ENERGIEPREISE
Strompreis aktuell: Preis, Entwicklung und Prognose 2026
11.05.2026
Aktueller Strompreis auf Basis des EEX German Baseload Cal-27 Futures (rund 92,40 €/MWh). Trendanalyse zur Gas-Strom-Kopplung nach Iran-Krieg-Spike, zur BDEW-Strompreisanalyse April 2026 (Industriepreis 16,0 ct/kWh, Rückgang 1,6 ct YoY), zu gemischten Offshore-Wind-CfD-Tendern und zur politisch offenen Strompreisbremse-Verlängerung. Szenarien und Einkaufsempfehlungen für industrielle Beschaffung in DACH.
AUF EINEN BLICK
- EEX German Baseload Cal-27 rund 92,40 €/MWh, gestiegen mit dem TTF-Carry seit März. Gas-Strom-Kopplung bleibt der dominante Preismechanismus im Grundlastbereich.
- BDEW-Strompreisanalyse April: Industrie-Strompreis für mittelständische Anlagen bei 16,0 ct/kWh, ein Rückgang um 1,6 ct/kWh gegenüber Vorjahr. Subvention der Übertragungsnetzentgelte und sinkende Beschaffungskosten als Treiber.
- Deutsche Offshore-Wind-CfD-Tender im April mit zähen Ergebnissen, Industrieverbände werten das als Signal für verlangsamten Ausbau.
- Strompreisbremse-Verlängerung bleibt politisch offen, Bundesregierung diskutiert Brückenmaßnahme bis Mitte 2027.
Inhalt
Was treibt den Preis gerade?
EEX German Baseload Cal-27 notiert per 8. Mai rund 92,40 €/MWh, ein Anstieg von rund sechs Prozent gegenüber Mitte April. Das deutsche Forward bewegt sich nahezu im Gleichschritt mit dem TTF, weil Gas-Marginal-Pricing im H2-Strommix nach wie vor das dominierende Preissignal liefert. Der Iran-Krieg und QatarEnergys Force-Majeure-Erklärung haben TTF strukturell höher gestellt, der Effekt schlägt durch auf alle Forward-Jahre, in denen Gas die Marginalpreissetzung dominiert.
Die BDEW-Strompreisanalyse vom April 2026 weist den durchschnittlichen Industrie-Strompreis für mittelständische Anlagen mit 16,0 ct/kWh aus, ein Rückgang um 1,6 ct/kWh gegenüber dem Vorjahr. Treiber sind die Subvention der Übertragungsnetzentgelte und sinkende Beschaffungskosten gegenüber dem Vorjahres-Hoch. Für größere Industriebetriebe in der mittleren Segmentierung (20 bis 70 Mio. kWh pro Jahr) liegt der Preis bei 15,9 ct/kWh, für Großindustrie (70 bis 150 Mio. kWh pro Jahr) leicht höher bei 14,4 ct/kWh.
Auf der Angebotsseite haben die deutschen Offshore-Wind-CfD-Tender im April mit gemischten Ergebnissen geschlossen. Mehrere Branchenverbände werten das als Signal für eine zähere Ausbaurate, was den Marginal-Mix in H2 2026 und 2027 weiter mit Gas belegt. Die Strompreisbremse-Verlängerung bleibt politisch offen, die Bundesregierung diskutiert sie als Brückenbaustein bis Mitte 2027, eine endgültige Entscheidung steht aus.
Für H2 2026 sind drei Termine für den Stromforward preisbewegend. Erstens die OPEC-Monatsberichte und die EU-Speicher-Updates, die den TTF und damit Cal-27 mitbewegen. Zweitens die Auktionen für strategische Reserven nach Verordnung 2025/1733, die in mehreren Mitgliedstaaten anstehen und die Stromnachfrage für Speicher-Injektion beeinflussen. Drittens die ENTSO-E Sommer-Ausblicke zu Verfügbarkeit und Engpässen, die im Juni veröffentlicht werden.
Für die nächsten vier bis acht Wochen erwarten wir EEX German Baseload Cal-27 in einer Bandbreite von 85 bis 98 €/MWh, mit klarem Aufwärtsbias bei jeder TTF-Welle. Cal-28 liegt bei rund 86 €/MWh, Cal-29 bei 78 €/MWh, was die Markterwartung einer graduellen Entspannung in den Folgejahren reflektiert.
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Was heißt das konkret für den Einkauf in DACH?
Cal-27 jetzt in zwei oder drei Tranchen über die nächsten sechs Wochen schichten. Eine einzige Anker-Order zu einem festen Tag ist in dieser Lage strategisch teuer, weil der Forward mit TTF mitatmet. Eine Mehrtranchen-Strategie fängt das untere Band des Basisszenarios sicher ab.
