Erneuerbare Energien

Statkraft warnt vor länger hohen Strompreisen – was dahintersteckt

Statkraft sieht das Risiko länger hoher Strompreise. Was Gas- und Wasserspeicher damit zu tun haben – und was das für Deutschland bedeutet.

Von Wolfgang

22. Juli 20266 Min. Lesezeit

Statkraft sieht das Risiko länger hoher Strompreise. Was Gas- und Wasserspeicher damit zu tun haben – und was das für Deutschland bedeutet.

Der europäische Strommarkt geht mit wenig zusätzlichem Puffer in die zweite Sommerhälfte. Statkraft hält deshalb länger hohe Preise für möglich. Das ist kein amtlicher Alarm. Die Einschätzung trifft aber auf zwei nachvollziehbare Faktoren: vergleichsweise niedrige Gasspeicherstände und eine angespannte Wasserkraftlage in Norwegen.

Am 21. Juli legte Statkraft die Zahlen für das zweite Quartal vor. Nach Darstellung des Unternehmens waren deutlich höhere nordische Strompreise der wichtigste Treiber für das Ergebnis. Gleichzeitig blieb die nordische Wasserkrafterzeugung wegen der hydrologischen Lage hinter dem Vorjahr zurück. Die Aussage des CEO zu länger erhöhten europäischen Strompreisen bleibt eine Risiko-Einschätzung eines Marktteilnehmers. Sie gewinnt erst mit den aktuellen Speicher- und Marktdaten an Kontur.

Das Wichtigste in 30 Sekunden

Statkraft meldete für das zweite Quartal ein bereinigtes EBITDA von 6,6 Milliarden NOK; höhere nordische Strompreise waren der wichtigste Treiber.
Die nordische Wasserkrafterzeugung lag um 0,8 TWh unter dem Vorjahresquartal.
Am 21. Juli lagen die EU-Gasspeicher laut GIE bei 54 Prozent, die deutschen Speicher getrennt davon bei 45,43 Prozent.
Norwegens Wasserspeicher erreichten Ende der Woche 28 nach NVE 62,8 Prozent. Das ist ein Landeswert, keine Zahl für jede nordische Preiszone.
Für deutsche Haushalte folgt daraus keine direkte Tarifprognose. Großhandelsrisiken wirken zeitversetzt und je nach Vertrag sehr unterschiedlich.

Blick auf ein nordisches Wasserkraftreservoir mit niedriger Wasserlinie, kleiner Staumauer und entferntem Strommast unter bewölktem Sommerhimmel. — Ein Wasserkraftreservoir zeigt, warum flexible Erzeugung im nordischen Markt aufmerksam beobachtet wird – durch KI erzeugt

Was Statkraft tatsächlich gemeldet hat

Statkraft erzeugte im Quartal 15,1 TWh Strom. Die nordische Wasserkrafterzeugung lag wegen der angespannten hydrologischen Lage 0,8 TWh unter dem Wert des Vorjahresquartals. Das bereinigte EBITDA stieg gleichzeitig von 4,5 auf 6,6 Milliarden NOK. Statkraft nennt deutlich höhere nordische Strompreise als wichtigsten Grund dafür.

Sicher ableiten lässt sich daraus zunächst nur, dass das Preisniveau für Statkraft im zweiten Quartal wirtschaftlich bedeutsam war. Unternehmenszahlen sind keine europaweite Preisprognose. Deshalb sollte die Einschätzung des CEO als Risikosignal gelesen werden, nicht als Gewissheit für die kommenden Monate.

Warum die Warnung keine Prognose ist

Strompreise hängen nicht an einem einzelnen Speicherstand. Wetter, Kraftwerksverfügbarkeit, Gaspreise, Netze und grenzüberschreitender Handel wirken zusammen. Statkraft verweist in diesem Umfeld auf niedrige Gas- und nordische Wasserkraftreserven sowie die Lage im Nahen Osten. Wie stark die einzelnen Faktoren jeweils wirken, beziffern die vorliegenden Quellen nicht.

Vorsichtig formuliert heißt das: Mehrere Risikofaktoren können den Preisdruck im europäischen Großhandel gleichzeitig erhöhen. Ob sie es tun, entscheidet sich auch an Gasimporten, Einspeicherung, Wetter und Stromnachfrage. Eine sichere Preissteigerung oder eine Versorgungslücke für Deutschland ergibt sich daraus nicht.

Gasspeicher: Europa und Deutschland nicht verwechseln

Der GIE-Snapshot vom 21. Juli um 6 Uhr CEST weist für die EU 610,30 TWh gespeichertes Gas aus. Das entspricht 54 Prozent Füllstand. Deutschland lag separat bei 111,98 TWh und 45,43 Prozent. Der deutsche Wert liegt damit unter dem EU-Durchschnitt. Er ist aber kein Beleg dafür, dass Haushalte oder Unternehmen kurzfristig mehr zahlen werden.

ACER beschreibt die Befüllung der Speicher vor dem Winter als anspruchsvoller. Nach Einschätzung der Regulierungsagentur wären für ein ambitioniertes Ziel von 90 Prozent bis zum 1. November höhere LNG-Importe und eine stärkere Nutzung der Infrastruktur nötig. Auch das ist ein Szenario für den europäischen Gasmarkt, keine Tarifrechnung für Deutschland.

