Markteinblicke

Stellungnahme zum Begutachtungsentwurf des Elektrizitätswirtschaftsgesetz

manuel.giselbrecht@inercomp.com (Manuel Giselbrecht) — Wed, 05 Aug 2026 14:02:21 GMT

1. Einleitung

Wir begrüßen die Möglichkeit, zum vorliegenden Begutachtungsentwurf der Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung (SNE-G-V) Stellung zu nehmen. Bereits in unserer Stellungnahme zur vorangegangenen Marktkonsultation haben wir auf eine grundlegende Problematik hingewiesen, die aus unserer Sicht auch im nun vorliegenden Entwurf nicht aufgegriffen wird: Das bestehende System aus Leistungs- und Arbeitspreis setzt für ein zunehmend von erneuerbarer Erzeugung geprägtes Stromsystem nicht die nötigen Anreize zur verbrauchsseitigen Lastverlagerung.

Marktkommentar August

Simon Koller — Wed, 05 Aug 2026 08:25:39 GMT

Ende Juni sah es kurz nach Entspannung aus. Die Annäherung zwischen den USA und dem Iran drückte den Gaspreis am Spotmarkt und am kurzfristigen Terminmarkt in Richtung 40 EUR/MWh. Für ein paar Tage schien eine Wiedereröffnung der Straße von Hormus in Reichweite. Jedoch haben die Entwicklungen im Juli die Hoffnungen auf eine schnelle Wiederaufnahme katarischer LNG-Produktion zunichte gemacht.

In vier Wochen stieg der TTF-Kontrakt für August um 57 %, von 40,50 EUR/MWh am 25. Juni auf 63,58 EUR/MWh am 24. Juli. Der Anstieg verlief in zwei Phasen: Zunächst eine stetige Aufwärtsbewegung, als die erhoffte Öffnung ausblieb, dann eine Beschleunigung ab Mitte Juli, nachdem der Transit fast vollständig zum Erliegen kam. QatarEnergy hat die Force Majeure bis mindestens Mitte September verlängert und bereitet eine Ausweitung bis Oktober vor.

Die Folgen sind in den Speicherständen ablesbar. Die LNG-Importe der EU liegen seit Mitte Juli deutlich unter 3 TWh pro Tag, dem niedrigsten Stand seit 2024. Gleichzeitig steigt die asiatische LNG-Nachfrage wieder an. Die europäischen Speicher stehen Ende Juli bei 56 % gegenüber 68 % im Vorjahr. Aktuell halten wir einen Füllstand von rund 70 % am Ende der Einspeichersaison für realistisch.

Bei den EU-Speicherzielen lohnt sich eine Präzisierung, die in der Berichterstattung häufig untergeht. Die verbindliche Marke von 90 % besteht fort, ist seit der Novelle im Sommer 2025 aber weicher als die Zahl vermuten lässt. Mitgliedstaaten dürfen um bis zu zehn Prozentpunkte abweichen, die Kommission kann weitere fünf gewähren. Und das Ziel muss nicht mehr am 1. November, sondern im Zeitraum zwischen 1. Oktober und 1. Dezember erreicht werden. Damit entfällt jener Mechanismus, der 2022 die Preise zusätzlich trieb, weil alle Käufer gleichzeitig an den Markt mussten. Das erklärt teilweise, warum der Markt trotz niedriger Speicherstände nicht in Panik verfällt. Eine weitere Erklärung ist die Erwartung von Marktteilnehmern, dass katarische LNG-Mengen Richtung Jahresende zurückkehren und dass zugleich das globale LNG-Angebot durch neue Projekte stetig zunimmt.

Aufschlussreich ist auch die Form der aktuellen Forward-Kurve. Der August-Kontrakt notiert bei 58 EUR/MWh und damit rund 16 EUR über dem Cal-2027, das Q4-2026 liegt praktisch gleichauf mit dem August und weist keinen der sonst üblichen Winteraufschläge auf. Der Markt konzentriert die Belastung also auf die kommenden Monate bis zum Winterende und sieht ab dem Q2-2027 eine Beruhigung.

