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Ausgabe 41: Sechs Monate ElWG

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Sechs Monate Elektrizitätswirtschaftsgesetz

Unter der politischen Bezeichnung „Günstiger-Strom-Gesetz“ wurde Ende Dezember 2025 das Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) kundgemacht. Das ElWG löst das bisherige ElWOG 2010 ab und bildet künftig den zentralen Rechtsrahmen für die österreichische Elektrizitätswirtschaft. 

Politisch wurde damit vor allem die Erwartung niedrigerer Stromkosten in den Vordergrund gestellt. Fachlich greift diese Zuspitzung jedoch zu kurz.

Das ElWG ist kein unmittelbares Preisinstrument, sondern ein umfassender Ordnungsrahmen für Marktorganisation, Netzanschluss, Netzzugang, Systemnutzungsentgelte, Flexibilität, Speicher, Energiegemeinschaften, Kundenschutz und Versorgungssicherheit. 

Nach rund sechs Monaten zeigt sich: Der neue Strommarktrahmen ist beschlossen, aber in wesentlichen Punkten noch nicht wirksam.

Diese Ausgabe von Holzkraft recherchiert ordnet ein, welche Regelungen bereits gelten, welche Bausteine noch fehlen und welche Fragen für Netzbetrieb, Systemkosten, Flexibilität und Holzkraftwerke in den kommenden Monaten relevant werden. 

 

Ein Rechtsrahmen mit gestaffeltem Start

Das ElWOG 2010 war mehr als 15 Jahre lang die zentrale Grundlage für Marktorganisation, Netzbetrieb, Kundenschutz und Systemnutzungsentgelte im österreichischen Stromsektor. Seither wurden die unionsrechtlichen Vorgaben weiterentwickelt. Zugleich haben sich Struktur und Anforderungen des Stromsystems grundlegend verändert. 

Die erneuerbare Stromerzeugung wurde stark ausgebaut. Mit dem wachsenden Anteil wetterabhängiger Einspeisung steigen die Anforderungen an Netzbetrieb, Anschlusskapazitäten und Systemführung. Besonders sichtbar wird das bei Photovoltaik, deren Einspeisung stark tageszeitlich geprägt ist und in bestimmten Stunden hohe Leistungen in die Netze bringt. Speicher, Energiegemeinschaften, steuerbare Anlagen und flexible Verbraucher gewinnen dadurch zusätzlich an Bedeutung. 

Das ElWG greift diese Entwicklungen auf. Es ersetzt jedoch nicht zu einem einzigen Stichtag sämtliche bisherigen Detailregelungen durch ein vollständig neues System. 

Ein Teil der Bestimmungen trat unmittelbar nach der Kundmachung in Kraft. Weitere Regelungen gelten seit 1. April 2026. Teile folgen mit 1. Oktober 2026. Zentrale Bestimmungen zu den Systemnutzungsentgelten treten erst mit 31. Dezember 2026 in Kraft. 

Zudem bleiben Verordnungen aus dem bisherigen ElWOG 2010 in vielen Bereichen anwendbar, bis die jeweiligen Sachgebiete neu geregelt sind. Die Länder müssen jene Bestimmungen, die als Grundsatzrecht ausgestaltet sind, in ihre Ausführungsgesetze übertragen. 

Sechs Monate nach der Kundmachung befindet sich der neue Rechtsrahmen daher in einer Übergangsphase. Die gesetzlichen Grundlagen stehen, ihre Anwendung folgt in mehreren Schritten. 

 

Was bereits gilt 

Am sichtbarsten sind bisher jene Regelungen, die unmittelbar bei Haushalten, Lieferverhältnissen und einzelnen Netzentgeltsignalen ansetzen. 

Seit 1. April 2026 gilt der Sozialtarif für Strom. Er richtet sich an Haushalte mit besonders niedrigen Einkommen und begrenzt den Energiepreis für einen bestimmten Jahresverbrauch. Netzgebühren, Steuern und Abgaben sind davon getrennt. 

Ebenfalls seit April gilt der Sommer-Nieder-Arbeitspreis. Von 1. April bis 30. September wird der Arbeitspreis der Netzentgelte für Haushalte und kleine Betriebe zwischen 10 und 16 Uhr um 20 Prozent reduziert, wenn Verbrauchsdaten im Viertelstundenintervall gemessen werden. Die Regelung setzt bei der hohen Photovoltaikerzeugung zur Mittagszeit an und soll Verbrauch stärker in diese Stunden verlagern. 

Seit 1. Juni 2026 gibt es außerdem die Auffangversorgung. Sie stellt sicher, dass Haushalte und kleine Unternehmen weiter mit Strom beliefert werden, wenn kein gültiger Liefervertrag mehr besteht. 

