Die Energiepreise von morgen

»Die düsteren Wolken über dem europäischen Gasmarkt, die mit dem Beginn des Krieges in der Ukraine und in der Folge mit dem Wegfall der jahrzehntelangen, günstigen Gasimporte aus Russland aufgezogen waren, beginnen sich zu verziehen. Europa hat die Gasbezüge ausreichend diversifiziert«, betont der Chef der Internationalen Energie Agentur (IEA), Fatih Birol, bei der Energiekonferenz des Handelsblattes Ende Jänner in Berlin. Das Erdgas aus Russland sei durch Importe von verflüssigtem Gas (LNG) aus den USA, arabischen Staaten, Nordafrika und Norwegen ersetzt worden.

1. Szenario: Zuversicht am Gasmarkt
Das Szenario, das von der Mehrheit der Energieexperten geteilt wird, ist von Zuversicht geprägt. Der Preisschock durch den Ausfall des Russen-Gases ist verdaut. »Die nächsten fünf Jahre dürfte der Gaspreis daher sinken«, lautet daher Birols Erwartung. Damit fasst der IEA-Chef die Stimmung zusammen, die den europäischen Gasmarkt derzeit prägt: Die Erwartung rückläufiger Preise. Alfred Stern, Chef des heimischen Öl- und Gaskonzerns OMV, untermauert das mit Zahlen: Im Vorjahr sei der Gaspreis in Österreich bei durchschnittlich 37 Euro je Megawattstunde (MWh) gelegen, aktuell gehe die OMV von etwa 30 Euro je MWh für das laufende Jahr aus. Auch die Futures zeigen nach unten. »Der Terminmarkt für 2029 steht bei einem Gaspreis von 29 Euro je MWh«, erklärt Johannes Mayer, Leiter der Volkswirtschaft in der heimischen Energiemarktaufsicht. Die Märkte vertrauen darauf, dass die Gaspreise künftig deutlich unter 30 Euro je MWh zu liegen kommen werden. Der Grund für die fallende Tendenz liegt in der Erwartung zusätzlichen Gasangebots. Eine Reihe von Exportländern würden derzeit neue Erdgas-Verflüssigungsterminals in Betrieb nehmen.

Bild: IEA-Vorsitzender Fatih Birol erwartet generell sinkende Gaspreise in den kommenden Jahren für Europa.

2. Szenario: Kräftiges Gas-Überangebot
Das ist das Wunschszenario der Indus­trie, vor allem der deutschen Chemiekonzerne. Denn für sie sind die hohen Energiepreise besonders schwer zu verkraften. Sobald der Krieg in der Ukraine beendet sei, sollte wieder Erdgas aus Russland nach Europa kommen, lautete der Appell, den Wacker Chemie-Chef Christian Hartel bei der Handelsblatt-Tagung an die Politik schickte. »Würde Russland liefern, entlastet das global die Gasmärkte«, sagt dazu E-Control-Experte Mayer. Die Märkte wären mit Erdgas überversorgt. In diesem Fall würde der Gaspreis deutlich fallen und Europa würde sich dem Preisniveau in den USA nähern. Dort kostet die MWh Erdgas derzeit etwa 10 Euro, also ein Drittel des europäischen Preises.

Mehr Erdgasangebot soll es aber auch bald innerhalb Europas geben. OMV-Chef Stern hält die Ausweitung der europäischen Gasproduktion für den Schlüssel zu günstigeren Preisen und vor allem höherer Unabhängigkeit. Die OMV leistet dazu einen wesentlichen Beitrag. Mit dem Gasfund »Neptun Deep« im Schwarzen Meer, der gemeinsam mit der OMV-Tochter Petrom und der rumänischen Romgas entwickelt wird, soll sich die Versorgungslage erheblich verbessern. »Das stärkt Europas Energie-Unabhängigkeit nachhaltig«, betont Stern. Acht Milliarden Kubikmeter Gas jährlich sollen aus Neptun Deep gefördert werden. Das ist in etwa der Jahresverbrauch Österreichs.

3. Szenario: Krise verschärft sich
Die große Unbekannte in den Gaspreis-Prognosen ist die Lage im Nahen Osten – derzeit vor allem die Sorge um eine Eskalation der Konflikte mit dem Iran. Das könnte den Transportweg durch die Straße von Hormus abschneiden und so die Öl- und Gaslieferungen unterbrechen. Die nur 34 Kilometer breite Meerenge zwischen dem Persischen Golf und dem Golf von Oman ist ein Nadelöhr, durch das etwa ein Fünftel des weltweiten Handels mit LNG und Erdöl transportiert wird. Eine Blockade dieser Meerenge hätte dramatische Auswirkungen auf die Gasversorgung und damit auf die Preise. Schon allein Drohungen, dass ein solcher Engpass entstehen könnte, würden die Preise in die Höhe treiben.

