Die Strompreise in Europa sind weiterhin durch das Merit-Order-Prinzip an Gas gekoppelt, was geopolitische Faktoren zu einer strukturellen Schwachstelle macht.

(WK-intern) – Der Krieg im Iran hat die europäischen Gaspreise in die Höhe getrieben und in Italien und Deutschland zu Strompreisspitzen geführt.

Dies verdeutlicht, wie häufig Gas den Grenzkostenpreis für Strom in diesen Märkten bestimmt.

Gaskraftwerke haben gewollt überproportionalen Einfluss auf die Strompreise in der gesamten EU.

Allerdings besteht in Italien und Deutschland eine deutlich stärkere Korrelation zwischen Gas- und Strompreisen als in Frankreich oder Spanien. Das Problem liegt nicht im Marktdesign, sondern in der strukturellen Abhängigkeit von Gas für die Stromerzeugung. Die EU-Länder können den Einfluss von Gaskraftwerken auf die Strompreise nur begrenzen, indem sie den Ausbau erneuerbarer Energien beschleunigen, das Stromnetz erweitern und die Flexibilität verbessern.

IEEFA | Der Iran-Krieg 2026 und die Unterbrechung der Flüssigerdgaslieferungen (LNG) durch die Straße von Hormus haben die globale Gaspreisvolatilität erhöht, was sich direkt auf die europäischen Strommärkte ausgewirkt hat. Selbst ohne physische Versorgungsunterbrechungen kann die im Gasmarkt enthaltene Risikoprämie die Strompreise erheblich beeinflussen.

In den jüngsten Phasen geopolitischer Spannungen führten Preiserhöhungen an der Title Transfer Facility (TTF) – dem europäischen Referenzmarkt für Gas – zu drastischen Anstiegen der Strompreise am Folgetag in Italien und Deutschland. Dies verdeutlicht, wie häufig Gas den Grenzkostenpreis in diesen Märkten bestimmt und somit die Weitergabe von Gaspreisschocks an die Strompreise verstärkt. In Frankreich und auf der Iberischen Halbinsel waren die Auswirkungen hingegen deutlich geringer.

Die auseinanderlaufenden Preise sind keine vorübergehende Verzerrung.
Sie spiegeln die grundlegende Struktur der europäischen Strommärkte wider, in denen die Grenzkostenpreise die Preise bestimmen. Das System ist etabliert, EU-weit harmonisiert und im Wesentlichen effizient: Die Erzeugung erfolgt nach steigenden Grenzkosten, und die letzte zur Deckung des Bedarfs benötigte Einheit bestimmt den Marktpreis.

In den letzten Monaten war dieser Mechanismus in Echtzeit sichtbar. Die TTF-Gaspreise für den Folgemonat schwankten in Zeiten geopolitischer Spannungen zwischen etwa 20–30 € pro Megawattstunde (MWh) und Spitzenwerten von über 60–70 €/MWh. Dies führte dazu, dass die Strompreise am Folgetag in Märkten wie Italien und Deutschland 120–150 €/MWh überstiegen, während sie in Frankreich im gleichen Zeitraum eher bei 60–80 €/MWh lagen.

Gas dominiert zwar nicht die Mengen, ist aber weiterhin durch das europäische Merit-Order-Prinzip extrem preistreibend.

Gas deckt in der EU etwa 18–20 % der gesamten Stromerzeugung ab, verglichen mit rund 25 % vor der Energiekrise 2022. Die Abhängigkeit von Gas bei der Stromerzeugung ist zwar gesunken, nicht aber bei der Preisbildung.

Im Merit-Order-System werden Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten wie Kernkraft, Wasserkraft, Wind- und Solarenergie vorrangig eingesetzt.
Gaskraftwerke mit höheren Grenzkosten, bedingt durch Brennstoff- und CO₂-Steuer, stehen an der Spitze der Rangfolge und werden zugeschaltet, wenn die Nachfrage das Angebot an günstigerer Erzeugung übersteigt oder Systemflexibilität erforderlich ist.

