Energiepreise: Warum die Kosten im Winter wieder steigen

Wenn die Heizung häufiger anspringt und die Stromrechnung im Jahresvergleich steigt, wirkt das oft überraschend und unfair. Tatsächlich sind Winterkostensprünge kein Zufall, sondern das Ergebnis mehrerer verbundener Effekte: saisonale Nachfrage nach Gas, begrenzte Transport- und Speicherinfrastruktur, wechselhafte Erzeugung aus Wind und Wasser sowie Marktpreise für CO2-Zertifikate, die die Kosten fossiler Erzeugung erhöhen.

Im Oktober 2025 lagen die EU-Gasspeicher weit über dem Durchschnitt der Vorjahre, doch das verringert nur teilweise das Risiko für Preisspitzen: Regionale Engpässe, globale LNG-Allokation und kurzfristig kaltes Wetter können Preise schnell nach oben treiben. Der folgende Text baut Schritt für Schritt die Mechanik hinter diesen Effekten auf, erklärt Fachbegriffe knapp und zeigt praxisnahe Beispiele für private Haushalte und Unternehmen.

Gasspeicher puffern die saisonale Nachfrage: Im Sommer wird Gas eingelagert, im Winter entnommen. Ein hoher Füllstand im Herbst reduziert kurzfristig das Knappheitsrisiko, erhöht aber nicht automatisch die Preissicherheit für jeden Marktteilnehmer. Speziell in Europa sind Speicherbestände verteilt; einige Länder haben hohe Reserven, andere deutlich weniger. Im Oktober 2025 lagen die EU-Untergrundgasspeicher nach offiziellen Aufstellungen bei rund 83 % Füllstand, das entspricht etwa 943 TWh oder grob 86 bcm. Diese aggregierte Zahl hilft beim Einordnen, verdeckt aber regionale Unterschiede.

Gasspeicher schaffen Flexibilität, aber sie sind kein Allheilmittel gegen plötzliche Lieferstörungen oder extremen Kältebedarf.

Wenn Lieferung aus Norwegen, Pipelines oder LNG‑Terminals reduziert wird, fällt die verfügbare Menge schneller. LNG (verflüssigtes Erdgas) ist heute ein wichtiges Ausgleichsinstrument: Es kann schnell andere Lieferquellen ersetzen, ist aber global umkämpft. Steigt die Nachfrage weltweit, verteuert sich LNG und damit auch der Referenzpreis am TTF-Markt, der wiederum Strompreise beeinflusst.

Die Tabelle fasst Kernzahlen und typische Auswirkungen zusammen:

Kurz gesagt: Die verfügbare Speicherreserve und das Angebot an LNG bestimmen, wie stark ein Temperatursturz oder Lieferstörung auf Preise durchschlägt. Für Verbraucher bedeutet das: Vorab hohe Füllstände senken das Risiko extrem hoher Preiswellen, bieten aber keine Garantie gegen regionale Engpässe oder plötzliche globale Nachfrageverschiebungen.

Strommärkte funktionieren oft nach dem Merit‑Order‑Prinzip: Die Erzeuger mit den niedrigsten Grenzkosten werden zuerst eingesetzt. Wenn Wind- und Solarkapazitäten wenig liefern, rücken teurere Gaskraftwerke in die Produktionsmischung – und weil Gaspreise selbst schwanken, wirkt sich das direkt auf Großhandelspreise aus.

Die Internationale Energieagentur stellte Mitte 2025 fest, dass Deutschland im ersten Halbjahr 2025 einen deutlichen Anstieg der Großhandelspreise verzeichnete, der zu rund einem Drittel durch höhere Gaspreise und zum Teil durch geringere Windproduktion verursacht war. Konkreter: Für Deutschland lag der Anstieg gegenüber dem Vorjahr bei rund +37 % im H1‑Vergleich; solche Prozentsprünge lassen sich zwar nicht eins zu eins auf Endverbraucherrechnungen übertragen, zeigen aber, wie empfindlich Strompreise gegenüber Gas und Wetter sind.

CO2‑Preise im EU‑Emissionshandel spielen zusätzlich eine Rolle. Wenn CO2‑Zertifikate teuer sind, verteuern sich fossile Kraftwerke proportional – das verschiebt die Meritzuordnung zu weniger emissionsintensiven, aber oft teureren Optionen. Regionale Netzengpässe können diese Effekte lokal verstärken: Selbst wenn ein Land ausreichend Erneuerbare hat, können Verbindungsprobleme hohen Einsatz lokaler Gaskraftwerke erforderlich machen.

