ENERGIEPREISE
Strompreis aktuell: Preis, Entwicklung und Prognose 2026
28.09.2026
Aktueller Strompreis auf Basis des EEX German Baseload Cal-27 (128,37 €/MWh per 25. September, minus 2,8 Prozent gegenüber dem 11. September). Trendanalyse zu Spotspitzen bis 740 €/MWh, zum gesunkenen Gaspreis, zum Abstand zu Frankreich, zu den anstehenden Netzentgelten 2027 und zum Industriestrompreis. Einkaufsempfehlungen für die DACH-Beschaffung.
AUF EINEN BLICK
- Der deutsche Day-Ahead-Strom erreicht am 14. September im Tagesmittel 256,55 €/MWh und in der Viertelstunde 740,01 €/MWh (EPEX). Flexible Lasten in den Abendstunden sind so viel wert wie selten.
- EEX Cal-27 schließt am 25. September bei 128,37 €/MWh, minus 2,8 Prozent zum 11. September, nach dem Reihenhoch von 135,80 €/MWh am 14. September. Der Rückgang folgt dem Gaspreis.
- Frankreich notiert für 2027 bei 87,30 €/MWh, 41,07 €/MWh unter Deutschland. Cal-28 liegt fast 30 €/MWh unter Cal-27.
- Der Bundeszuschuss für die Übertragungsnetze sinkt 2027 auf 5,525 Mrd. € nach 6,5 Mrd. € (BMWE, 2. September). Die Netzentgelte 2027 kommen Anfang Oktober.
Inhalt
Was treibt den Preis gerade?
Der Spotmarkt hat im September neue Extreme gezeigt. Am 14. September lag der deutsche Day-Ahead-Preis im Tagesmittel bei 256,55 €/MWh, um 19:45 Uhr erreichte die Viertelstunde 740,01 €/MWh. Am 22. September folgte ein Tagesmittel von 226,18 €/MWh mit einer Spitze von 647,50 €/MWh. Im Wochenmittel lag der Spot vom 21. bis 27. September bei 154,19 €/MWh, an drei Tagen gab es zugleich negative Preise. Die Spitzen fallen in den Abend, wenn die Solareinspeisung endet und Gaskraftwerke den Preis setzen.
Der Terminmarkt hat sich dagegen leicht entspannt. Der EEX German Baseload Cal-27 schloss am 25. September bei 128,37 €/MWh, nach dem Hoch der Reihe von 135,80 €/MWh am 14. September. Der Hauptgrund ist Gas: Der TTF fiel in der Woche bis zum 25. September um 9,4 Prozent auf 72,07 €/MWh, weil erstmals seit Monaten mehrere LNG-Ladungen die Straße von Hormus passierten. Der Strompreis gab mit minus 2,8 Prozent gegenüber dem 11. September deutlich weniger nach, denn die niedrigen Gasspeicher und die abgelehnte Öffnung der Meerenge halten die Winterrisiken im Preis.
Der Abstand zu Frankreich bleibt groß. Französischer Strom für 2027 notierte am 25. September bei 87,30 €/MWh, 41,07 €/MWh unter Deutschland. Österreich liegt mit 142,59 €/MWh noch über Deutschland. Für Unternehmen mit Standorten in mehreren Ländern ist das ein echter Kostenunterschied, nicht nur ein Marktdetail. Cal-28 notiert mit 98,88 €/MWh fast 30 €/MWh unter Cal-27, der Markt erwartet also eine Entspannung nach dem nächsten Jahr.
Auf der Kostenseite kommen im Oktober die Netzentgelte hinzu. Nach dem Gesetzentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums vom 2. September sollen die Übertragungsnetzbetreiber für 2027 bis 2029 jährlich 5,525 Mrd. € Bundeszuschuss erhalten, nach 6,5 Mrd. € im Jahr 2026. Die vorläufigen Netzentgelte 2027 werden Anfang Oktober erwartet und dürften damit steigen. Für stromintensive Unternehmen gibt es Entlastung über den Industriestrompreis: Die BAFA setzt den Referenzpreis bei 87,44 €/MWh und den Zielpreis bei 50 €/MWh an, Anträge sind bis 31. März 2027 möglich.