In den meisten EU-Märkten bestimmt Gas den Grenzkostenpreis typischerweise nur für wenige Hundert bis 1.500 Stunden pro Jahr. Diese Stunden fallen jedoch tendenziell mit Perioden hoher Nachfrage oder geringer Erzeugung erneuerbarer Energien zusammen – und damit mit den höchsten Preisen. Daher haben Gaskraftwerke einen überproportionalen Einfluss auf die durchschnittlichen jährlichen Strompreise.

Der Zusammenhang zwischen Gas- und Strompreisen variiert stark innerhalb Europas.

In Italien und Deutschland besteht eine deutlich stärkere Korrelation zwischen Gas- und Strompreisen als in Frankreich oder auf der Iberischen Halbinsel.

Im Jahr 2024 lagen die Großhandelspreise für Strom in Frankreich und Spanien im Allgemeinen zwischen 55 und 70 €/MWh. In Deutschland und den Niederlanden waren die Preise höher und volatiler und lagen typischerweise zwischen 75 und 95 €/MWh. In Italien erreichten die Preise konstant 90 bis 110 €/MWh.

Diese Unterschiede bestehen trotz starker physischer Vernetzung der Märkte. Sie sind primär auf Unterschiede im Erzeugungsmix und vor allem darauf zurückzuführen, wie häufig Gas den Grenzpreis bestimmt.

In Frankreich, wo die Kernenergie den Erzeugungsmix dominiert, bestimmt Gas den Preis relativ selten. Spanien und Portugal, wo erneuerbare Energien mittlerweile mehr als die Hälfte der jährlichen Stromerzeugung ausmachen, beschränken die Rolle von Gas ebenfalls auf kürzere Zeiträume.

Im Gegensatz dazu bleibt Gas in Italien zentral für das System. Dort deckt es fast die Hälfte der Stromerzeugung ab und bestimmt den Grenzkostenpreis für einen deutlich größeren Anteil der Betriebsstunden. In Deutschland spielen Gas und Kohle trotz erheblicher Kapazitäten für erneuerbare Energien eine ausgleichende Rolle, insbesondere in Zeiten geringer Wind- und Solarstromproduktion.

Das Problem liegt nicht im Marktdesign, sondern in der strukturellen Abhängigkeit von Gas.

Die EU hat ihre Abhängigkeit von russischem Pipelinegas deutlich reduziert. Russland war 2025 für rund 12 % der EU-Gasimporte verantwortlich, gegenüber 45 % im Jahr 2021. Dies wurde weitgehend durch LNG ersetzt, das nun rund 48 % der EU-Gasimporte ausmacht.

Die Diversifizierung der Gaslieferanten hat die Anfälligkeit für Gaspreisschwankungen nicht verringert. Die europäischen Gaspreise sind nun enger an die globalen LNG-Märkte gekoppelt, die von den europäischen Gaspreisen beeinflusst werden.

Europe’s electricity prices are still tied to gas, making geopolitics a structural vulnerability

The war in Iran has pushed up European gas prices, causing electricity price spikes in Italy and Germany. This reflects how often gas sets the marginal power price in these markets.
Gas power plants have a disproportionate influence on electricity prices across the EU. However, there is a much stronger correlation between gas and electricity prices in Italy and Germany than in France or Spain.
The issue is not market design but structural reliance on gas for electricity generation.
EU countries can limit gas plants’ influence on electricity prices by accelerating renewables deployment, expanding the grid and improving flexibility.

IEEFA | The 2026 Iran war and the disruption to liquefied natural gas (LNG) flows through the Strait of Hormuz have increased global gas price volatility, which has fed directly into European power markets. Even without any physical disruption to supply, the risk premium embedded in gas markets can move power prices significantly.

During recent periods of geopolitical tension, increases in gas prices on the Title Transfer Facility (TTF) — the European benchmark gas trading hub — have translated into sharp spikes in day-ahead electricity prices in Italy and Germany. This reflects how frequently gas sets the marginal price in these markets, amplifying the transmission of gas price shocks into power prices. In contrast, the impact has been much more limited in France and Iberia.

Diverging prices are not a temporary distortion. They reflect the core design of European electricity markets, where marginal pricing determines prices. The system is well established, harmonised across the EU and fundamentally efficient: Generation is dispatched in order of increasing marginal cost, and the last unit required to meet demand sets the market price.