Am Strommarkt hat sich der Gaspreis fast ungefiltert durchgesetzt. Der deutsche August-Kontrakt stieg von 98 EUR/MWh Ende Juni auf 134 EUR/MWh am 22. Juli, den höchsten Wert seit Beginn seiner Notierung, und schloss den Monat bei 130 EUR/MWh. Gegenüber dem Vorkriegsstand vom Februar ist das ein Plus von 72 %. Die Zerlegung des Anstiegs ist dabei aufschlussreich: Von den 32 EUR/MWh seit Ende Juni entfallen bei einem unterstellten Wirkungsgrad eines Gaskraftwerks von 55 % 31,5 EUR/MWh auf die gestiegenen Gaskosten. Der Clean Spark Spread blieb mit rund minus 5 EUR/MWh nahezu unverändert. Strom und Gas haben sich im Juli im Gleichschritt bewegt, das Gaskraftwerk blieb preissetzend. Wie profitabel die Kohleverstromung dadurch wurde, zeigt der Clean Dark Spread: von rund 5 EUR/MWh Ende Juni weitete er sich bis zum Monatsende auf rund 28 EUR/MWh aus. Entsprechend legte die deutsche Steinkohleverstromung im Juli gegenüber dem Vormonat um 22 % auf 1.839 GWh zu.

Damit schließt sich der Kreis zum CO₂-Markt. Am 17. Juli hat die Europäische Kommission ihren Vorschlag zur Überarbeitung des Emissionshandels vorgelegt: Der lineare Reduktionsfaktor wird für die Zeit nach 2030 gelockert, die automatische Löschung von Zertifikaten in der Marktstabilitätsreserve (MSR) entfällt, und eine Industrial Decarbonisation Bank soll ab 2028 Emissionsminderungen fördern. Eine Anpassung des Artikel 29a (ein Mechanismus, der bei starken Preisanstiegen Zertifikate aus der MSR in den Markt bringt) blieb aus. Der Markt sprang innerhalb von drei Handelstagen von 79 auf knapp 87 EUR/t, gab die Bewegung aber fast vollständig wieder ab. Zum Monatsende steht der Dezember-Kontrakt bei rund 81 EUR/t.

Eine der wichtigsten Änderungen steht ohnehin nicht im Preis. Die kostenlose Zuteilung wird bis 2040 verlängert, für CBAM-Sektoren bis 2038, ab der Zuteilungsperiode 2031 jedoch an Investitionsbedingungen geknüpft: Wer sie behalten will, muss einen verifizierten und öffentlich einsehbaren Investitionspfad Richtung Klimaneutralität 2050 vorlegen. Ausgenommen sind nur die zehn % der effizientesten Anlagen je Benchmark. Die eigentliche Wirkung des ETS-Reviews liegt im langfristigen Investitionssignal und genau dieses hat das Review mit dem abgeschwächten Reduktionsfaktor nach 2030 gedämpft. Die Vorschläge markieren allerdings erst den Auftakt eines Verfahrens, das bis ins erste Quartal 2027 dauern dürfte. Weitere Details zum ETS-Review können Sie auf unserer Webseite nachlesen: EU-ETS-Review 2026: Änderungen und EUA-Preise | INERCOMP

Gestützt hat den Strompreis im Juli also nicht das ETS-Review, sondern andere Effekte. Hitze und eine dadurch teilweise gedrosselte Kernkraft und schwache Laufwasserkraft trieben die thermische Erzeugung nach oben. Einzig die Windkraft zeigte sich im Juli mit hohen Erzeugungsmengen preisdämpfend. Bei der Kostenwirkung ist zwischen Niveau und Veränderung zu unterscheiden. Im Niveau ist der CO₂-Preis alles andere als nebensächlich: Bei 81 EUR/t trägt er rund 30 EUR/MWh zu den Grenzkosten eines Gaskraftwerks bei. An der Verteuerung des Strom-August-Kontrakts im Laufe des Julis hatte er mit etwa 0,4 EUR/MWh gegenüber 31,5 EUR/MWh aus dem Gaspreis dagegen kaum Anteil. Wer den Strompreisanstieg dieses Sommers erklären will, muss auf die Straße von Hormus und nicht nach Brüssel blicken.