Damit sind erste Elemente des ElWG im Alltag angekommen. Sie betreffen vor allem soziale Absicherung, Kundenschutz und ein zeitliches Signal bei den Netzentgelten. 

Für Erzeugungsanlagen, Netzanschlüsse, Flexibilitätsmärkte und Systemkosten sind die maßgeblichen Fragen damit noch nicht beantwortet. 

 

Was noch offen ist 

Viele Bestimmungen, die für Erzeugungsanlagen, Netzbetrieb und Investitionen relevant sind, müssen sich erst in der Anwendung bewähren. 

Das betrifft zunächst die Systemnutzungsentgelte. Die Verteilung der Netzkosten war bereits im Gesetzgebungsprozess besonders sensibel. Für Erzeugungsanlagen ist sie zentral, weil zusätzliche laufende Kosten unmittelbar in die Wirtschaftlichkeit eingreifen. Die neuen Bestimmungen zu den Entgeltkomponenten treten Ende 2026 in Kraft. Ihre finanzielle Wirkung wird daher erst mit den nächsten Entgeltfestlegungen sichtbar. 

Auch der Versorgungsinfrastrukturbeitrag wird erst ab 2027 relevant. Einspeiser mit einer netzwirksamen Leistung von mehr als 20 kW müssen dann jährlich einen Beitrag zur Finanzierung der Versorgungsinfrastruktur leisten. Anlagen bis einschließlich 20 kW sind davon befreit. Die konkrete Höhe wird jährlich durch Verordnung festgelegt, darf aber 0,05 Cent je eingespeister Kilowattstunde nicht überschreiten. Für größere Erzeugungsanlagen entsteht damit ein neuer laufender Kostenbestandteil, dessen tatsächliche Belastung erst mit der jeweiligen Verordnung feststeht. 

Bei flexiblen Netzzugängen kommt es auf die konkrete Anwendung an. Das ElWG ermöglicht bei neuen oder geänderten Netzzugängen eine Begrenzung der garantierten Einspeiseleistung. Anlagen können damit unter bestimmten Voraussetzungen auch dort angeschlossen werden, wo nicht jederzeit die volle Netzkapazität verfügbar ist. 

Das kann Projekte ermöglichen, bevor der Netzausbau vollständig abgeschlossen ist. Betreiber brauchen dafür klare Vorgaben: wann Einschränkungen eintreten können, in welchem Ausmaß sie erfolgen, wie sie dokumentiert werden und ob Netzverstärkungen tatsächlich nachgezogen werden. Flexible Netzzugänge schaffen nur dann Planungssicherheit, wenn Begrenzungen technisch nachvollziehbar und wirtschaftlich kalkulierbar bleiben. 

Auch bei Flexibilitätsleistungen steht die Ausgestaltung noch aus. Netzbetreiber sollen solche Leistungen künftig transparent, diskriminierungsfrei und marktgestützt beschaffen, wenn sie gegenüber Netzausbau oder Netzverstärkung die kosteneffizientere Maßnahme darstellen. 

Dafür braucht es klar definierte Produkte, technische Anforderungen, Teilnahmebedingungen und Vergütungsmodelle. Diese Details bestimmen, ob Flexibilität zu einem nutzbaren Markt wird oder vor allem als zusätzliche technische Anforderung bei den Anlagen ankommt. 

 

Was für Holzkraftwerke relevant ist 

Für Holzkraftwerke ist das ElWG vor allem an drei Stellen relevant. 

Erstens bei den Kosten. Netzentgelte, neue Beiträge und regulatorische Vorgaben wirken unmittelbar auf die Wirtschaftlichkeit von Erzeugungsanlagen. Holzkraftwerke stehen bereits heute in einem anspruchsvollen Umfeld aus Brennstoffkosten, Marktpreisen, Förderrahmen und Wärmelieferverpflichtungen. Zusätzliche laufende Belastungen auf der Erzeugerseite sind daher von hoher Bedeutung. 

Zweitens beim Netzanschluss und Netzzugang. Das ElWG enthält neue Vorgaben zu verfügbaren Netzanschlusskapazitäten, Anschlussverfahren und flexiblen Netzzugängen. Für neue Projekte, Erweiterungen oder Repowering wird entscheidend sein, ob diese Regelungen in der Praxis zu mehr Transparenz, klareren Verfahren und verlässlicheren Anschlussbedingungen führen. 

Drittens bei der Einordnung planbarer erneuerbarer Erzeugung. Holzkraftwerke erzeugen Strom und Wärme gekoppelt. Sie nutzen lagerfähige biogene Brennstoffe und können unabhängig vom Wetter verlässlich erzeugen. Damit verbinden sie planbare Erzeugung und verlässliche Verfügbarkeit mit regionaler Einbindung und gleichzeitiger Wärmebereitstellung. 

