Arbeitslosigkeit und Firmeninsolvenzen.

Die weltweite Energiewirtschaft steht an einem Scheideweg. Die Märkte reagieren derzeit verhalten, während politische Maßnahmen vorbereitet werden und sich tiefgreifende strukturelle Veränderungen abzeichnen.

Ihr Matthias Kisslinger
Für das Team der Inercomp

Marktkommentar Juni

Matthias Kisslinger — Thu, 18 Jun 2026 14:43:18 GMT

Mit der fortschreitenden Integration erneuerbarer Energien geraten die Strom-Spotpreise zunehmend unter Druck, und zwar in beide Richtungen. Wir beobachten extreme Ausschläge: Im Sommer fallen die Kurzfristpreise ins Negative, im Winter schießen sie nach oben. Eine dieser Bewegungen ist längst kein saisonales Randphänomen mehr, sondern ein strukturelles Merkmal des sich wandelnden Stromsystems. Die andere hat überwiegend klimatische Ursachen. Doch zunächst ein Exkurs: Was sind Spotpreise überhaupt?

Der Day-Ahead-Spotmarkt stellt für jedes Marktgebiet das Preisgleichgewicht zwischen realem Angebot und realer Nachfrage her. Am Vortag prognostizieren alle Marktteilnehmer ihre Verbräuche von Haushalts- über Gewerbe- bis zu Industriekunden sowie ihre Erzeugungsmengen aus PV, Wind oder Gaskraftwerken und geben entsprechende Gebote an der Strombörse ab. Daraus ermittelt die Börse für jede Viertelstunde des Folgetages den Clearingpreis. In den Mittagsstunden mit hoher PV-Erzeugung sinkt dieser Gleichgewichtspreis deutlich; in Zeiten der berüchtigten Dunkelflaute steigt er auf außerordentliche Höhen.

Der erste Fall: negative Preise

Extrem niedrige bis negative Preise sind ein Thema, das uns als kritische Beobachter des Strommarktdesigns regelmäßig beschäftigt. Wasser, das über das Wehr abfließt ohne Strom zu erzeugen, ist gesamtwirtschaftlich schädlich. Der wachsende Anteil erneuerbarer Energien im europäischen Strommix ist richtig und gewollt, stellt das System aber vor erhebliche Herausforderungen. Eigene Berechnungen zeigen, dass sich die Lage weiter zuspitzt: Für Österreich rechnen wir 2026 mit rund 430 Stunden negativer Strompreise. Bis 2030 verdoppelt sich diese Zahl auf 900 Stunden, bis 2033 auf 1.300 Stunden. Gleichzeitig steigt der Anteil der PV-Erzeugung, der in negative Stunden fällt, von heute 18 Prozent auf über 30 Prozent ab 2031. Bemerkenswert: Der durchschnittliche Preis in negativen Stunden nähert sich langfristig der Nulllinie. Speicherausbau dämpft die tiefsten Ausschläge, ändert aber nichts an der wachsenden Häufigkeit. Das Problem wird nicht kleiner, es wird flacher und breiter.

Die Börsen haben zuletzt auf diese Entwicklung reagiert, wenngleich die Anpassung des minimalen Clearingpreises eher Symptombekämpfung als Ursachenforschung ist. Das harmonisierte Preisminimum im Day-Ahead-Markt wird unter strengen Bedingungen (mindestens zwei Zeiteinheiten an mindestens zwei verschiedenen Tagen unter −350 EUR/MWh) von −500 auf −600 EUR/MWh abgesenkt. Der Grund ist ernüchternd: Das bisherige Limit wurde schlicht zu oft erreicht. Diese Maßnahme löst das eigentliche Problem nicht, sie verschiebt es lediglich um 100 Euro nach unten.

Es müsste politische Priorität sein, Fehlanreize im System zu beseitigen und vorhandene Flexibilitätspotenziale zu erschließen. Speicher, Demand Response, flexible Lasten: All das existiert, aber nicht in dem Umfang, den ein wachsendes Erneuerbaren-System benötigt. In der Konsultation zur Systemnutzungsentgelte Grundsatz-Verordnung haben wir einen konkreten Vorschlag eingebracht: Netzbetreiber könnten kurzfristig die Leistungspreisverrechnung aussetzen. Das würde eine kommerzielle Nutzung von Power-to-Heat im Industriebereich ermöglichen und damit Gas und CO₂ substituieren. Weitere Initiativen sind dringend erforderlich. Solange die regulatorischen Rahmenbedingungen den Ausbau von Flexibilität nicht systematisch honorieren, wird die Häufung extremer Preisereignisse anhalten, unabhängig davon, wie tief die Börsen ihre Preisbänder setzen. Überschüsse nutzbar zu machen ist die infrastrukturelle und regulatorische Aufgabe der Stunde.

Dass viele Marktteilnehmer auf Preissignale nur träge oder gar nicht reagieren, ist ebenfalls Teil des Problems. Ein klarer Appell: Bedingte Gebote sollten Standard sein, nicht nur an den Börsen, sondern auch bei der Vermarktung erneuerbarer Energien und im Strombezug, also in den Verträgen mit Energielieferanten. Ein Beispiel: Eine Abfallverwertungsanlage fährt auf Baseload, das ist nachvollziehbar, die Abfallverdichtung lässt keinen Spielraum. Aber die Einspeisung muss nicht dauerhaft erfolgen. Wenn diese zur Strafzahlung wird, also bei Preisen unter null, muss das kein Betreiber hinnehmen.