Ein Blick nach Südosteuropa zeigt, wie unterschiedlich sich die Krise innerhalb Europas verteilt. Der ungarische August-Kontrakt schloss am 31. Juli bei 192 EUR/MWh, der Aufschlag gegenüber Deutschland lag bei 61 EUR/MWh. Ende Juni lag dieser Spread noch bei 22 EUR/MWh, am 24. Juli bei 27 EUR/MWh. In den fünf Handelstagen nach der Feuerpause vom 25./26. Juli korrigierte Deutschland um knapp 2 %, Ungarn stieg um weitere 20 %. Sollte sich der ungarische August-Future-Preis realisieren, wäre es am HUPX der teuerste Monat seit Dezember 2022 und der zweithöchste August (nach 495 EUR/MWh im Jahr 2022) aller Zeiten. Die einzigen 15 Monate, in denen der ungarische Baseload-Preis jemals über diesem Niveau lag, fallen ausnahmslos in den Zeitraum Oktober 2021 bis Dezember 2022, die Jahre der europäischen Energiekrise. Ungarn verfügt über wenig eigene flexible Erzeugung und mit Abschaltungen des Atomkraftwerks Paks und hohen Gaspreisen schlägt die Abhängigkeit von thermischer Importleistung voll auf den Preis durch. Ob die Preissetzung eine Knappheit vorwegnimmt oder spekulativ überschießt, lässt sich nicht mit Sicherheit sagen.

Der Trend ist jedenfalls eindeutig. Die Preisdifferenzen innerhalb von Europa steigen mit politischen Krisen und Wetterextremen an. Wer kurzfristig auf sinkende Preise wartet, setzt darauf, dass sich in der Straße von Hormus etwas bewegt, das sich seit Wochen nicht bewegt.

Was der ETS-Review 2026 ändert und was das für die EUA-Preise bedeutet

christoph.zehetner@inercomp.com (Christoph Zehetner) — Thu, 23 Jul 2026 14:00:00 GMT

Die Kommission schlägt einen langsameren Rückgang des ETS-Caps nach 2030, neue Regeln für die Market Stability Reserve und deutlich mehr Unterstützung für die industrielle Dekarbonisierung vor. Die meisten Änderungen greifen erst nach 2030 - verändern aber die langfristige Angebotslage am EUA-Markt.

Die europäische Klimapolitik unterliegt derzeit einem Paradigmenwechsel und ist gleichzeitig so umstritten wie seit Langem nicht. Während zu Beginn der 2000er-Jahre der Kampf gegen den Klimawandel im Vordergrund stand, rückten in den letzten 4-5 Jahren die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie und die Reduktion von Energieimporten in den Vordergrund. Beim Thema Wettbewerbsfähigkeit kann Klimapolitik aus zwei Perspektiven betrachtet werden: einer kurzfristigen und einer langfristigen. Kurzfristig belasten die CO2-Kosten die produzierenden Unternehmen in der EU. Langfristig ist der Umstieg auf erneuerbare Energien und die damit verbundene Elektrifizierung möglicherweise der einzige Weg, wettbewerbsfähig zu bleiben.

Auf der einen Seite stehen die klaren Befürworter einer strikten Klimapolitik: die Iberische Halbinsel, Skandinavien, die Beneluxländer und jene Industrieunternehmen, die bereits im großen Stil in Dekarbonisierung investiert haben. Auf der anderen Seite stehen die ost- und südosteuropäischen Länder sowie Industrieunternehmen, die bisher noch vollständig oder großteils auf fossile Energieträger setzen.