Das ElWG stärkt die Bedeutung von Systemanalyse, Versorgungssicherheit und Netzplanung. Damit stellt sich auch die Frage, wie planbare erneuerbare Erzeugung im Strommarktrahmen berücksichtigt wird. 

Für Holzkraftwerke ist wesentlich, ob sie künftig vor allem als Einspeiser mit zusätzlichen Kosten und Pflichten behandelt werden oder ob ihre Rolle für Versorgungssicherheit, regionale Energieversorgung und gekoppelte Strom und Wärmebereitstellung angemessen abgebildet wird. 

Diese Frage ist nach sechs Monaten offen. Die Antwort wird sich in den kommenden Verordnungen, Marktregeln, Entgeltfestlegungen und in der praktischen Anwendung des ElWG zeigen. 

 

Zwischenstand nach sechs Monaten 

Sechs Monate nach Kundmachung des ElWG zeigt sich ein klarer Zwischenstand. 

Sozialtarif, Sommer-Nieder-Arbeitspreis und Auffangversorgung sind gestartet. Damit wurden erste Regelungen des neuen Rechtsrahmens wirksam. 

Die zentralen Systemfragen folgen erst in den kommenden Monaten. Dazu gehören die Systemnutzungsentgelte, der Versorgungsinfrastrukturbeitrag, flexible Netzzugänge, die Flexibilitätsplattform, die Systemanalyse und die Umsetzung durch die Länder. 

Ob das ElWG mehr Planbarkeit schafft, Systemkosten sachgerecht verteilt, erneuerbare Erzeugung besser integriert und Versorgungssicherheit stärkt, lässt sich daher noch nicht abschließend beurteilen. 

Für Holzkraftwerke bleibt die weitere Ausgestaltung von zentraler Bedeutung. 

Ein Stromsystem mit hohen Anteilen wetterabhängiger Erzeugung braucht neben zusätzlichen erneuerbaren Strommengen auch planbare Leistung, nutzbare Wärme, regionale Erzeugungsstrukturen und verlässliche Rahmenbedingungen für Anlagen, die zur Systemstabilität beitragen. 

Der Maßstab für das ElWG wird daher nicht das politische Versprechen eines „günstigeren Stroms“ sein, sondern die Frage, ob seine Umsetzung planbare erneuerbare Erzeugung als Teil eines funktionierenden Stromsystems anerkennt. 

 

 

Fakten: 

„Unter der politischen Bezeichnung ‚Günstiger-Strom-Gesetz‘ wurde Ende Dezember 2025 das Elektrizitätswirtschaftsgesetz kundgemacht. Es löst das bisherige ElWOG 2010 ab.“ 

„Für Betreiber von Erzeugungsanlagen werden vor allem die neuen Regeln zu Systemnutzungsentgelten und zum Versorgungsinfrastrukturbeitrag relevant. Zentrale Entgeltbestimmungen treten Ende 2026 in Kraft.“ 

„Ab 1. Jänner 2027 gilt für Einspeiser mit mehr als 20 kW netzwirksamer Leistung ein jährlicher Versorgungsinfrastrukturbeitrag. Die konkrete Höhe wird per Verordnung festgelegt und darf 0,05 Cent je eingespeister Kilowattstunde nicht überschreiten.“ 

„Das ElWG schafft neue Vorgaben für Netzanschluss, verfügbare Anschlusskapazitäten und flexible Netzzugänge. Für Betreiber wird entscheidend sein, ob daraus in der Praxis mehr Transparenz, verlässlichere Verfahren und wirtschaftlich kalkulierbare Anschlussbedingungen entstehen.“ 

„Nach sechs Monaten sind erste Umsetzungsschritte sichtbar. Für die wirtschaftlich und betrieblich relevanten Fragen der Holzkraftwerke fehlen aber noch zentrale Verordnungen, Marktregeln und Entgeltentscheidungen.“ 

 

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Ausgabe 40: Negative Strompreise als Signal fehlender Systemintegration

Negative Strompreise als Signal fehlender Systemintegration

Negative Strompreise treten in Europa zunehmend häufiger auf. Sie entstehen vor allem dann, wenn hohe wetterabhängige Einspeisung, niedrige Nachfrage und begrenzte Flexibilität zusammenfallen. Windkraft und Photovoltaik sind dabei zentrale Auslöser solcher Überschusssituationen, aber nicht die alleinige Ursache. Die zentralen Herausforderungen im Stromsystem verschieben sich. Es reicht nicht aus, erneuerbaren Strom in der Jahresbilanz auszubauen. Entscheidend wird zunehmend, ob Erzeugung, Verbrauch und Flexibilität auch im konkreten Zeitpunkt zusammenpassen.

