ENERGIEPREISE
Strompreis aktuell: Preis, Entwicklung & Prognose 2026
14.03.2026
Aktueller Strompreis auf Basis des deutschen Baseload-Futures — mit Trendanalyse, Gas-Strom-Kopplung, Szenarien und Einkaufsempfehlungen für die industrielle Beschaffung in DACH.
AUF EINEN BLICK
- Strom-Benchmark hoch: Der deutsche Baseload-Month-Future steht bei 95,43 EUR/MWh; gleichzeitig schwankt der Spotmarkt im März zwischen 47 und 141 EUR/MWh täglich – die höchste Volatilität seit 2022. Energie bleibt für viele Industriebeschaffer spürbar, auch wenn es nicht mehr die Extrema von 2022 sind.
- Stabile bis höhere Preise wahrscheinlich: Die Kopplung an Gas ist der wichtigste Grund. Die IEA verweist darauf, dass höhere Gaspreise Anfang 2026 die europäischen Strom-Futures nach oben gedrückt haben. Der Produktionsstopp bei QatarEnergy und die Blockade der Straße von Hormus haben den TTF-Gaspreis seit Anfang März um über 50 % nach oben getrieben – das schlägt direkt in die Strom-Futures durch.
- Stromintensive Lieferanten besonders exponiert: Das betrifft Zulieferer aus Metallverarbeitung, Oberflächenbehandlung, Teilefertigung mit hohem Maschinen- und Ofenanteil, Kälte- und Lüftungstechnik oder durchlaufende Fertigung. Die IEA bestätigt: EU-Strompreise für energieintensive Industrien lagen 2025 erneut über doppelt so hoch wie in den USA und knapp 50 % über China.
Inhalt
Was treibt den Preis gerade?
Der aktuelle Strompreis ist kein isoliertes Stromthema. Für industrielle Beschaffung in DACH laufen derzeit drei Dinge zusammen: hohe Gaspreise, geopolitische Risikoprämien auf Energieflüsse und ein europäischer Markt, der für energieintensive Industrie im internationalen Vergleich weiter teuer bleibt. Anfang März 2026 hat der Ausfall katarischer LNG-Mengen und die Blockade der Straße von Hormus einen Energieschock ausgelöst, der über den Gasmarkt direkt in die Strom-Futures durchschlägt.
Gas bleibt der wichtigste Stromtreiber
Die IEA hält klar fest, dass höhere Gaspreise Anfang 2026 die europäischen Strom-Futures gestützt haben. Der EU-Durchschnitt lag Anfang 2026 bei rund 95 USD/MWh für Strom-Futures – im Einklang mit dem TTF-Gaspreisanstieg. Das ist für Deutschland besonders relevant, weil der Strompreis im Großhandel trotz wachsender Erneuerbaren-Anteile weiter stark von Gaskraftwerken in den teuren Stunden beeinflusst wird. Die EU diskutiert auf ihrem März-Gipfel erneut, ob die Kopplung von Strom- und Gaspreisen überarbeitet werden soll – ein Zeichen dafür, wie akut das Thema politisch ist. Für den Einkauf heißt das: Wer Strom beschafft oder Preisgleitklauseln bei stromintensiven Lieferanten verhandelt, muss den Gasmarkt mitlesen.
Der Iran-Krieg wirkt über LNG, Öl und Fracht in den Strommarkt hinein
Am 2. März stellte QatarEnergy nach Drohnenangriffen aus dem Iran die LNG-Produktion in seinen beiden Hauptanlagen ein. Qatar liefert rund 20 % des globalen LNG-Handels. Die Straße von Hormus ist seitdem für den Schiffsverkehr weitgehend blockiert. Bruegel verweist darauf, dass durch Hormus rund 20 Mio. Barrel Öl und Ölprodukte pro Tag sowie LNG-Exporte aus Katar und den VAE von zusammen rund 20 % des globalen LNG-Handels auf dem Spiel stehen. Für Strom ist das deshalb relevant, weil ein Energieschock bei Gas sofort in europäische Strompreise durchschlägt. Die Auswirkungen sind bereits real: SKW Piesteritz, einer der größten Stickstoffdüngemittelhersteller Deutschlands, musste seine Produktion wegen steigender Gas- und Stromkosten drosseln.
Europa bleibt für stromintensive Industrie teuer
Die IEA schreibt, dass die EU-Strompreise für energieintensive Industrien 2025 erneut mehr als doppelt so hoch wie in den USA und nahezu 50 % höher als in China lagen. Selbst wenn der Markt nicht eskaliert, bleibt Strom ein struktureller Wettbewerbsfaktor in der Industrie.