Welche Daten was aussagen – und was nicht

Evidenz	Aktueller Befund	Saubere Aussagegrenze
Statkraft	Bereinigtes EBITDA von 6,6 Milliarden NOK; höhere nordische Preise als Treiber	Unternehmens- und Marktbeobachtung, keine Tarifprognose
GIE EU	54 Prozent beziehungsweise 610,30 TWh Gas am 21. Juli	EU-Wert, nicht der deutsche Speicherstand
GIE Deutschland	45,43 Prozent beziehungsweise 111,98 TWh	Speicherindikator, kein direkter Stromtarif
NVE Norwegen	62,8 Prozent Wasserspeicher Ende Woche 28	Landeswert, nicht jede nordische Preiszone
ACER	Anspruchsvollere Einspeisesaison und höherer LNG-Bedarf für 90 Prozent	EU-Szenario, keine deutsche Preisvorhersage

Wasserkraft ist kein Gasspeicher – aber sie beeinflusst das Angebot

Gas wird gespeichert, importiert und in vielen Stunden in Gaskraftwerken verstromt. Wasserkraftreservoirs funktionieren anders: Ihr Füllstand bestimmt mit, wie viel flexible Erzeugung in einem Wasserkraftsystem verfügbar ist. Steht weniger Wasser bereit, wird der Spielraum im nordischen Strommarkt kleiner. Über die Verbindungen zwischen den Preiszonen kann das auch andere europäische Märkte berühren.

Für Norwegen meldete die Energiebehörde NVE zum Ende der Woche 28 einen Füllstand von 62,8 Prozent. Die gesamte norwegische Speicherkapazität beziffert NVE auf 87,4 TWh. Die Zahl gilt weder für ganz Skandinavien noch für einzelne Regionen oder Statkraft-Anlagen.

Vergleichsgrafik zeigt für den 21. Juli 2026 getrennt den EU-Gasspeicherstand von 54 Prozent und den deutschen Wert von 45,43 Prozent. — EU- und Deutschlandwerte gehören zu einem Stichtag, sind aber keine Stromtarifprognose – durch KI erzeugt

Wie Gas und Wasserkraft im Großhandel zusammenkommen

Die beiden Speicherlagen müssen nicht dieselbe Ursache haben, um in dieselbe Richtung zu wirken. Ein knapperer Gasmarkt kann Brennstoffkosten und die Absicherung für den Winter verteuern. Eine schwächere Wasserkraftlage kann zugleich das flexible Angebot im Norden begrenzen. Besonders relevant wird das in Stunden, in denen Gaskraftwerke die Grenzkosten setzen.

Die Verbindung ist dennoch keine Einbahnstraße. Interkonnektoren koppeln die Märkte, machen aus ihnen aber keinen einheitlichen Preisraum. Regionale Erzeugung, Leitungsengpässe und Nachfrage entscheiden mit darüber, wie sich Belastungen verteilen.

Erklärgrafik trennt Gasspeicherung und Wasserreservoir als unterschiedliche Reserven, die indirekt auf den europäischen Großhandel wirken können. — Gas und Wasserreservoirs beeinflussen den Großhandel auf unterschiedlichen Wegen – durch KI erzeugt

Was davon in Deutschland ankommen kann

Deutschland ist in den europäischen Gas- und Strommarkt eingebunden. Eine angespanntere Lage im Großhandel kann deshalb auch hier die Beschaffung beeinflussen. Das betrifft vor allem Unternehmen, die zu bestimmten Zeitpunkten neu einkaufen müssen oder deren Verträge stärker an Marktpreise gekoppelt sind.

Am Zähler kommt ein Großhandelssignal jedoch nicht unverändert an. Beschaffungszeitpunkt, Vertragslaufzeit, Tarifmodell, Netzentgelte, Steuern und Wettbewerb zwischen Anbietern sind eigene Faktoren. Wer heute einen festen Tarif hat, erhält aus Statkrafts Einschätzung keine unmittelbare Handlungsanweisung. Für die Marktbeobachtung bleibt sie trotzdem ein Hinweis darauf, dass der Sommer nicht automatisch Entspannung bringt.

Woran sich eine Entspannung oder Verschärfung erkennen ließe

an den regelmäßigen GIE-Daten zur Befüllung der EU- und deutschen Gasspeicher,
an den wöchentlichen NVE-Werten für die norwegischen Reservoirs,
an verfügbaren LNG-Mengen und der Nutzung europäischer Importinfrastruktur,
an der Entwicklung von Termin- und Großhandelspreisen, ohne diese mit Endkundentarifen gleichzusetzen.

TechZeitGeist-Fazit

Statkrafts Hinweis ist vor allem deshalb bemerkenswert, weil er zwei häufig getrennt betrachtete Risiken zusammenführt: die Gasversorgung vor dem Winter und die flexible Wasserkrafterzeugung im Norden. Die Daten stützen ein erhöhtes Marktpreisrisiko, nicht aber eine sichere Prognose. Für Deutschland bleibt die faire Einordnung: Die Märkte sind verbunden, die Folgen für einzelne Tarife bleiben es nicht automatisch.