Diese Verschiebung prägt die aktuelle Debatte über negative Preise. Sie betrifft die Preisbildung an der Börse, die Ausgestaltung von Förderinstrumenten und die Frage, welchen Wert planbare Erzeugung in einem erneuerbaren Stromsystem künftig hat.

Diese Ausgabe von Holzkraft recherchiert ordnet ein, warum negative Strompreise entstehen, weshalb sie zunehmen und welche Bedeutung diese Entwicklung für Förderlogik, Systemintegration und Holzkraftwerke hat.

 

Wie Strompreise entstehen

Der Strompreis an der Börse entsteht aus Angebot und Nachfrage. Im Day-Ahead-Markt wird Strom für jede Stunde des Folgetages gehandelt. Die Preisbildung folgt dem Merit-Order-Prinzip: Kraftwerke werden nach ihren kurzfristigen Grenzkosten gereiht, also nach den variablen Kosten, die bei der Erzeugung einer zusätzlichen Megawattstunde entstehen. Dazu zählen vor allem Brennstoffkosten, CO₂-Kosten und variable Betriebskosten.

Windkraft, Photovoltaik und Laufwasserkraft stehen in dieser Reihe weit vorne. Für ihre zusätzliche Erzeugung fallen weder Brennstoffkosten noch nennenswerte variable Betriebskosten an, ihre Grenzkosten liegen daher nahe null. Holzkraftwerke liegen aufgrund ihrer Brennstoff- und Betriebskosten im mittleren Bereich. Gaskraftwerke weisen durch ihre Brennstoff- und CO₂-Kosten höhere Grenzkosten auf und stehen entsprechend weiter hinten. Das teuerste Kraftwerk, das noch benötigt wird, um die Nachfrage zu decken, setzt den Preis für alle in dieser Stunde gehandelten Strommengen.

Mit dem Ausbau von Windkraft und Photovoltaik steht in immer mehr Stunden Strom mit niedrigen Grenzkosten zur Verfügung. In Zeiten hoher erneuerbarer Einspeisung sinken die Preise. Treffen diese Stunden auf geringe Nachfrage und begrenzte Flexibilität, kann der Preis unter null fallen.

 

Wenn Erzeugung und Verbrauch zeitlich auseinanderlaufen

Negative Strompreise entstehen, wenn mehr Strom angeboten wird, als gleichzeitig verbraucht, gespeichert, exportiert oder durch Abregelung aus dem System genommen werden kann.

Besonders häufig geschieht das an sonnigen Wochenenden und Feiertagen. Die Nachfrage ist dann niedriger, während Photovoltaikanlagen rund um die Mittagsstunden hohe Strommengen erzeugen. Bei starkem Wind treten ähnliche Situationen auch nachts oder in den Wintermonaten auf, wenngleich deutlich seltener als im Frühjahr und Sommer.

Für das Verständnis negativer Preise ist die Residuallast entscheidend. Sie beschreibt jenen Teil des Stromverbrauchs, der nach Abzug der Einspeisung aus Windkraft und Photovoltaik noch durch andere Erzeugung, Speicher oder Importe gedeckt werden muss.

Sinkt die Residuallast sehr stark, braucht das System zusätzliche Flexibilität. Speicher müssten Strom aufnehmen, Verbraucher müssten Last verschieben, Netze müssten Überschüsse transportieren und Erzeugungsanlagen müssten ihre Leistung reduzieren. Sind diese Möglichkeiten technisch, wirtschaftlich oder vertraglich begrenzt, bleibt zu viel Strom im Markt. Der Preis fällt unter null.

 

Warum negative Preise zunehmen

Diese Entwicklung folgt der Struktur des neuen Stromsystems. Windkraft und Photovoltaik senken in vielen Stunden die Börsenpreise, weil sie Strom mit niedrigen Grenzkosten bereitstellen. Gleichzeitig erzeugen sie wetterabhängig und zeitlich konzentriert. Je größer diese Erzeugungsleistung wird, desto häufiger entstehen Stunden mit sehr niedriger Residuallast.

In Österreich zeigt sich diese Entwicklung inzwischen deutlich. Am Day-Ahead-Markt wurden 2024 rund 300 Stunden mit negativen Preisen verzeichnet. Laut E-Control hat sich die Zahl negativer Preisstunden damit gegenüber den Jahren davor mehr als verdoppelt.

Das Muster folgt der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur. Negative Preise treten vor allem im Frühjahr und Sommer auf, wenn geringere Nachfrage, hohe Photovoltaikeinspeisung und teils hohe Wasserkrafterzeugung zusammenfallen. Im Tagesverlauf häufen sie sich rund um die Mittagsstunden sowie in sehr frühen Morgenstunden.

International zeigt sich derselbe Zusammenhang in besonders ausgeprägter Form. Die Internationale Energieagentur verweist unter anderem auf Märkte wie Südaustralien, wo negative Preise 2023 und 2024 im Durchschnitt rund ein Viertel aller Stunden ausmachten.