4. Szenario: Zukunft gehört dem Strom
So sehr Erdgas noch eine Zeit lang eine wesentliche Rolle in der Energieversorgung Europas spielen wird – sein Anteil am Gesamtenergiebedarf soll sinken. »Europas Zukunft muss elektrisch sein«, ist IEA-Chef Fatih Birol überzeugt. Während in China, Japan und Korea der Anteil der Elektrizität an der gesamten Energieversorgung bei 34 Prozent liege, trage Strom in Europa nur zu einem Fünftel zum Energieverbrauch bei, sagte Birol. Der Weg ist aus Sicht der IEA klar: Die erneuerbaren Energien müssen kräftig ausgebaut werden. Dabei zählt Birol auch die Atomkraft zu den klimafreundlichen Energieformen. Doch was bedeutet dies alles für den Strompreis?

Dass Strom im Gefolge des Krieges in der Ukraine teuer geworden ist, liegt am Gaspreis. Denn ohne Gaskraftwerke könnte der Strombedarf in Europa und damit auch in Österreich nicht gesichert werden. Die Idee ist also, dass ein deutlicher Ausbau von Wind- und Solarenergie die Strompreise drücken könnte.

E-Control-Experte Mayer sieht keine Chance dafür, dass die Strompreise auf das über zwei Jahrzehnte gehaltene Niveau von durchschnittlich 40 Euro je Megawattstunde zurückfallen könnten. Vielmehr dürften sie kaum noch unter die aktuellen 80 Euro je MWh fallen. Der Grund: 80 Euro sei die Schwelle, die Energieversorger benötigten, um neue Kraftwerke unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten zu bauen – ohne Unterschied, ob Wind-, Sonnen- oder Gaskraftwerk. Die Vollkosten seien für all diese Kraftwerke etwa gleich, betont Mayer. Da der Stromverbrauch in den nächsten Jahren weiter steigen werde, seien neue Kraftwerke nötig.

Auch wenn die Großhandelspreise günstiger würden, weil mehr Wind- und Sonnenenergie mit null Betriebskosten das Börsenpreisniveau drückten, könne der Gesamtstrompreis für die Kunden nicht sinken. »Wenn der Großhandelspreis niedrig ist, muss die Finanzierung neuer Kraftwerke eben woanders herkommen«, meint Mayer. Also etwa über höhere Netzkosten oder Förderzuschläge.

Verbund-Chef Michael Strugl plädiert angesichts dieser Situation am Strommarkt für eine engere europäische Integration der Elektrizitätsmärkte. Sprich: Ausbau der grenzüberschreitenden Leitungen. »Wir denken noch immer national. Die Lage am Strommarkt können wir aber nicht national lösen«, betont Strugl. Für Österreich hätte eine stärkere Anbindung an Nachbarmärkte deutlich positive Auswirkungen auf den Strompreis. Denn die Importe hätten aufgrund der Engpässe an den Grenzen im Vorjahr Mehrkosten von 600 Millionen Euro verursacht. Im Jänner 2026 allein seien 120 Millionen Euro aufgelaufen, weil aufgrund hoher Importe der Strompreis in Österreich kurzfristig um rund 30 Euro je MWh über dem deutschen Niveau gelegen sei.

Was also könnten Unternehmen tun? All jene, die nicht in die Gunst des staatlich geplanten Strompreises fallen – und das ist die große Mehrheit -, können wohl nur die Strom-Eigenversorgung ausbauen und auf möglichst effizienten Energieeinsatz setzen.

Im Gespräch: »Erneuerbare senken den Strompreis« 

Marktexpertin Julia Bläsius, Deutschland-Chefin des Think Tanks Agora Energiewende, spricht über ihre Erwartungen zu Börsenpreisen, Netzentgelten und Flexibilität.

Viele Unternehmen haben Sorge, dass Strom teuer bleibt oder sogar teurer wird. Ist das berechtigt?

Julia Bläsius: Unsere Analysen zeigen: Mit einem ambitionierten Ausbau von Wind- und Solaranlagen sinkt der Börsenstrompreis bis 2030 um mindestens 20 Prozent. Schon heute wirken Erneuerbare dämpfend auf den Börsenpreis.

Warum ist der Börsenstrompreis zuletzt trotzdem gestiegen?

Bläsius: Das lag 2025 vor allem an außergewöhnlich kalten und windarmen Wintermonaten. In solchen Phasen sind wir noch von teurem Erdgas abhängig.

Warum kommen Preissenkungen bei den Kunden oft nicht an?