Mehr negative Stunden helfen dem Einkauf nicht automatisch
Die IEA zeigt zugleich, dass negative Strompreise in Deutschland 2025 häufiger geworden sind. Euronews berichtet, dass die EU im Februar 2026 das Spannungsfeld zwischen hohen CO2-Kosten und negativen Strompreisen aktiv adressiert – die Marktstruktur steht politisch unter Druck. Für industrielle Beschaffung ist das relevant, aber oft missverstanden: Mehr negative Stunden sind gut für flexible Verbraucher und Eigenverbrauchsmodelle, senken aber nicht automatisch die Kosten eines klassischen Grundlast- oder standardisierten Liefervertrags. Für viele Beschaffer bleibt der abgesicherte Terminmarkt der relevantere Referenzpunkt.
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Was heißt das konkret für den Einkauf in DACH?
Stromkosten im Lieferantenportfolio sichtbarer machen
Wenn ihr Warengruppen mit hohem Energieanteil einkauft, sollte Strom nicht nur als allgemeiner Kostentreiber erwähnt werden, sondern konkret in der Kalkulation sichtbar sein. Gerade bei energieintensiven Lieferanten ist das aktuell kein Randthema.
Nicht Spot und Vertragspreis verwechseln
Ein Lieferant kann sich auf hohe Day-Ahead- oder Terminmarktpreise berufen. Für die Verhandlung ist aber entscheidend, ob er kurzfristig, strukturiert oder langfristig eingedeckt ist. Gerade jetzt ist das besonders relevant: Der Spotmarkt schwankt täglich zwischen 47 und 141 EUR/MWh, während der Year-Ahead bei ~95 EUR/MWh steht. Die reale Beschaffungslogik des Lieferanten macht einen großen Unterschied.
Besonders genau hinschauen bei stromintensiven Prozessen
Relevant sind vor allem Zulieferer mit hohem Anteil an maschineller Bearbeitung, Wärmeprozessen, Kühlung, Druckluft oder kontinuierlicher Produktion. Dort ist die Wahrscheinlichkeit höher, dass höhere Großhandelspreise zeitnah in Preisgespräche hineinlaufen.
Was in Verhandlungen aktuell plausibel ist und was Sie getrennt prüfen sollten
Plausibel sind derzeit Verweise auf ein erhöhtes Großhandelsniveau bei Strom und auf höhere Absicherungskosten, vor allem wenn Lieferanten einen relevanten Teil ihres Verbrauchs kurzfristiger oder rollierend eindecken. Der Zusammenhang zwischen dem LNG-Versorgungsschock, dem TTF-Gaspreisanstieg von über 50 % und den Strom-Futures ist aktuell real und gut begründet.
Getrennt prüfen sollten Sie dagegen pauschale „Energieaufschläge“, in denen Großhandel, Netzkosten, Profilrisiko, Herkunftsnachweise, Marge und Sicherheitszuschlag vermischt werden. Der entscheidende Verhandlungspunkt ist nicht, ob Strom teuer ist, sondern welcher Teil der Erhöhung wirklich aus dem Strommarkt kommt und welcher Teil aus Vertrags- oder Lieferantenlogik.
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Basisszenario
Für die nächsten 4 bis 6 Wochen ist ein stabiles bis leicht festeres Preisbild am wahrscheinlichsten. Gas bleibt der zentrale Treiber, und der Konflikt im Nahen Osten hält die Risikoprämie hoch. Gleichzeitig spricht die höhere Zahl negativer Stunden dafür, dass der Markt nicht in jeder Stunde gleich angespannt ist. Die untere Grenze reflektiert eine teilweise Entspannung der Hormuz-Lage bei gleichzeitig solider Erneuerbaren-Einspeisung; die obere Grenze reflektiert das aktuelle erhöhte Gaspreisniveau plus geopolitische Risikoprämie. Insgesamt überwiegt aber derzeit kein Entspannungssignal.
Risikoszenario
Das Aufwärtsrisiko steigt, wenn sich Gas weiter verteuert, die Lage um Hormus anhält und Marktteilnehmer zusätzliche Risikoprämien in Strom-Futures einpreisen. Der Month-Future hat in den letzten 52 Wochen bereits 116,93 EUR/MWh erreicht. Bei einem anhaltenden Qatar-Ausfall und TTF-Gaspreisen über 65 EUR/MWh sind Strom-Futures über 120 EUR/MWh historisch konsistent. Für stromintensive Beschaffung in DACH wäre das vor allem dann problematisch, wenn Lieferanten ihre Preise mit kurzer Vorlaufzeit anpassen oder nur begrenzt abgesichert sind.
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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.