Für die Energiewende bedeutet das eine klare Verschiebung. Der Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung bleibt zentral. Gleichzeitig steigt die Bedeutung ihrer zeitlichen Integration. Speicher, Netze, flexible Nachfrage, Direktvermarktung, sektorübergreifende Nutzung und planbare erneuerbare Erzeugung werden zu entscheidenden Bestandteilen eines funktionierenden Stromsystems.

 

Vom Preissignal zur Förderfrage

Negative Preise sind zunächst ein Marktsignal. Sie zeigen, dass Strom in einer konkreten Stunde im Überangebot vorhanden ist. Daraus folgt jedoch keine einfache technische oder wirtschaftliche Antwort für jede einzelne Anlage.

Für Betreiber zählt die gesamte Erlössituation. Dazu gehören Markterlös, Marktprämie, Vermarktungskosten, Ausgleichsenergierisiken, technische Kosten eines Lastwechsels und bestehende betriebliche Verpflichtungen. Ein einzelnes negatives Preisintervall wirkt anders als eine längere Phase negativer Preise.

Im österreichischen Marktprämienmodell verkaufen Anlagen ihren Strom am Markt und erhalten zusätzlich eine Prämie, die sich aus der Differenz zwischen anzulegendem Wert und Referenzmarktwert ergibt. Solange die 6-Stunden-Regel nach § 15 EAG nicht greift, kann diese Marktprämie negative Spotmarktpreise wirtschaftlich teilweise oder vollständig ausgleichen. Nach geltender Rechtslage entfällt die Marktprämie erst dann, wenn der maßgebliche Day-Ahead-Stundenpreis in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist.

Die Begrenzung von Förderzahlungen bei negativen Preisen folgt einer europäischen Grundlogik. Öffentliche Förderungen sollen Marktpreissignale stärker berücksichtigen und keine dauerhaften Anreize setzen, Strom in Zeiten eines Überangebots einzuspeisen. Die konkrete Ausgestaltung bleibt jedoch national.

Aktuell wird eine deutlich schärfere Ausgestaltung diskutiert. Im Raum steht, die Marktprämie bereits bei einzelnen negativen Viertelstundenpreisen auszusetzen. Das wäre keine bloße Umstellung der Zeiteinheit. Viertelstundenpreise bilden kurzfristige Ausschläge stärker ab als Stundenpreise. Negative Preisereignisse treten auf Viertelstundenbasis häufiger auf, weil sie im Stundenmittel teilweise geglättet werden.

Für Anlagenbetreiber hätte eine solche Umstellung zwei Effekte. Einerseits würden mehr Zeitintervalle ohne Marktprämie entstehen. Andererseits kann der Referenzmarktwert steigen, wenn Anlagen negative Preisintervalle vermeiden und dadurch genau jene Produktionsstunden entfallen, die den Marktwert senken würden. Die Folge kann eine geringere Marktprämie je verbleibender erzeugter Einheit sein.

Für Bestandsanlagen ist diese Frage besonders sensibel. Investitionen, Finanzierungen und Förderlaufzeiten wurden auf Basis des bestehenden Regelwerks kalkuliert. Eine rückwirkende Verschärfung würde daher erheblich in bestehende wirtschaftliche Grundlagen eingreifen.

 

Was daraus für Holzkraftwerke folgt

Für Holzkraftwerke stellt sich die Frage negativer Preise innerhalb einer breiteren Debatte über die reale Flexibilität erneuerbarer Anlagen.

Holzkraftwerke sind erneuerbare, wetterunabhängige Erzeugungsanlagen. Gleichzeitig sind viele Anlagen wärmegeführt und auf kontinuierlichen Betrieb ausgelegt. Ihre Fahrweise orientiert sich an Fernwärmenetzen, industrieller Wärmeabnahme oder kommunalen Versorgungspflichten.

Auch technisch sind kurzfristige Lastwechsel begrenzt. Holzkraftwerke arbeiten als thermische Erzeugungsanlagen mit Kessel, Turbine, Leitungen, Nebenanlagen und weiteren wärmetechnischen Komponenten. Temperatur- und Druckänderungen können nur innerhalb bestimmter Lastwechselgeschwindigkeiten erfolgen. Ein Lastwechsel von Nennlast auf Nulllast innerhalb weniger Minuten ist für bestehende Anlagen in der Regel nicht darstellbar.

Hinzu kommt die gekoppelte Wärmebereitstellung. In wärmegeführten KWK-Anlagen richtet sich die Fahrweise wesentlich nach der Abnahme in Fernwärmenetzen, industriellen Prozessen oder kommunalen Versorgungssystemen. Eine kurzfristige Reduktion der Stromerzeugung ist daher nur möglich, wenn die Wärmeversorgung weiterhin gesichert bleib.

