ENERGIEPREISE
Strompreis aktuell: Preis, Entwicklung und Prognose 2026
06.07.2026
Aktueller Strompreis auf Basis des EEX German Baseload Cal-27 Futures (rund 91 €/MWh, Stand Anfang Juli). Trendanalyse zum TTF-Rücksprung über 45 €/MWh nach Irans Absage direkter Gespräche, zur Hitzewelle mit mehr Klimatisierungslast und Gasverstromung, zur weiter geltenden Divergenz zwischen Gas-Tagespreis und Strom-Forward 2027 und zum Industriestrompreis-Programm für die 91 KUEBLL-Sektoren. Szenarien und Einkaufsempfehlungen für industrielle Beschaffung in DACH.
AUF EINEN BLICK
- EEX Cal-27 notiert Anfang Juli bei rund 91 €/MWh, kaum verändert; mit dem TTF-Rücksprung über 45 €/MWh ist ein Niveau unter 90 vorerst nicht in Reichweite.
- Treiber: Irans Absage direkter Gespräche am 30. Juni und die Hitzewelle, die Klimatisierungslast und Gasverstromung hebt.
- Die Divergenz bleibt: Der Gas-Tagespreis schwankt mit der Diplomatie, der Forward 2027 preist Qatar-Ausfall, CO2 und Kraftwerksverfügbarkeit.
- Industriestrompreis-Programm: weiterhin 15 bis 25 €/MWh für berechtigte KUEBLL-Sektoren; Berechtigung vor der nächsten Ausschreibung prüfen.
Inhalt
Was treibt den Preis gerade?
EEX German Baseload Cal-27 notiert Anfang Juli bei rund 91 €/MWh und damit kaum verändert. Die Tür unter 90 €/MWh, die sich mit dem Gas-Rückgang von Mitte Juni kurz öffnete, ist vorerst wieder zu: Der TTF sprang nach Irans Absage direkter Gespräche am 30. Juni zurück über 45 €/MWh, und die Hitzewelle quer durch Europa hebt Klimatisierungslast und Gasverstromung in den Spitzenstunden.
Die Divergenz aus dem Vorzyklus gilt damit weiter: Der Gas-Tagespreis schwankt mit der Diplomatie, der Strom-Forward für 2027 preist die strukturellen Faktoren, den nachwirkenden Ausfall katarischer Verflüssigungskapazität, CO2-Kosten und Kraftwerksverfügbarkeit. Solange Gas in Spitzenlastzeiten den Preis setzt, bleibt Cal-27 nahe 90 €/MWh.
An der Kostenbasis für Industriebetriebe ändert sich wenig: BDEW meldet bei Neuabschlüssen für kleine und mittlere Industriebetriebe zuletzt 16,7 ct/kWh. Das Industriestrompreis-Programm federt für Unternehmen aus den 91 KUEBLL-Sektoren weiterhin 15 bis 25 €/MWh ab, auf die Hälfte des Verbrauchs und bei passendem WZ-Code.
Worauf wir achten: ob der TTF nach Fortschritten bei Minenräumung und LNG-Raten nachhaltig unter 40 €/MWh fällt. Erst dann ist ein Test unter 90 €/MWh für Cal-27 realistisch; bis dahin bleibt die Spanne 83 bis 95 €/MWh gesetzt.
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Was heißt das konkret für den Einkauf in DACH?
Bleiben Sie bei der Tranchen-Struktur, statt auf einen schnellen Rückgang zu warten: erste Tranche auf aktuellem Niveau gesichert, zweite bei einem nachhaltigen TTF unter 40 €/MWh, der dann auch Cal-27 unter 90 €/MWh ziehen sollte, dritte flexibel für den Eskalationsfall.
Prüfen Sie die Berechtigung für den Industriestrompreis direkt in der nächsten Ausschreibung. Für berechtigte Betriebe bleibt er mit 15 bis 25 €/MWh die größte Einzelstellschraube auf der Kostenseite und gehört vor die Tranchen-Entscheidung.
Binden Sie Stromverträge an den EEX-Forward mit klar definiertem Bezugszeitraum und beobachten Sie die Gas-Vorlaufindikatoren (Minenräumung, LNG-Raten, Doha-Gespräche). Der Strompreis 2027 wird an der Gasfront entschieden.
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Basisszenario
In dieser Spanne über die nächsten vier bis sechs Wochen. (1) Der TTF-Rücksprung über 45 €/MWh hält den Boden unter Cal-27, (2) der strukturelle Qatar-Ausfall und CO2-Kosten wirken bis 2027 nach, (3) die Hitzewelle hebt die Gasverstromung in Spitzenstunden. Fällt der TTF nachhaltig unter 40 €/MWh, rückt ein Test unter 90 €/MWh in Reichweite.
Risikoszenario
Die Vermittlung in Doha scheitert und der TTF steigt über 55 €/MWh, dazu ein heißer Sommer mit französischen Reaktorausfällen. Wahrscheinlichkeit 25 bis 30 Prozent über die nächsten drei Monate.
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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 hat auf ihrem Gipfel im März 2026 über eine Überarbeitung dieses Systems diskutiert.
Weil der Day-Ahead-Markt stündlich auf Angebot und Nachfrage reagiert. 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 rund 91 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.