Worauf wir achten: die vorläufigen Netzentgelte 2027, das Einspeichertempo beim Gas und die Temperaturprognosen für Oktober.
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Was heißt das konkret für den Einkauf in DACH?
Nutzen Sie den Rückgang für Teilmengen 2027 und prüfen Sie 2028. Cal-27 liegt gut 7 €/MWh unter dem Hoch vom 14. September, Cal-28 fast 30 €/MWh unter Cal-27. Wer eine gestaffelte Beschaffung fährt, zieht jetzt eine Tranche für 2027 und prüft, ob sich ein Teil des Bedarfs für 2028 auf dem deutlich niedrigeren Niveau absichern lässt. Warten auf einen weiteren Rückgang ist eine Wette auf Gas und Wetter.
Bewerten Sie flexible Lasten neu. Spitzen von 740 €/MWh in der Viertelstunde und negative Preise in derselben Woche zeigen, wie viel die Verschiebung von Lasten wert ist. Wer Prozesse aus den Abendstunden in die Mittagsstunden verlegen kann, spart bei Spot- oder Strukturverträgen direkt. Fragen Sie Ihren Versorger nach einem Vertrag, der diese Flexibilität vergütet, statt einen reinen Bandlieferungspreis zu zahlen.
Rechnen Sie die Netzentgelte 2027 ein, bevor Sie Budgets festlegen. Der sinkende Bundeszuschuss wird die Netzentgelte erhöhen, die vorläufigen Werte kommen Anfang Oktober. Planen Sie diese Position getrennt vom Energiepreis und prüfen Sie, ob Sie Anspruch auf reduzierte Netzentgelte oder den Industriestrompreis haben; der Antrag beim BAFA ist bis 31. März 2027 möglich.
Prüfen Sie strombedingte Aufschläge Ihrer Lieferanten auf die tatsächliche Beschaffung. Ein Lieferant mit Terminabsicherung spürt die Spotspitzen nicht direkt. Verlangen Sie die Trennung nach Energie, Netz, Umlagen und Marge. Für Lieferanten mit Standorten in Frankreich gilt zudem: Ein Abstand von 41 €/MWh zu Deutschland ist ein Argument, Mengen dorthin zu verlagern, wenn Qualität und Logistik passen.
Behalten Sie den Gaspreis als wichtigsten Einflussfaktor im Blick. Solange Gaskraftwerke in vielen Stunden den Preis setzen, folgt der Terminpreis für Strom dem TTF mit Verzögerung. Ein Rückfall des TTF unter 70 €/MWh wäre ein Signal für weitere Tranchen, ein Anstieg über 85 €/MWh ein Signal, mit weiteren Käufen zu warten, bis sich die Lage beruhigt.
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Basisszenario
In dieser Spanne über die nächsten vier bis sechs Wochen. (1) Der gesunkene TTF von 72,07 €/MWh zieht den Terminpreis nach unten, (2) niedrige Gasspeicher und die abgelehnte Öffnung von Hormus halten die Winterrisiken im Preis, (3) Spotspitzen bis 740 €/MWh zeigen, wie eng der Markt in den Abendstunden ist, (4) Cal-28 fast 30 €/MWh tiefer begrenzt den Aufwärtsdruck auf längere Laufzeiten.
Risikoszenario
Der TTF steigt wieder über 85 €/MWh, ein früher Kälteeinbruch trifft auf Gasspeicher unter Ziel, oder die französische Kernkraftverfügbarkeit verschlechtert sich im Winter. Die Netzentgelte 2027 kommen Anfang Oktober bei einem um knapp 1 Mrd. € gesenkten Bundeszuschuss hinzu. 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 viertelstündlich auf Angebot und Nachfrage reagiert. Stunden mit hoher Erneuerbaren-Einspeisung drücken den Preis zeitweise unter null, während Gaskraftwerke in den Abendstunden hohe Spitzen setzen: Am 14. September lag der deutsche Day-Ahead-Spot im Tagesmittel bei 256,55 €/MWh, um 19:45 Uhr erreichte die Viertelstunde 740,01 €/MWh; in der Woche vom 21. bis 27. September lag das Mittel bei 154,19 €/MWh, an drei Tagen gab es zugleich negative Preise. Der Year-Ahead-Future glättet diese Schwankungen und lag am 25. September bei 128,37 €/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.
