1. Einleitung: Börsenstrompreise 2026 – Die neue Realität der Energiemärkte

Die europäische und insbesondere die deutsche Energiewirtschaft befindet sich in einer Phase tiefgreifender Transformation, die sich im Lieferjahr 2026 in einer komplexen Marktstruktur manifestieren wird. Nach den extremen Verwerfungen der Energiekrise der Jahre 2022 und 2023, in denen die Gas- und Strompreise historische Höchststände erreichten, und einer Phase der Beruhigung und Konsolidierung in den Jahren 2024 und 2025, deutet die fundamentale Analyse für 2026 auf den Eintritt in ein „neues Normal“ hin. Dieses neue Gleichgewicht ist jedoch keineswegs statisch. Vielmehr ist es geprägt durch eine strukturelle Divergenz zwischen den sinkenden Grenzkosten der erneuerbaren Erzeugung und den durch regulatorische Eingriffe und globale Rohstoffmärkte hoch bleibenden Kosten der fossilen Residuallastdeckung.

Die Prognose des Börsenstrompreises (Base Load) für das Jahr 2026 erfordert eine multiperspektivische Betrachtung, die weit über eine reine Extrapolation historischer Trends hinausgeht. Während in der Dekade vor 2020 Stromgroßhandelspreise im Bereich von 30 bis 50 Euro pro Megawattstunde (€/MWh) die Norm waren, deuten aktuelle Forward-Kurven und Fundamentalanalysen darauf hin, dass sich der Markt auf einem strukturell höheren Niveau einpendelt. Analysen zeigen, dass selbst bei einem massiven Ausbau der Erneuerbaren Energien und einer Entspannung auf den Gasmärkten Preise unterhalb von 60 €/MWh im Jahresmittel kaum noch darstellbar sind, solange fossile Kraftwerke in signifikantem Umfang preissetzend wirken.¹

Gleichzeitig verliert der klassische Durchschnittspreis („Base Price“) als alleiniger Indikator an Aussagekraft für die ökonomische Realität der Marktteilnehmer. Die Volatilität, getrieben durch die volatile Einspeisung von Wind und Sonne, führt zu einer Entwertung des Stroms in Zeiten des Überflusses (Kannibalisierungseffekt) und zu extremen Preisspitzen in Zeiten der Knappheit (Dunkelflaute). Für das Jahr 2026 wird prognostiziert, dass diese Spreizung ein Ausmaß erreicht, das neue Risikomanagement-Strategien für Erzeuger und Verbraucher zwingend erforderlich macht.

Dieses Dossier analysiert die determinierenden Faktoren für die Preisbildung im Jahr 2026. Es untersucht die makroökonomischen Rahmenbedingungen, die regulatorischen Eingriffe der Bundesregierung und der EU, die fundamentale Angebots- und Nachfragesituation sowie die Entwicklungen in den Nachbarmärkten. Darauf aufbauend werden drei detaillierte Szenarien entwickelt, die mögliche Entwicklungspfade des Strompreises quantifizieren und qualitativ einordnen.

1.1 Makroökonomischer Kontext und Nachfrageentwicklung

Die Entwicklung des Strompreises ist untrennbar mit der konjunkturellen Entwicklung verknüpft. Für das Jahr 2026 zeichnet sich nach aktuellen Prognosen eine zyklische Erholung der deutschen Wirtschaft ab, die die Stromnachfrage stützen dürfte.

Nach einer Phase der Stagnation und leichten Rezession in den Jahren 2023 bis 2025 prognostizieren führende Wirtschaftsinstitute und Ratingagenturen wie S&P Global für 2026 eine „bemerkenswerte Erholung“ des deutschen Bruttoinlandsprodukts (BIP).³ Diese Erholung wird voraussichtlich durch eine expansive Fiskalpolitik getrieben, deren zyklische Effekte auf 0,5 % des BIP geschätzt werden. Ein Anziehen der Konjunktur korreliert historisch stark mit einer steigenden Stromnachfrage, insbesondere in den energieintensiven Sektoren wie Chemie, Stahl und Zement, die in den Krisenjahren ihre Produktion teilweise gedrosselt hatten („Demand Destruction“).

Zusätzlich zur konjunkturellen Erholung wirken strukturelle Trends der Elektrifizierung als Treiber der Bruttostromnachfrage. Die Internationale Energieagentur (IEA) erwartet, dass die globale Stromnachfrage bis 2026 robust wächst, getrieben durch die Elektrifizierung des Wärmesektors, den Hochlauf der Elektromobilität und den massiven Ausbau von Rechenzentren.⁴ Für Deutschland wird ein Bruttostromverbrauch von ca. 518 Terawattstunden (TWh) für 2026 prognostiziert, was einen leichten Anstieg gegenüber dem Niveau von 2024 (ca. 515 TWh) darstellt.⁶

Besondere Aufmerksamkeit gilt hierbei der Industrie. Während Teile der energieintensiven Produktion aufgrund dauerhaft höherer Energiekosten im Vergleich zu den USA oder Asien strukturell verloren gegangen sein könnten, wird für 2026 erwartet, dass Mechanismen wie der Industriestrompreis und sinkende Netzentgelte eine Stabilisierung der verbleibenden Grundstoffindustrie bewirken. Dies verhindert einen weiteren Einbruch der Bandlast-Nachfrage, die für die Preisbildung im Base-Segment essenziell ist.