Bläsius: Sinkende Börsenstrompreise kommen oft versetzt an. Strom ist im Vergleich zu Öl oder Erdgas zudem mit besonders hohen Abgaben und Umlagen belastet. Netzentgelte machen beispielsweise etwa ein Drittel der Stromrechnung aus.

Was kann man gegen steigende Netzentgelte tun?

Bläsius: Netze kosteneffizienter ausbauen, etwa durch Freileitungen, staatliche Eigenkapitalbeteiligung, um Investitionskosten zu senken und vor allem mehr Flexibilität – mit Speichern, intelligentem Netzbetrieb und flexiblerem Verbrauch. Das würde Ausbau- und Betriebskosten senken.

Bleibt der Strompreis nicht trotzdem vom Gaspreis abhängig?

Bläsius: Je mehr erneuerbare Energien, Speicher und flexible Nachfrage es gibt, desto seltener bestimmt Gas den Strompreis. Ziel ist, regelbare Kraftwerke nur noch wenige Stunden im Jahr einzusetzen – wenn günstigere Stromquellen den Bedarf nicht decken können.

Ist günstiger Strom langfristig überhaupt mit ­Investitionen in Erneuerbare vereinbar?

Bläsius: Auf jeden Fall. 2026 kommt es auf eine marktorientierte Reform der Investitionsinstrumente für Erneuerbaren an. Die Strombörse kann mit immer mehr Speichern & Co für die Erlöse sorgen. Der Staat muss sich um die Basics kümmern: sichere Netzanschlüsse und gute Risikoabsicherungen über Differenzverträge.

Im Gespräch: »Mehr Wettbewerb für Grünstrom nötig«

Veronika Grimm, Wirtschaftswissenschaftlerin und Mitglied des deutschen Sachverständigenrates, betrachtet die aktuell einheitliche Strompreiszone in Deutschland als ­Hürde für eine zielgerichtete Standortpolitik.

In Deutschland wird Wind- und Solarenergie kräftig ausgebaut. Warum drückt das die Strompreise nicht?

Veronika Grimm: Wir sehen Ausbau in sehr unterschiedlichen Geschwindigkeiten: Erneuerbare werden ambitioniert zugebaut, Speicher werden groß angekündigt, aber der Netzausbau hinkt wegen der Genehmigungen hinterher. Und Gaskraftwerke, die wir als Absicherung brauchen, werden kaum gebaut, weil die Investitionsbedingungen zu unsicher sind. Das treibt die Kosten – und damit den Strompreis in die Höhe.

Aber erneuerbarer Strom ist in der Erzeugung doch günstig. Warum kommt das beim Endkunden nicht an?

Grimm: Weil die Gestehungskosten nur ein Teil der Wahrheit sind. Die Systemkosten sind hoch: Erneuerbare stehen oft weit weg von Verbrauchszentren. Wind und Sonne liefern nicht durchgehend. In Dunkelflauten braucht man ein vollständiges Backup-System, etwa Gaskraftwerke, die im Ex­tremfall die gesamte Nachfrage decken können. Rechnet man das zusammen, landet man bei reinen Erzeugungskosten, die deutlich höher sind als die reinen Erneuerbaren-Kosten.

Bleibt Strom also dauerhaft teuer?

Grimm: Wahrscheinlich ja – zumindest ohne strukturelle Änderungen. Deutschland hat im Gegensatz zu Alpenländern keine großen günstigen Flexibilitätsoptionen wie Wasserkraft. Und nur auf Flexibilisierung und Speicher zu setzen, löst das Dunkelflauten-Problem nicht. Wenn man ohnehin Backup-Kraftwerke braucht, wird ein Teil des Speicherausbaus redundant.

Wo entstehen die falschen Signale im heutigen System?

Grimm: Ein Kernproblem ist die einheitliche Strompreiszone in Deutschland. Der Preis ist überall gleich, obwohl Knappheiten regional sehr unterschiedlich sind. Ergebnis: Es wird dort zugebaut, wo Wind und Sonne die meisten Volllaststunden bringen – etwa im Norden –, auch wenn der Strom wegen Engpässen gar nicht in den Süden kommt. Der Preis sagt nicht: »Hier wird’s knapp, hier lohnt sich Erzeugung.«

Ihre Lösung wäre also Strompreiszonen innerhalb Deutschlands?

Grimm: Ja. Wenn der Norden bei Überangebot günstiger wäre und der Süden bei Knappheit teurer, würden Investitionen dorthin wandern, wo sie gebraucht werden. Außerdem könnte man an Preisdifferenzen erkennen, wann Netzausbau wirklich wirtschaftlich ist. Und Unternehmen hätten einen echten Anreiz, sich in Niedrigpreisregionen anzusiedeln, statt überall dieselben hohen Preise vorzufinden.