LONDON (IT BOLTWISE) – Der Großhandelspreis für Stromlieferungen im Januar liegt in Deutschland bei über 180 Euro je Megawattstunde und damit mehr als 60 Prozent über dem Vorjahr. Treiber sind gestiegene Gaspreise infolge unterbrochener LNG-Lieferungen aus Katar und der Lage im Nahen Osten. Auch das Wetter entscheidet mit: Bleibt es kalt und windstill, könnten Strompreise nach Einschätzung von Marktakteuren nochmals deutlich zulegen. Gleichzeitig ist die Versorgung zwar besser gepuffert als 2022, aber stärker vom globalen Flüssiggasmarkt abhängig.
Europas Strommärkte laufen vor dem Winter erneut auf Sicht und liefern damit Warnsignale, die an die Energiekrise 2022 erinnern – auch wenn die Lage nicht eins zu eins vergleichbar ist. Für Deutschland zeigt sich das besonders deutlich am Großhandel: Der Preis für Stromlieferungen im Januar liegt an der europäischen Energiebörse bei mehr als 180 Euro je Megawattstunde. Das entspricht einem Plus von über 60 Prozent gegenüber dem Vorjahr und ist mehr als nur ein kurzfristiger Ausschlag, weil sich die Preisspur maßgeblich über die Gaspreise durch das gesamte System fortsetzt.
Technisch betrachtet entsteht der Zusammenhang vor allem dort, wo Gaskraftwerke zur systemrelevanten Reserve werden. Wenn Wind- und Solaranlagen in bestimmten Stunden nicht genügend Leistung liefern, übernehmen zunehmend Anlagen, die auf Gas setzen – und setzen dann im Großhandel häufig den Marktpreis. Genau hier verschärft sich die Situation durch den globalen LNG-Umweg: Europa ist heute zwar resilienter gegen echte Gasknappheit als 2022, weil neue LNG-Terminals, ein geringerer Gasverbrauch und zusätzliche Lieferanten die Versorgung robuster gemacht haben. Gleichzeitig steigt jedoch die Abhängigkeit vom globalen Flüssiggasmarkt, weil sich die Bezugsquellen stärker konzentrieren und Lieferausfälle schneller in europäischen Preisen ankommen.
Die Konzentration lässt sich an den Importströmen festmachen: Im ersten Halbjahr 2026 stammten laut den im Bericht genannten Daten 81 Prozent der LNG-Importe des Europäischen Wirtschaftsraums aus den USA und Russland. Wenn dann Konflikte oder technische Störungen in Regionen wie dem Nahen Osten die Lieferketten treffen, wirkt das nicht nur auf den Gasmarkt, sondern unmittelbar auf die Stromerzeugungskosten. Hinzu kommt, dass Europa mit asiatischen Abnehmern um verfügbare Tankerladungen konkurriert. Damit verschiebt sich das Risiko von „leeren Leitungen“ hin zu dauerhaft hohen Grenzkosten – und genau diese Kosten werden bei kühlen Temperaturen und fehlendem Wind besonders schnell wirksam.
Für den möglichen nächsten Schritt kommt deshalb nicht nur die internationale Versorgungslage ins Spiel, sondern auch das Wetter. Bei anhaltender Kälte und Lieferengpässen im Nahen Osten könnten die Großhandelspreise für Strom im Winter noch einmal um bis zu 50 Prozent steigen, wie aus Marktkommentaren hervorgeht. Bleibt es zugleich über längere Zeit windstill, müssten häufiger teure Gas- und auch Kohlekraftwerke einspringen, weil erneuerbare Erzeugung dann nicht die Lücke in der Strombilanz schließt. Daneben belasten saisonale und strukturelle Faktoren das europäische Erzeugungsmix: In Frankreich haben Hitze und zeitweise Streiks die Leistung von Atomkraftwerken eingeschränkt, während geringe Wasserreserven die Wasserkrafterzeugung drücken. Solaranlagen können im Winter zwar helfen, aber in Nordeuropa bleibt ihre Produktion häufig weit unter dem sommerlichen Niveau.
Auch die Frage „Kommt das im Portemonnaie an?“ hängt an der Marktmechanik. Viele Versorger decken sich zu einem erheblichen Teil langfristig und zu früher vereinbarten Konditionen; die nächste Preiswelle schlägt daher zunächst nicht im gleichen Umfang in den Tarifen für Haushalte um. Hält der Preisdruck jedoch an, werden sich die höheren Beschaffungskosten Schritt für Schritt in neuen Preisstrukturen niederschlagen. Unternehmen stehen damit ebenfalls vor einer zweiten Belastungsrunde: Steigende Energiekosten können den Inflationsdruck zusätzlich verstärken, selbst wenn die Stromrechnungen nicht sofort alle Effekte vollständig widerspiegeln.
Deutschland startet den Winter außerdem mit einer angespannten Gasspeicherlage. Die Speicher seien laut Daten von Gas Infrastructure Europe nur zu rund 56 Prozent gefüllt – ein Wert, der für diese Jahreszeit als historisch niedrig beschrieben wird. Zwar plant die Bundesregierung eine strategische Reserve von 24 Milliarden Kilowattstunden Gas, allerdings erst zur Wintersaison 2027; Aufbau und Erstbefüllung werden dabei mit Kosten in einem Bereich von 1,2 bis 1,5 Milliarden Euro beziffert, plus jährlichen Ausgaben bis zu 180 Millionen Euro. Vor diesem Hintergrund gilt zwar eine Versorgungskrise wie 2022 als weniger wahrscheinlich, die eigentliche Gefahr verschiebt sich aber klar: Statt eines einmaligen Schocks droht eher eine längere Phase hoher Kosten, weil der Preismechanismus über Gas durchschlägt.
Für einzelne Marktteilnehmer kann das paradoxerweise auch Chancen eröffnen. Wenn Gas und damit der Grenzpreis hoch bleiben, profitieren Stromerzeuger mit flexiblen Kapazitäten oder Stromsparten, deren Erlöse an Großhandelspreise gekoppelt sind. In dem Zusammenhang werden unter anderem Konzerne wie RWE, Engie und EDP Renewables als Nutznießer einer Preisumgebung genannt, die Ergebnisprognosen über Erwartungen hinaus treiben könnte. Gleichzeitig stützen erneuerbare Energien den Markt bereits, aber sie wirken derzeit eher dämpfend statt ausgleichend: Ohne seit 2021 neu gebaute Solarkapazitäten wären die europäischen Großhandelspreise im Sommer nach Berechnungen einer genannten Beratungsgesellschaft im Durchschnitt deutlich höher ausgefallen. Der Engpass bleibt jedoch im Winter, weil erneuerbare Kapazitäten bislang nicht stark genug wachsen, um die Gasabhängigkeit in der kritischen Phase strukturell zu neutralisieren.
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