In recent months, this mechanism has been visible in real time. TTF front-month gas prices have fluctuated from around €20–30 per megawatt-hour (MWh) to peaks above €60–70/MWh during periods of geopolitical tension. This has led to day-ahead electricity prices exceeding €120–150/MWh in markets such as Italy and Germany, while remaining closer to €60–80/MWh in France over the same period.

Gas does not dominate volumes, but it still drives prices

Gas accounts for roughly 18–20% of total electricity generation across the EU, down from around 25% before the 2022 energy crisis. In terms of electricity production, gas dependence has declined; in price formation, it has not.

Under the merit order system, low marginal cost generation such as nuclear, hydro, wind and solar is dispatched first. Gas-fired plants, with higher marginal costs driven by fuel and carbon prices, lie at the top of the stack and are called upon when demand exceeds the availability of cheaper generation or when system flexibility is required.

In most EU markets, gas typically sets the marginal price for only a few hundred to 1,500 hours per year. These hours, however, tend to coincide with periods of high demand or low renewables output — and therefore with the highest prices. As a result, gas plants have a disproportionate influence on annual average electricity prices.

The link between gas and power prices varies sharply across Europe

There is a much stronger correlation between gas and electricity prices in Italy and Germany than in France or Iberia.

In 2024, wholesale electricity prices in France and Spain were generally in the €55–70/MWh range. In Germany and the Netherlands, prices were higher and more volatile, typically €75–95/MWh. In Italy, prices consistently reached €90–110/MWh.

These differences arise despite strong physical interconnection between markets. They are driven primarily by differences in generation mix and, more importantly, by how frequently gas sets the marginal price.

Gas sets the price relatively infrequently in France, where nuclear power dominates the generation mix. Spain and Portugal, where renewables now account for more than half of annual generation, also limit the role of gas to shorter periods.

By contrast, gas remains central to the system in Italy, where it accounts for close to half of generation and sets the marginal price for a much larger share of hours. In Germany, despite significant renewables capacity, gas and coal play a balancing role, particularly during periods of low wind and solar output.

The issue is not market design but structural reliance on gas

The EU has significantly reduced its dependence on Russian pipeline gas. Russia accounted for around 12% of EU gas imports in 2025, down from 45% in 2021. This has been replaced largely by LNG, which now accounts for around 48% of EU gas imports.

Diversifying gas suppliers has not reduced exposure to gas price volatility. European gas prices are now more closely linked to global LNG markets, which are influenced by demand in Asia, supply risks in the Middle East and global infrastructure constraints.

Increasing renewables capacity alone will not resolve the issue. Grid congestion is already limiting renewables output in several markets. IEEFA estimates that Italy curtails 2–4 terawatt-hours of renewables annually. In Germany, redispatch and curtailment costs have exceeded €3 billion per year in recent years, peaking above €4 billion in 2022, according to the country’s Federal Network Agency. Both countries continue to rely on gas for peak demand, balancing and, in some cases, mid-load generation.

This is not a failure of market design, but is instead caused by the structural reliance on gas for electricity generation. The merit order system functions as intended and remains the most efficient way to dispatch generation and signal power shortages. It is well understood and harmonised across Europe. Redesigning it would not address the underlying issue.

While gas-fired plants set the marginal price only during a limited share of hours each year, their influence on prices means that gas market movements continue to shape annual average electricity prices. This is a nuance that is often incorrectly depicted, including in political dialogue.

Reducing this dependence requires more renewables and addressing system constraints through grid expansion, improved flexibility (demand-side management, battery storage and pumped storage hydro) and a lower role for gas in both peak and off-peak periods.

Until that happens, European electricity prices will remain structurally linked to gas, embedding exposure to geopolitical risk and price shocks at the core of the EU’s energy system.

PR: Institute for Energy Economic and Financial Analysis (IEEFA)

PB: Das EU-Merit-Order-Prinzip und die CO2-Steuer bestimmen weiterhin die hohen Energiepreise / ©: Institute for Energy Economic and Financial Analysis (IEEFA)