Der zweite Fall: sehr hohe Spotpreise

Auch in den vergangenen zwei Wintern haben wir extreme Preisausschläge nach oben erlebt. Während die Monate November bis Februar im Winter 2023/2024 noch 75 EUR/MWh in Österreich und Deutschland kosteten, lagen die Durchschnittswerte in den zwei folgenden Wintern jeweils über 100 EUR/MWh. Der Winter 2025/2026 erreichte in Österreich im Schnitt 120 EUR/MWh. Die Ursachen für diese erheblichen Unterschiede liegen vor allem in den klimatischen Bedingungen: Temperatur und Niederschlag beeinflussen sowohl den Energieverbrauch als auch die Laufwasserkrafterzeugung erheblich. Mit dem fortschreitenden Windkraftausbau gewinnt zudem das verfügbare Windangebot an Bedeutung. Erneuerbare Energien spielen also auch bei den extrem hohen Spotpreisen eine entscheidende Rolle.

Im Winter 2023/2024 erzeugte die Onshore-Windkraft in der EU 27 rund 184 TWh. Trotz des seither forcierten Ausbaus wurde dieses Niveau seitdem nicht wieder erreicht: Im Winter 2024/2025 lag die Erzeugung bei 155 TWh (−15 % gegenüber 2023/2024), im Winter 2025/2026 bei 165 TWh (−11 %). Neben technischen Problemen und marktbedingten Stillständen durch negative Preise geht der überwiegende Teil dieses Rückgangs auf eine länger anhaltende Phase unterdurchschnittlicher Windgeschwindigkeiten in weiten Teilen Europas zurück.

Die entscheidende Frage lautet: Handelt es sich um eine nachhaltige Entwicklung oder um einen statistischen Ausreißer? Die atmosphärischen Bedingungen über Europa wurden 2025 von blockierenden Hochdrucksystemen über Mittel- und Nordwesteuropa geprägt. Diese störten die Westströmung und führten zu stabilen, windarmen Verhältnissen, im Winter eine typische Dunkelflaute. Ursache war ein nach Norden verlagerter Jetstream, der die Hauptzugbahn der Stürme in höhere Breiten verschob. Infolgedessen erlebten Regionen wie Frankreich und Deutschland weniger und schwächere Tiefdruckgebiete. Für 2026 erwarten die meisten Modelle keine spürbare Verbesserung des Windaufkommens, da im Sommer ein El-Niño-Ereignis ansteht.

Der mittelfristige Ausblick spricht dafür, dass das schwache Windaufkommen der letzten zwei Jahre ein statistischer Ausreißer und kein struktureller Trend ist. Analysen historischer Winddaten für Europa aus dem Zeitraum 1996–2025 zeigen keine signifikanten Trends in die eine oder andere Richtung. Die windschwachen Jahre 2024 und 2025 werden als natürliche Klimavariabilität interpretiert. Einige Studien sehen bei stärkerer globaler Erwärmung künftig leicht sinkende Windgeschwindigkeiten über Europa, allerdings sind diese Befunde aufgrund der Komplexität klimatischer Wechselwirkungen mit erheblicher Unsicherheit behaftet.

Was folgt daraus?

Die hohen Spotpreise hatten weniger regulatorische als klimatische Ursachen, nämlich eine geringere Windstromerzeugung. Die Negativpreise hingegen sind eine direkte Folge verpasster Anpassungen an den massiven PV-Ausbau der vergangenen Jahre. Der Umbau des Stromsystems ist in vollem Gange und die Politik muss die Voraussetzungen schaffen, Überschüsse über Flexibilitätstechnologien nutzbar zu machen. Die Energiewirtschaft ihrerseits muss ihre Hausaufgaben machen und bedingte Gebote zum Standard erheben.

Dass diese strukturellen Themen höchst aktuell sind, zeigen die aktuellen Spotpreise eindrücklich: Am deutschen Spotmarkt lag der Wochendurchschnitt Ende Mai bei 94,90 EUR/MWh und der Juni beginnt auf noch höherem Niveau. Ausschlaggebend ist die schwache Windkrafterwartung bei nur rund 82 % der saisonalen Norm. Der Mai 2026 ist auch im Jahresvergleich ein Ausnahmefall: 2025 war der Mai mit einem Durchschnittspreis von 67,34 EUR/MWh noch der günstigste Monat des Jahres, 2024 lagen die Werte auf ähnlichem Niveau. 2026 hingegen kommt der Mai auf stolze 97,54 EUR/MWh, ein Plus von 45 % gegenüber den Vorjahren und der höchste Mai-Preis aller Zeiten, wenn man das Krisenjahr 2022 außer Acht lässt. Neben dem schwachen Windangebot belastet auch eine unterdurchschnittliche Hydrologie das Preisniveau. Hinzu kommt die globale Energiemarktsituation: An den Terminmärkten ist derzeit wenig Bewegung, die Preise verharren auf hohem Niveau, da die Marktteilnehmer auf ein mögliches Abkommen zwischen den USA und dem Iran warten. Je wahrscheinlicher eine Einigung erscheint, desto stärker tendieren die Preise nach unten; je mehr Störungen öffentlich werden, desto größer der Aufwärtsdruck.