Für Cal-28 setzen Sie eine Limit-Order auf 82 €/MWh oder darunter. Das gibt Ihnen die Option, eine TTF-Beruhigung in 2026 in einen niedrigeren Forward zu übersetzen, ohne dass Sie aktive Marktbeobachtung leisten müssen. Cal-29 bei rund 78 €/MWh ist preislich attraktiver, aber das Volumen ist dünn, Tickets von mehr als fünf Megawatt-Stunden durchschnittlich sind schwierig zu platzieren.
Verlangen Sie von Strom-Versorgern eine getrennte Ausweisung von Beschaffungs-, Netz- und Steueranteilen. Die BDEW-Daten zeigen, dass der politisch beeinflussbare Anteil (Steuern, Umlagen, Netzentgelte) bei Großverbrauchern weiter sinkt, der reine Beschaffungsanteil aber steigt. Pauschal-Vertragspreise verschleiern, wo die Bewegung herkommt.
Für energieintensive Produktion mit eigener Verstromungsoption prüfen Sie aktiv, ob ein Switch zu Strombezug von der EEX im Sommer wirtschaftlich trägt. Bei aktuellem TTF um 42,80 €/MWh und EEX Cal-27 um 92,40 €/MWh ist der EEX-Bezug für viele Anlagen günstiger als die eigene Gasverstromung, je nach Wirkungsgrad und CO2-Belastung.
Für Verträge mit indizierter Strom-Komponente, also in Aluminium-Walzwerken, Eisengießereien, Glasindustrie und Papier, lohnt sich eine EEX-Cal-Pegelung statt Spot-Pegelung. Das glättet die Pegelung in beide Richtungen und schützt vor TTF-Spike-Pass-Through.
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Basisszenario
Für die nächsten 4 bis 8 Wochen erwarten wir Cal-27 in einer Bandbreite von 85 bis 98 €/MWh. (1) Gas-Strom-Kopplung bleibt der dominante Mechanismus, TTF-Carry hält das Niveau. (2) BDEW-Industriepreis bei 16,0 ct/kWh, leicht rückläufig ggn. Vorjahr. (3) Offshore-Wind-CfD-Tender mit zähen Ergebnissen, Ausbau verlangsamt. (4) Strompreisbremse-Verlängerung politisch offen.
Risikoszenario
Im Risikoszenario steigt Cal-27 auf 100 bis 115 €/MWh. (1) Hormuz-Eskalation zieht TTF auf 60+ €/MWh, Strom-Forward folgt mit Hebel. (2) Heißer Sommer in Mitteleuropa, niedrige PV-Eigenverbrauchsrate, höhere Netzlast. (3) Frankreich meldet Reaktor-Verfügbarkeits-Probleme, Strom-Importe nach Deutschland reduziert. (4) Strompreisbremse läuft ohne Anschluss aus. Eintrittswahrscheinlichkeit über 8 Wochen: 20 bis 25 Prozent.
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Häufig gestellte Fragen
Weil der Großhandelsstrompreis in Europa nach dem Merit-Order-Prinzip funktioniert: Das teuerste Kraftwerk, das zur Deckung der Nachfrage benötigt wird, bestimmt den Preis für alle. In den Stunden, in denen Gaskraftwerke den Preis setzen, schlägt der Gaspreis voll durch – auch wenn in anderen Stunden Wind und Sonne den Preis drücken. Die EU diskutiert auf ihrem März-2026-Gipfel, ob dieses System überarbeitet werden soll.
Weil der Day-Ahead-Markt stündlich auf Angebot und Nachfrage reagiert. Im März 2026 bedeutet das: Stunden mit hoher Erneuerbaren-Einspeisung drücken den Preis teils unter 50 EUR/MWh, während Stunden mit Gasverstromung Preise über 140 EUR/MWh erreichen. Der Year-Ahead-Future glättet diese Schwankungen und liegt aktuell bei ~95 EUR/MWh – das ist der relevantere Referenzpunkt für die meisten Industriebezugsverträge.
Weil negative Stunden nicht automatisch den Preis eines standardisierten Industriebezugs senken. Sie helfen vor allem dort, wo Lasten flexibel verschoben oder direkt vermarktet werden.
Dann, wenn der Lieferant in einem stromintensiven Prozess arbeitet und seine Beschaffungslogik tatsächlich von den aktuellen Großhandelspreisen betroffen ist. Weniger plausibel sind pauschale Aufschläge ohne Trennung nach Energie, Netz, Absicherung und Marge.
Weil Haushaltsstrom für industrielle Beschaffung kaum hilfreich ist. Für den Einkauf sind Großhandelsbenchmarks wie der deutsche Baseload-Future und der Spotmarkt relevanter als Endkundentarife.
