Sibirischer Großhandelsstrompreis steigt binnen einer Woche um 13,63 %
Der freie Strompreis in Sibirien stieg vom 14. bis 20. September trotz eines Verbrauchsrückgangs um 0,19 % um 13,63 % auf 1.736,86 ₽ je MWh. Der geringere Wasserkraftanteil und die stärkere Nutzung thermischer Kraftwerke erhöhen den Kostendruck für Industriekunden.
Preise steigen in allen Marktzonen
Vom 14. bis 20. September stiegen die Großhandelsstrompreise in sämtlichen russischen Preiszonen. Die stärksten Bewegungen verzeichneten Sibirien und der Ferne Osten. Der freie Marktpreis in Sibirien erhöhte sich innerhalb einer Woche um 13,63 % auf 1.736,86 ₽ je MWh. Im Fernen Osten legte der Index um 16,02 % auf 3.688,48 ₽ je MWh zu, während der Preis im europäischen Teil Russlands und im Ural moderater um 3,08 % auf 2.271,31 ₽ je MWh stieg.
Der wöchentliche Anstieg brachte nicht jede Region über das Niveau des entsprechenden Vorjahreszeitraums. In Sibirien lagen die Preise weiterhin 12,7 % und im europäischen Russland sowie im Ural 1,2 % niedriger. Der Ferne Osten entwickelte sich anders: Dort übertraf der Index den Vorjahreswert um 44,6 %. Der Vergleich verdeutlicht erhebliche regionale Unterschiede bei den Großhandelsstromkosten, auch nach dem jüngsten Preissprung in Sibirien.
Erzeugungsmix wiegt schwerer als schwache Nachfrage
Der sibirische Stromverbrauch sank im Berichtszeitraum um 0,19 % auf 3,911 Millionen MWh. Der Preisanstieg wurde somit nicht durch eine höhere Gesamtnachfrage verursacht. Stattdessen verlagerte sich der Erzeugungsmix weg von der Wasserkraft. Wasserkraftwerke stellten 69,18 % der sibirischen Erzeugung, während der Anteil thermischer Kraftwerke auf 30,82 % stieg. Eine stärkere Nutzung thermischer Erzeugung kann die Grenzkosten des am Großhandelsmarkt angebotenen Stroms erhöhen.
In anderen Regionen entwickelte sich die Nachfrage stärker. Im europäischen Russland und im Ural nahm der Verbrauch um 0,95 % auf 14,331 Millionen MWh zu, im Fernen Osten um 1,95 % auf 796.553 MWh. Thermische Kraftwerke lieferten dort 67,81 % der Erzeugung, Wasserkraftwerke 32,19 %. In der ersten Preiszone, die das europäische Russland und den Ural umfasst, sank der Kernkraftanteil auf 31,16 %, während der Anteil thermischer Kraftwerke auf 60,41 % stieg.
Industriekunden spüren regionale Kostendifferenzen
Der größte Teil des russischen Stroms wird am Day-Ahead-Markt verkauft. Dort spiegeln die Preise den Erzeugungsmix wider, der zur Deckung des erwarteten Verbrauchs benötigt wird. Abweichungen vom geplanten Bedarf werden in Echtzeit am Regelenergiemarkt gehandelt. Veränderungen bei den verfügbaren Erzeugungskapazitäten können die Großhandelspreise deshalb selbst bei stabilem oder sinkendem Verbrauch beeinflussen, wie die sibirischen Daten zeigen.
Auch die geografische Struktur des Marktes hat sich verändert. Seit Anfang 2025 gehören die Republik Komi und die Region Archangelsk zur ersten Preiszone, während der Ferne Osten in die zweite Zone aufgenommen wurde. Die Ergebnisse für Sibirien und den Fernen Osten werden weiterhin getrennt berechnet, da ihre Verbundnetze unterschiedlichen Synchronzonen angehören.
Kapazitätskosten bleiben umstritten
Der wöchentliche Preisanstieg fällt in eine Phase, in der Erzeuger und Industriekunden über die künftigen Kapazitätskosten streiten. Am 9. Juli wurde berichtet, dass Stromerzeuger vorgeschlagen haben, die offizielle Inflationsrate in der Indexierungsformel für Preise aus der wettbewerblichen Kapazitätsauswahl durch einen branchenspezifischen Preisdruckindex zu ersetzen. Sie verwiesen auf gestiegene Ausgaben für Reparaturen und Ausrüstung. Industriekunden lehnten den Vorschlag ab und bezifferten die mögliche zusätzliche Marktbelastung auf rund 135 Milliarden ₽.
Auf Unternehmensebene steigerte En+ Group ihre Stromerzeugung im ersten Halbjahr 2026 um 5,1 % auf 41,1 Milliarden kWh. Die Wasserkrafterzeugung nahm um 8,2 % zu, während die thermische Erzeugung um 3,1 % sank. Das Energiesegment erzielte einen Umsatz von 2,89 Milliarden $, das bereinigte EBITDA stieg um 35,5 %. Für industrielle Abnehmer zeigen die aktuellen Marktdaten dennoch, dass regionale Erzeugungsbedingungen die Stromausgaben kurzfristig stark verändern können.