Vor diesem Hintergrund wurde auf europäischer Ebene zuletzt intensiv über Änderungen am Emissions Trading System (ETS) im Rahmen des langfristig geplanten ETS-Reviews verhandelt - treffender gesagt: um einen Kompromiss gerungen. Am 17. Juli 2026 stellte die EU-Kommission ihren Vorschlag vor.

Nachfolgend stellen wir die wesentlichsten Änderungen vor.

Marktkommentar Juli

matthias.kisslinger@inercomp.com (Matthias Kisslinger) — Wed, 01 Jul 2026 05:30:00 GMT

Die Hitze setzt uns und dem Strommarkt zu. Was sich auf den ersten Blick wie eine bloße Wetterlage liest, ist in Wahrheit ein Preisschock im Tagesrhythmus: Besonders hohe Kühllast trifft auf geringe Windeinspeisung und abends auf kaum noch merkliche PV-Erzeugung. Die vergangene Woche war im Strom deutlich teurer als die Vorwoche, und die abendlichen Preisspitzen sind Ausdruck der Transformation, in der wir uns befinden.

Die höchsten Einzelviertelstundenpreise des Jahres fielen in Österreich und Deutschland auf die vergangene Woche. Am 24. Juni um 20:45 Uhr erreichte der Preis in Österreich 645 EUR/MWh, in Deutschland 747 EUR/MWh. Damit war Deutschland im Peak deutlich teurer als Österreich. Der Österreich-Aufschlag, der im Winterhalbjahr noch zwischen 12,6 und 31,3 EUR/MWh lag, rutschte im Juni erstmals seit August 2025 wieder in den negativen Bereich und notiert bei -1,8 EUR/MWh. Die Gründe dafür sind vielschichtig: schwache Windauslastung, kaum negative Preise und eine Situation, in der Österreich in den besonders teuren Stunden häufig die letzte Einheit für die Nachbarn liefert. Pumpspeicher sind aktuell ab etwa 18:00 Uhr in vielen Stunden im Einsatz.

Besonders eindrücklich zeigt sich die Knappheit am Beispiel Ungarns. Am 29. Juni um 21:00 Uhr, liegt der Preis dort bei 785 EUR/MWh. Österreich notiert im selben Moment bei 281 EUR/MWh, also bei 36 % des ungarischen Niveaus, Deutschland bei 319 EUR/MWh beziehungsweise 41 %. Das macht sichtbar, wie steil die Angebotskurve in Knappheitsphasen werden kann und wie wenig zusätzliche Laständerung bereits eine signifikante Preiswirkung entfaltet.

Die Hitze trifft nicht nur die Nachfrage, sondern auch das Angebot. Niedrige Wasserführung reduziert die Laufwasserkraft, gleichzeitig bedingen hohe Flusstemperaturen Kühlwasserrestriktionen für thermische Kraftwerke und AKWs. Die extrem hohen Abendpreise sind damit das Ergebnis mehrerer gleichzeitiger Engpässe, die alle mit der Hitze zusammenhängen. Umso auffälliger ist der Kontrast zur Mittagszeit, in der die Preise oft nahe null liegen. Die PV-Einspeisung in Österreich liegt zum Halbjahresende rund 16 % über dem Vorjahresniveau beim Wochenhöchstwert und im Tagesspitzenmittel knapp 30 % darüber. Den Jahreshöchstwert markierte allerdings nicht der aktuelle Hochsommer, sondern das Frühjahr: In der Woche ab 27. April wurden bis zu knapp 5.600 MW erreicht. Die aktuellen Juniwerte liegen rund 9 bis 10 % darunter, was der reduzierten Modulleistung bei sommerlicher Hitze entspricht.