Diese Einschränkungen betreffen nicht ausschließlich Holzkraftwerke. Häufige Ab- und Aufregelungen können auch bei anderen Technologien technische Belastungen und zusätzliche Kosten verursachen. Bei KWK-Anlagen kommen jedoch zwei Punkte besonders stark zusammen: die thermische Trägheit der Anlage und die gekoppelte Bereitstellung von Strom und Wärme.

Ihr systemischer Wert liegt in der planbaren, wetterunabhängigen Erzeugung von Strom und Wärme. Gerade in Abendstunden, in der kalten Jahreszeit oder in Phasen geringer Wind- und Solarproduktion leisten Holzkraftwerke einen Beitrag zur Deckung der Residuallast.

 

Die strukturelle Ursache

Negative Strompreise folgen einem klar erkennbaren Zusammenhang: Das Stromsystem erhält immer mehr wetterabhängige Erzeugung mit niedrigen Grenzkosten, während Flexibilität, Speicher und Nachfrageanpassung langsamer wachsen.

Damit verändert sich die Bedeutung einzelner Technologien. Entscheidend wird zunehmend, wann Strom erzeugt wird und welchen Beitrag eine Anlage zur Deckung der Residuallast leistet.

Planbare erneuerbare Anlagen ersetzen keine Speicher und sind nicht automatisch kurzfristige Flexibilitätsressourcen. Sie können aber dort Versorgung leisten, wo wetterabhängige Erzeugung geringe Beiträge liefert.

Für Holzkraftwerke liegt diese Rolle in der gekoppelten Bereitstellung von Strom und Wärme, in der wetterunabhängigen Erzeugung und in der Stabilisierung des Systems außerhalb hoher Wind- und Solareinspeisung.

Der entscheidende Maßstab ist dabei nicht allein die erneuerbare Jahreserzeugung, sondern das Zusammenspiel von Erzeugung, Verbrauch und Flexibilität im konkreten Zeitpunkt.

 

Fakten

„Negative Strompreise entstehen, wenn hohe wetterabhängige Einspeisung bei geringer Nachfrage auf ein Stromsystem trifft, das Überschüsse kurzfristig nur begrenzt aufnehmen, verschieben oder abregeln kann.“

„Mit steigender Einspeisung aus Windkraft und Photovoltaik sinkt die Residuallast in immer mehr Stunden. Fehlen Speicher, flexible Nachfrage, Netzkapazitäten oder Abregelungsmöglichkeiten, kann der Strompreis unter null fallen.“

„In Österreich gilt derzeit die 6-Stunden-Regel nach § 15 EAG. Die Marktprämie entfällt erst dann, wenn der maßgebliche Day-Ahead-Stundenpreis in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist.“

„Holzkraftwerke erzeugen wetterunabhängig Strom und Wärme. Ihre Flexibilität ist jedoch durch thermische Prozesse, Lastwechselgeschwindigkeiten und die gekoppelte Wärmebereitstellung begrenzt.“

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Ausgabe 39: Energiepreise, geopolitische Krisen und strukturelle Abhängigkeiten

Energiepreise, geopolitische Krisen und strukturelle Abhängigkeiten

Die Zuspitzung im Persischen Golf seit Ende Februar 2026 lenkt den Blick erneut auf die Verwundbarkeit globaler Energiemärkte. Und sie macht sichtbar, welche Fragen in Europa weiterhin ungelöst sind.
Denn die Marktreaktionen knüpfen an Entwicklungen an, die in den vergangenen Jahren mehrfach zu beobachten waren. Gleichzeitig stellt sich immer wieder dieselbe Frage: Warum reagieren Energiepreise so schnell und so deutlich auf Konflikte, die geografisch weit entfernt stattfinden?
Diese Ausgabe von Holzkraft recherchiert ordnet die aktuellen Preisbewegungen ein. Sie zeigt auf, wie geopolitische Entwicklungen, globale Energiemärkte und die Struktur der europäischen Energieversorgung ineinandergreifen und warum starke Preisreaktionen dort entstehen, wo Energieversorgung weiterhin maßgeblich von fossilen Importen abhängt.

Wenn Konflikte Energiemärkte bewegen

Ende Februar 2026 verschärfte sich die Lage im Persischen Golf deutlich. Auslöser waren Spannungen zwischen den USA, Israel und dem Iran, die sich innerhalb kurzer Zeit ausweiteten und sicherheitspolitische Risiken für Schifffahrt, Energieexporte und zentrale Handelsrouten im Golfraum erhöhten. Damit rückt eine der zentralen Drehscheiben des globalen Energiehandels in den Fokus.

