ENERGIEPREISE
Strompreis aktuell: Preis, Entwicklung und Prognose 2026
25.05.2026
Aktueller Strompreis auf Basis des EEX German Baseload Cal-27 Futures (rund 96,20 €/MWh per 22. Mai). Trendanalyse zur TTF-Rebound-Mechanik (44,21 auf 48,68 €/MWh), zum EU-Speicher-Stand von 37,45 Prozent (GIE 23. Mai), zur BDEW-Strompreisanalyse April 2026 (Industriepreis 16,0 ct/kWh, minus 1,6 ct YoY), zur UAE-OPEC-Austritts-Mechanik und zur politisch offenen Strompreisbremse-Verlängerung. Szenarien und Einkaufsempfehlungen für industrielle Beschaffung in DACH.
AUF EINEN BLICK
- EEX German Baseload Cal-27 per 22. Mai bei rund 96,20 €/MWh, plus 9,3 Prozent im Monat. TTF-Rebound auf 48,68 €/MWh treibt Power-Forward mit.
- BDEW-Strompreisanalyse April: Industrie-Strompreis 16,0 ct/kWh, minus 1,6 ct YoY. Subvention der Übertragungsnetzentgelte und niedrigere Beschaffungskosten als Treiber.
- EU-Speicher per 23. Mai bei 37,45 Prozent, 18 Punkte unter Fünf-Jahres-Norm. Niedrigerer Sommer-Injektionsdruck als noch Anfang Mai, aber weiter unter dem Zielpfad.
- VAE-OPEC-Austritt zum 1. Mai und UAE-Output-Hochfahren-Plan auf 5 Mio. bpd bis 2027 wirken mittelfristig dämpfend auf Brent und damit auf Gas-Spreads, kein direkter Power-Effekt.
Inhalt
Was treibt den Preis gerade?
EEX German Baseload Cal-27 notiert per 22. Mai 2026 bei rund 96,20 €/MWh, gegenüber 92,40 €/MWh am 8. Mai. Der Anstieg um 4 Prozent in zwei Wochen folgt dem TTF-Rebound von 44,21 €/MWh auf 48,68 €/MWh über denselben Zeitraum. Gas-Marginal-Pricing in der Grundlast bleibt der dominante Übertragungsmechanismus. Cal-28 zieht parallel auf rund 89 €/MWh, Cal-29 auf rund 81 €/MWh, mit weiterhin abfallendem Forward-Profil.
Die BDEW-Strompreisanalyse vom April bleibt die aktuellste Referenz für Industrie-Strompreise. Mittelständische Anlagen (1 bis 20 Mio. kWh pro Jahr) zahlen im Durchschnitt 16,0 ct/kWh, ein Rückgang um 1,6 ct/kWh gegenüber Vorjahr. Für die mittlere 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) bei 14,4 ct/kWh. Treiber des Rückgangs sind die Subvention der Übertragungsnetzentgelte und die niedrigeren Beschaffungskosten gegenüber dem 2025er-Hoch.
Die EU-Speicherlage hat sich gegenüber dem 8. Mai leicht verbessert. GIE AGSI+ meldet für den 23. Mai einen Füllgrad von 37,45 Prozent, gegenüber 34,3 Prozent zwei Wochen früher. Die Lücke zum Fünf-Jahres-Saisonschnitt liegt bei 18 Prozentpunkten, gegenüber 20,7 Punkten Anfang Mai. Der Sommer-Injektionsdruck bleibt aber hoch, das aktuelle Tempo liegt weiter unter dem Niveau, das für das 90-Prozent-Ziel laut Verordnung 2025/1733 nötig wäre. Die Flexibilitätsmarge der Verordnung erlaubt eine Abweichung um bis zu 10 Prozent (also 80 Prozent als praktischer Boden) plus zusätzliche 5 Prozent unter persistierenden Marktbedingungen.
Der UAE-Austritt aus OPEC und OPEC+ zum 1. Mai 2026 wirkt auf den deutschen Strompreis indirekt. Erstens dämpft die UAE-Kapazitätserweiterung auf 5 Mio. bpd bis 2027 mittelfristig den Brent-Preis und damit die Gas-Öl-Substitutions-Mechanik. Zweitens verändert er die OPEC-Architektur, was die langfristige Stabilitäts-Erwartung am LNG-Markt etwas verbessert. Beide Effekte sind klein gegenüber dem direkten Hormuz-Newsflow.
Für H2 2026 und 2027 bleiben drei Termine entscheidend. Die ENTSO-E Sommer-Ausblicke im Juni, die nationalen Auktionen für strategische Gas-Reserven nach Verordnung 2025/1733, und der weitere Verlauf der US-Iran-Gespräche unter Marco Rubio. Für die nächsten vier bis acht Wochen erwarten wir Cal-27 in einer Bandbreite von 90 bis 102 €/MWh, mit klarem Aufwärtsbias bei jeder weiteren Hormuz-Welle.
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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. Der Forward atmet sichtbar mit TTF, eine einzige Anker-Order zu einem festen Tag finanziert die Volatilität ohne Korrektiv. Eine Mehrtranchen-Strategie fängt das untere Band des Basisszenarios sicher ab.
Für Cal-28 setzen Sie eine Limit-Order auf 85 €/MWh oder darunter. Das gibt Ihnen die Option, eine TTF-Beruhigung in H2 in einen niedrigeren Forward zu übersetzen. Cal-29 bei rund 81 €/MWh ist preislich attraktiver, aber das Volumen ist dünn.
Verlangen Sie von Strom-Versorgern eine getrennte Ausweisung von Beschaffungs-, Netz- und Steueranteilen. Die BDEW-April-Daten zeigen, dass der politisch beeinflussbare Anteil bei Großverbrauchern weiter sinkt, der reine Beschaffungsanteil aber mit dem TTF mitatmet. Pauschal-Vertragspreise verschleiern das.
Für energieintensive Produktion mit eigener Verstromung prüfen Sie aktiv den Switch zu EEX-Bezug im Sommer. Bei TTF um 48,68 €/MWh und EEX Cal-27 um 96,20 €/MWh bleibt der EEX-Bezug für viele Anlagen günstiger als die eigene Gasverstromung, je nach Wirkungsgrad und CO2-Belastung. Mit der TTF-Bewegung der letzten zwei Wochen hat sich der Vorteil zugunsten des EEX-Bezugs leicht erweitert.
Für Verträge mit indizierter Strom-Komponente 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 90 bis 102 €/MWh. (1) TTF-Rebound auf 48,68 €/MWh am 22. Mai zieht den Power-Forward mit. (2) EU-Speicher per 23. Mai bei 37,45 Prozent, 18 Punkte unter Fünf-Jahres-Norm. (3) BDEW-Industriepreis stabil bei 16,0 ct/kWh, Offshore-Wind-CfD-Ausbau zäh. (4) UAE-OPEC-Austritt schafft mittelfristige Unsicherheit auf der Gas-LNG-Seite, kein direkter Power-Effekt.
Risikoszenario
Im Risikoszenario steigt Cal-27 auf 105 bis 120 €/MWh. (1) Neue Hormuz-Eskalation zieht TTF auf 60 €/MWh, Power folgt mit Hebel. (2) Heißer Sommer in Mitteleuropa drückt PV-Eigenverbrauchsrate und treibt Netzlast. (3) Frankreich meldet Reaktor-Verfügbarkeits-Probleme, deutsche Strom-Importe sinken. (4) Industrie-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.