Grundsätzlich ergänzen sich Wind und PV saisonal gut. Stabile Hochdruckgebiete wie aktuell führen jedoch zu geringer Windkraftausbeute. Die Spreizung zwischen Mittagstief und Abendspitze wird mit weiterem Erneuerbaren-Ausbau und sonstigem Stillstand nicht kleiner, sondern größer. Die durchschnittliche Standardabweichung der Preise pro Tag folgt einem ausgeprägten Jahresgang: Im Winter lag sie bei rund 18 bis 26 EUR/MWh, stieg im Frühjahr kräftig an und erreicht im Juni rund 76 EUR/MWh. In der letzten Woche lag sie in Österreich bei 97 EUR/MWh, in Deutschland bei 109 EUR/MWh und in Ungarn bei 121 EUR/MWh. Das ist ein klares Signal für den weiteren Weg der Energietransformation.

Viele kleine Verbrauchslasten folgen heute noch eher dem Komfortrhythmus als dem Preissignal. Gekühlt wird, wenn man heimkommt, nicht wenn Strom im Überfluss vorliegt. Klimaanlagen, Warmwasserbereitung, Ladeinfrastruktur oder Wärmepumpen sind in der Aggregation durchaus relevante Lasten. Genau dafür sind Aggregatoren vorgesehen: Akteure, die verteilte Flexibilität bündeln und marktfähig machen. Die breite Umsetzung wartet jedoch noch auf nationale Implementierung. Der einfachere Hebel liegt in der industriellen Flexibilität und wäre bereits heute mit kleinen regulatorischen Anpassungen zu großen Teilen realisierbar. Wer auf Preissignale reagiert, bewegt den Markt. Batteriespeicher entwickeln sich ebenfalls weiter; die Einsatzmöglichkeiten außerhalb der Regelenergie sind mit den aktuellen Preisspreads marktreif. Die Sektorkopplung ist dabei nicht nur ein Schlagwort, sondern Voraussetzung für ein kosteneffizientes System. Mobilität und Wärme werden in das Stromsystem integriert. Der beschwerlichste Teil der Energiewende liegt wahrscheinlich bereits hinter uns: die Serienproduktion der nötigen Technologien und die damit verbundene Kostendegression. Was es jetzt braucht, ist regulatorische Weiterentwicklung und das Bewusstsein für Laständerung bei Preisspitzen.

Lastprofile und der Fehler in ihrer Bewertung

Manuel Wissiak — Tue, 16 Jun 2026 11:00:00 GMT

273,16 €/MWh.

Das ist die Zahl, die Sie aus diesem Jahr kennen. Schwarz auf weiß, aus echten Daten. Berechnet aus dem Lastprofil Ihres Kunden: Profilwert plus Ausgleichsenergiekosten, methodisch sauber, historisch belegt.

Jetzt soll ein Angebot raus. Drei Jahre Laufzeit. Und die Frage lautet: Was setzen Sie als Grundlage?

Marktkommentar Juni

matthias.kisslinger@inercomp.com (Matthias Kisslinger) — Mon, 01 Jun 2026 06:45:00 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.

EU-Gasspeicher: Warum der Winter 2026/27 wieder Preisrisiko bringen könnte

Simon Koller — Thu, 21 May 2026 11:30:00 GMT

Europa startete am 1. April mit rund 29 % Füllstand in die Einspeichersaison - dem niedrigsten Wert seit 2022. Gleichzeitig belasten geopolitische Spannungen rund um die Straße von Hormuz die LNG-Verfügbarkeit, während die asiatische Nachfrage anzieht.

Wir haben drei Szenarien modelliert, was das für den Winter 2026/27 bedeutet und warum das zentrale Risiko preislicher Natur ist.

Stellungnahme zum Begutachtungsentwurf des Elektrizitätswirtschaftsgesetz

manuel.giselbrecht@inercomp.com (Manuel Giselbrecht) — Mon, 04 May 2026 23:00:00 GMT

Sehr geehrte Damen und Herren,

Marktkommentar Mai

matthias.kisslinger@inercomp.com (Matthias Kisslinger) — Mon, 04 May 2026 07:30:00 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