Die Straße von Hormus verbindet den Persischen Golf mit dem Indischen Ozean und zählt zu den wichtigsten maritimen Engstellen im weltweiten Energiesystem. Ein erheblicher Teil der global gehandelten Ölmengen passiert täglich diese Route. Gleichzeitig wird über diesen Seeweg ein wesentlicher Anteil des international gehandelten Flüssigerdgases transportiert, insbesondere aus Katar.

Verändert sich die Sicherheitslage entlang dieser Route, wirkt sich das unmittelbar auf die Einschätzung der Märkte aus. Ein großer Teil der globalen Energieexporte ist auf genau diese Passage angewiesen. Einschränkungen im Schiffsverkehr oder erhöhte Risiken entlang dieser Route beeinflussen daher direkt Verfügbarkeit, Handelsströme und Preisbildung.

Entscheidend ist dabei weniger, ob es tatsächlich zu Unterbrechungen kommt. Bereits die Erwartung möglicher Störungen reicht aus, um Märkte zu bewegen. Energie ist ein Gut, dessen Versorgung jederzeit gesichert sein muss. Entsprechend reagieren Marktteilnehmer frühzeitig auf Risiken entlang zentraler Transport- und Förderstrukturen und passen ihre Beschaffungsstrategien an.

 

Warum Preise schneller reagieren als sich die Lage verändert

Energiemärkte reagieren nicht erst dann, wenn physische Knappheit eintritt. Sie reagieren auf Erwartungen.

Sobald Händler davon ausgehen, dass sich die Verfügbarkeit von Öl oder Gas verschlechtern könnte, sichern sie sich frühzeitig zusätzliche Mengen. Diese zusätzliche Nachfrage wirkt unmittelbar preistreibend. Parallel dazu steigen Risikoprämien entlang der gesamten Lieferkette, von Förderung über Transport bis hin zum Handel.

Hinzu kommt, dass Angebot und Infrastruktur kurzfristig kaum angepasst werden können. Förderkapazitäten, LNG-Terminals oder Transportwege lassen sich nicht innerhalb weniger Tage oder Wochen erweitern. Bereits geringe Verschiebungen im erwarteten Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage können daher deutliche Preisbewegungen auslösen.

 

Globale Märkte, europäische Preise

Ein zentraler Mechanismus liegt in der globalen Vernetzung der Energiemärkte.

Erdöl wird nahezu vollständig auf globalen Märkten gehandelt. Erdgas war lange stärker regional geprägt, hat sich jedoch in den letzten Jahren zunehmend globalisiert. Eine zentrale Rolle spielt dabei LNG, also verflüssigtes Erdgas, das per Schiff transportiert und weltweit gehandelt wird.

Europa ist heute stärker als früher in diese globalen Märkte eingebunden. Mit dem Rückgang russischer Pipelinegaslieferungen ab 2022 wurde die europäische Gasversorgung verstärkt auf den internationalen LNG-Markt ausgerichtet. Gas wird seither dort beschafft, wo es verfügbar ist, im Wettbewerb mit anderen Regionen wie Asien.

Diese Entwicklung zeigt sich aktuell besonders deutlich. Die Störungen im Golf betreffen nicht nur Öl, sondern auch LNG-Lieferungen. Gerade weil Europa seit 2022 stärker auf den internationalen LNG-Markt angewiesen ist, wirken sich solche globalen Verwerfungen heute schneller und direkter auf europäische Gaspreise aus als noch vor wenigen Jahren.

Das verändert die Preisbildung grundlegend. Europäische Gaspreise entstehen heute deutlich stärker im globalen Kontext als noch vor wenigen Jahren. Entwicklungen in anderen Weltregionen wirken sich damit unmittelbarer auf das Preisniveau in Europa aus.

 

Vom Gaspreis zum Strompreis

Die Auswirkungen bleiben nicht auf den Gasmarkt beschränkt. Sie übertragen sich direkt auf den Strommarkt.

Der Strompreis in Europa wird nach dem Prinzip der Merit Order gebildet. Dabei bestimmt das jeweils teuerste noch benötigte Kraftwerk den Preis für alle eingespeisten Strommengen. In vielen Situationen sind das Gaskraftwerke, insbesondere dann, wenn erneuerbare Erzeugung nicht ausreicht, um die Nachfrage vollständig zu decken.

Steigen die Gaspreise, steigen daher häufig auch die Strompreise. Diese Kopplung wurde während der Energiekrise ab 2022 besonders deutlich sichtbar und prägt die Preisbildung bis heute.

 

Was wir daran bereits kennen

Die aktuellen Entwicklungen greifen Mechanismen auf, die in den vergangenen Jahren bereits mehrfach sichtbar geworden sind.