Für Verbraucher bedeutet das im Alltag: An kalten, windarmen Tagen steigt der Bedarf gleichzeitig mit höheren Erzeugungskosten. Unternehmen mit flexibler Stromnutzung spüren Preisspitzen besonders stark; private Haushalte merken es über steigende Rechnungen und gegebenenfalls über variable Tarifbestandteile.

Ein einfaches Beispiel: Wenn du abends die Elektroheizung zuschaltest, ist das Verbrauchsspitze in einem Haushalt. Multipliziert mit Millionen Haushalten verursacht das in Spitzenstunden merklichen zusätzlichen Bedarf. Netzbetreiber und Strombörsen reagieren häufig mit höheren Spotpreisen in genau diesen Stunden.

In der Industrie gibt es größere Hebel: Produktionsprozesse, die zeitlich flexibel sind, können in günstige Stunden verlegt werden. Einige Unternehmen nutzen automatische Lastverschiebung: Kühlhäuser, Pumpen oder Produktionslinien reduzieren kurzfristig Verbrauch, wenn die Preise hoch sind. Solche Maßnahmen nennt man Demand Response – gesteuerte Nachfragesteuerung. Auf Systemebene kann das helfen, Lastspitzen abzuflachen und Preisspitzen zu dämpfen.

Ein zweites, stärker greifbares Beispiel betrifft Fernwärme aus Gas: Wenn Fernwärmenetze von Gas abhängen, spiegeln sich Gaspreiserhöhungen direkt in den Wärmekosten. Haushalte mit Wärmepumpen sind dagegen teilweise von Strompreisen abhängig und profitieren, wenn Strom zu einem überwiegenden Anteil aus günstigen Erneuerbaren kommt; gleichzeitig reagieren Wärmepumpen empfindlich auf hohe Tagesspitzen.

Praktische Folgerungen: Sparsame Gewohnheiten wie geringere Vorwärmung, programmierbare Thermostate oder Tarifwechsel mit Spitzenzeiten können trotz Marktvolatilität spürbar helfen. Für Unternehmen lohnt sich oft eine Kosten‑Nutzen‑Rechnung zu Flexibilitätsoptionen: kleine Investitionen in Steuerungstechnik können teure Lastspitzen vermeiden.

Die politischen und marktlichen Antworten auf Winterpreisrisiken betreffen Infrastruktur, Marktregeln und soziale Lastenverteilung. Eine Möglichkeit ist, zusätzliche LNG‑Kapazitäten zu sichern; das stützt die Versorgung, kann aber langfristig Abhängigkeiten von globalen Märkten erhöhen. Eine andere Maßnahme ist die koordinierte Einführung von Demand‑Response‑Programmen, mit klaren Ausgleichsmechanismen für beteiligte Verbraucher.

Ein Spannungsfeld entsteht zwischen kurzfristiger Marktstabilität und langfristiger Strategie: Subsidien oder Preisdeckel können Haushalte schützen, senken aber kurzfristig Anreize zur Nachfrageanpassung und verzerren Investitionssignale für Netz- und Speicherinfrastruktur. Zudem sind Maßnahmen oft national, während Märkte zunehmend grenzüberschreitend reagieren; das erfordert Abstimmung auf EU‑Ebene.

Risiken bleiben wetterbedingt und geopolitisch: Ein sehr kalter Winter kann trotz guter Speicherstände schnelle Entleerungen verursachen; gleichzeitig können internationale Ereignisse die LNG‑Allokation verändern. Daher empfiehlt es sich, neben Versorgungssicherung auch auf Verteilungsmechanismen zu achten, damit einkommensschwache Haushalte nicht unverhältnismäßig belastet werden.

Aus Sicht der Netzplanung sind gezielte Investitionen in Kopplungspunkte zwischen Gas- und Stromnetz, intelligente Laststeuerung und der Ausbau von Energiespeichern – inklusive saisonaler Lösungen – wichtig. Kurzfristig jedoch bleibt die Kombination aus Speicherstand, LNG‑Zugang und Wetter der primäre Preistreiber im Winter.

Winterliche Preissteigerungen bei Strom und Heizung sind selten das Ergebnis eines einzelnen Faktors. Vielmehr entstehen sie aus dem Zusammenspiel von Speicherbeständen, globalen Lieferketten für LNG, wetterabhängiger Erzeugung und Marktmechaniken wie CO2‑Preisen und regionalen Netzengpässen. Hohe Füllstände der Gasspeicher reduzieren unmittelbar das Knappheitsrisiko, aber regionale Unterschiede und globale Marktverhältnisse können lokale Preisspitzen trotzdem begünstigen. Für Verbraucher und Unternehmen bedeutet das: Kurzfristig helfen Nachfragesteuerung und Tarifwahl, mittelfristig sind Investitionen in Flexibilität und der Ausbau von Speicher- und Netzkapazitäten entscheidend.