---

2. Regulatorisches und Politisches Umfeld 2026

Der Strommarkt ist einer der am stärksten regulierten Märkte Europas. Für das Preisgefüge 2026 sind politische Entscheidungen, die in den Jahren 2024 und 2025 getroffen wurden, von entscheidender Bedeutung. Dies betrifft sowohl die Marktstruktur (Market Design) als auch direkte staatliche Eingriffe in die Preisbestandteile.

2.1 Die Deutsche Kraftwerksstrategie und Versorgungssicherheit

Ein zentraler Unsicherheitsfaktor für das Lieferjahr 2026 ist der Zustand des konventionellen Kraftwerksparks. Im Zuge des Kohleausstiegs werden sukzessive Kohlekapazitäten vom Netz genommen. Um die Versorgungssicherheit in Zeiten der „Dunkelflaute“ zu gewährleisten, plante die Bundesregierung den Bau neuer, wasserstofffähiger Gaskraftwerke (H2-ready).

Die Realität für 2026 sieht jedoch ernüchternd aus. Die politischen Einigungen zur Kraftwerksstrategie kamen erst spät zustande. Die Bundesregierung hat sich darauf verständigt, im Jahr 2026 Ausschreibungen für Gaskraftwerke mit einer Kapazität von 8 Gigawatt (GW) durchzuführen, gefolgt von weiteren Auktionen.⁷ Da die Planungs- und Bauzeiten für solche Großanlagen mehrere Jahre betragen, werden diese neuen Kapazitäten im Jahr 2026 noch nicht am Netz zur Verfügung stehen.

Diese Verzögerung hat direkte Auswirkungen auf die Preisbildung im Terminmarkt für 2026:

• Bestandskraftwerke als Rückgrat: Die Versorgungssicherheit muss 2026 weitgehend durch den bestehenden Kraftwerkspark gewährleistet werden. Das bedeutet, dass ältere, oft weniger effiziente Kohle- und Gaskraftwerke sowie die Kapazitätsreserve eine entscheidende Rolle spielen.
• Risikoprämie: Die Marktteilnehmer preisen die Knappheit an gesicherter Leistung in den Wintermonaten als Risikoprämie in die Terminkontrakte ein. Die Angst vor einer physischen Unterdeckung (Loss of Load) ist zwar gering, aber die ökonomische Knappheit treibt die Preise.
• Merit Order: Da hocheffiziente neue Gaskraftwerke fehlen, bestimmen in Spitzenlastzeiten oft ältere Anlagen mit geringeren Wirkungsgraden und damit höheren Grenzkosten den Preis.

2.2 Eingriffe in Netzentgelte und Preisbestandteile

Während der Großhandelspreis durch Angebot und Nachfrage bestimmt wird, versucht die Politik, die Endkundenpreise durch Subventionen zu dämpfen. Für das Jahr 2026 wurde beschlossen, die Übertragungsnetzentgelte mit einem Bundeszuschuss von 6,5 Milliarden Euro aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) zu stützen.⁹

Diese Maßnahme hat eine zweischneidige Wirkung auf den Börsenpreis:

1. Entlastung der Endkunden: Sie senkt die Gesamtkosten für Verbraucher und Industrie, was die Wettbewerbsfähigkeit stärkt und die Inflation dämpft.
2. Stützung der Nachfrage: Durch die Senkung der Nebenkosten wird die Preiselastizität der Nachfrage verringert. Wenn Strom für den Endverbraucher günstiger wird, sinkt der Anreiz zu drastischen Einsparungen. Dies hält die Nachfrage am Großhandelsmarkt hoch und stützt damit indirekt auch das Preisniveau an der Börse (EEX).

Parallel dazu wird erwartet, dass Mechanismen wie der „Industriestrompreis“ oder ähnliche Instrumente zur Deckelung der Stromkosten für energieintensive Unternehmen im Jahr 2026 voll wirksam sind.¹⁰ Diese Instrumente zielen darauf ab, die Produktionskosten in Deutschland international wettbewerbsfähig zu halten, beeinflussen jedoch primär die Abrechnungspreise der Unternehmen und nicht direkt das Clearing-Ergebnis der Spotauktion, es sei denn, sie sind als Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) ausgestaltet, die Rückvergütungen vorsehen.