Mit dem Rückgang russischer Gaslieferungen ab 2022 kam es zu massiven Preissteigerungen auf den europäischen Gasmärkten. In der Folge stiegen auch die Strompreise erheblich. Auslöser war damals ein politischer Bruch in den Energiebeziehungen zwischen Europa und Russland.

Ähnliche Zusammenhänge waren auch in anderen Situationen zu beobachten. Bereits während der Gaskrisen zwischen Russland und der Ukraine in den Jahren 2006 und 2009 führten unterbrochene Transitströme zu Versorgungsengpässen und spürbaren Preisreaktionen in Europa. Auch geopolitische Spannungen im Nahen Osten, etwa während des Arabischen Frühlings ab 2011, wirkten sich unmittelbar auf die Ölpreise aus, obwohl die globalen Fördermengen nur teilweise betroffen waren.

Die zugrunde liegende Dynamik ist in all diesen Fällen vergleichbar. Ein externer Schock trifft auf ein Energiesystem, das stark von fossilen Importen abhängig ist. Bereits die Erwartung eingeschränkter Verfügbarkeit reicht aus, um Preisbewegungen auszulösen, die sich entlang der gesamten Wertschöpfungskette fortsetzen.

 

Die strukturelle Ursache

Die wiederkehrenden Preisreaktionen haben eine gemeinsame Grundlage: die Struktur der Energieversorgung.

Ein erheblicher Teil der europäischen Energieversorgung basiert weiterhin auf importierten fossilen Energieträgern. Öl und Erdgas werden auf internationalen Märkten gehandelt, ihre Preise entstehen im globalen Wettbewerb um verfügbare Ressourcen. Politische Konflikte, militärische Spannungen oder Störungen entlang zentraler Transportwege wirken sich daher unmittelbar auf die Preisbildung aus.

Die Preisentwicklungen der letzten Jahre folgen dabei einem klar erkennbaren Zusammenhang: Steigen geopolitische Risiken entlang zentraler Förderregionen oder Transportwege, steigen auch die Preise für fossile Energieträger, unabhängig davon, ob es bereits zu tatsächlichen Lieferausfällen kommt.

Diese Dynamik war während der Energiekrise ab 2022 ebenso zu beobachten wie in der aktuellen Entwicklung. In beiden Fällen wurden Preisbewegungen nicht erst durch physische Knappheit ausgelöst, sondern bereits durch veränderte Erwartungen an die zukünftige Verfügbarkeit von Energie.

Solange Energieversorgung in wesentlichen Teilen auf importierten fossilen Energieträgern basiert, bleiben Energiesysteme anfällig für externe Schocks. Jede geopolitische Spannung und jede Störung entlang globaler Lieferketten hat das Potenzial, sich unmittelbar in den Energiepreisen niederzuschlagen.

 

Die Rolle erneuerbarer Energiequellen

Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien verändert sich diese Struktur.

Technologien wie Wasserkraft, Windenergie, Photovoltaik oder Bioenergie basieren auf Ressourcen, die innerhalb des eigenen Energiesystems verfügbar sind. Ihre Kosten entstehen nicht im globalen Wettbewerb um fossile Rohstoffe, sondern in der Errichtung und dem Betrieb der Anlagen.

Damit verschieben sie die Grundlage der Energieversorgung. Die Bedeutung importierter Brennstoffe für die Preisbildung nimmt ab, während ein größerer Teil der Kosten im System selbst entsteht und damit weniger kurzfristigen externen Einflüssen unterliegt.

Gleichzeitig verändert sich auch die Preisbildung im Strommarkt. Mit steigenden Anteilen erneuerbarer Erzeugung sinkt die Rolle von Gaskraftwerken als preisbestimmende Technologie.

Ein Energiesystem, das stärker auf erneuerbaren und heimischen Energiequellen basiert, reagiert weniger sensibel auf geopolitische Spannungen und verlagert die Preisbildung schrittweise weg von globalen Märkten hin zu stärker regional bestimmten Kosten.

 

Fakten:

„Energiepreise steigen nicht erst bei tatsächlichen Lieferausfällen. Bereits die Erwartung möglicher Störungen entlang zentraler Handelsrouten reicht aus, um Märkte spürbar zu bewegen.“

„Die europäische Energieversorgung ist heute stärker in globale Märkte eingebunden als noch vor wenigen Jahren. Entwicklungen in anderen Weltregionen wirken sich dadurch unmittelbarer auf das Preisniveau in Europa aus.“

„Im Strommarkt wird der Preis durch das teuerste noch benötigte Kraftwerk bestimmt. Steigen die Kosten für Gas, übertragen sich diese Effekte direkt auf den Strompreis.“

„Preisschwankungen entstehen nicht zufällig, sondern folgen der Struktur des Systems. Solange Energieversorgung stark auf importierten fossilen Rohstoffen basiert, bleiben Energiemärkte anfällig für geopolitische Spannungen.“

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