2.3 Europäisches Marktdesign (EMD)

Auf europäischer Ebene wird die Reform des Strommarktdesigns (Electricity Market Design, EMD) im Jahr 2026 erste Auswirkungen zeigen. Die Reform zielt darauf ab, die Abhängigkeit der Endkundenpreise von den kurzfristigen Spotmärkten zu verringern und langfristige Verträge (PPAs, CfDs) zu stärken.¹²

• Beibehaltung der Merit Order: Entgegen radikaleren Forderungen während der Krise bleibt das Merit-Order-Prinzip als zentraler Mechanismus der Preisbildung im Spotmarkt erhalten.¹⁴ Das bedeutet, dass auch 2026 das teuerste Kraftwerk (Marginalkraftwerk) den Preis für alle Marktteilnehmer setzt. Dies bestätigt die Relevanz der Gas- und CO2-Preise als Haupttreiber.
• Förderung von PPAs: Die Reform soll den Markt für Power Purchase Agreements (PPAs) liquidieren. Dies könnte dazu führen, dass große Volumina an Erneuerbarem Strom gar nicht mehr über den Spotmarkt gehandelt werden, sondern direkt zwischen Erzeugern und Industrie fließen. Dies könnte die Liquidität am Spotmarkt verringern und die Volatilität erhöhen, da die ausgleichende Wirkung großer Portfolios abnimmt.

---

3. Die Angebotsseite: Fossile Brennstoffe und CO2 als Preissetzer

Trotz des massiven Ausbaus der Erneuerbaren Energien wird der Preis für Strom im Jahr 2026 in vielen Stunden des Jahres – insbesondere in den Morgen- und Abendstunden sowie im Winter – durch fossile Kraftwerke bestimmt. Die Grenzkosten dieser Kraftwerke, die sich aus Brennstoffkosten und CO2-Zertifikatskosten zusammensetzen, bilden den „Floor“ (Preisuntergrenze) für den Strommarkt.

3.1 Der Gasmarkt (TTF): Globale Entspannung vs. Regionale Risiken

Erdgas (gehandelt am Title Transfer Facility, TTF) bleibt auch 2026 der wichtigste Brennstoff für die Preissetzung im europäischen Strommarkt. Die fundamentale Lage am Gasmarkt deutet auf eine Entspannung hin, die jedoch fragil bleibt.

• Globale Angebotsschwemme: Analysten von Goldman Sachs und Morgan Stanley weisen darauf hin, dass ab 2026 signifikante neue LNG-Exportkapazitäten, insbesondere aus den USA (z.B. Plaquemines, Golden Pass) und Katar, auf den Weltmarkt kommen.¹⁵ Dies führt zu einem strukturellen Überangebot an verflüssigtem Erdgas (LNG). Goldman Sachs prognostiziert für 2026/27 TTF-Preise im Bereich von 29 €/MWh, während langfristige Prognosen sogar noch tiefere Preise bis 2028 sehen.
• Nachfrageseitige Risiken: Dem gegenüber stehen Prognosen, die vor einem zu starken Optimismus warnen. Morgan Stanley sieht Szenarien, in denen die Gaspreise auf bis zu 5 US-Dollar pro MMBtu (ca. 16 €/MWh an der US-Quelle Henry Hub, was mit Transport und Margen in Europa eher 30+ €/MWh bedeutet) steigen könnten, getrieben durch steigende Nachfrage in Asien und Verzögerungen bei Verflüssigungsprojekten.¹⁶
• Forward Curve: Die aktuellen Terminmarktpreise für das Kalenderjahr 2026 bewegen sich um 30 €/MWh.¹⁷ Dies ist deutlich unter den Krisenniveaus, aber immer noch etwa doppelt so hoch wie der historische Durchschnitt vor 2020 (ca. 15-20 €/MWh).

Für den Strompreis bedeutet ein Gaspreis von 30 €/MWh, dass die reinen Brennstoffkosten für die Verstromung (bei 50 % Wirkungsgrad) bei 60 €/MWh liegen. Hinzu kommen die CO2-Kosten.

3.2 Der CO2-Markt (EU ETS): Der Preistreiber Nummer Eins

Der Europäische Emissionshandel (EU ETS) entwickelt sich im Jahr 2026 zum dominanten Preistreiber. Während Gaspreise tendenziell sinken oder stagnieren, zeigen die Prognosen für CO2-Zertifikate (EUA) steil nach oben.

• Verknappung des Angebots: Im Jahr 2026 endet die zusätzliche Versteigerung von Zertifikaten, die im Rahmen des „RePowerEU“-Programms zur Finanzierung der Energieunabhängigkeit vorgezogen wurden. Gleichzeitig greift die jährliche Kürzung der Obergrenze (Cap) im Rahmen des „Fit for 55“-Pakets immer stärker.
• Analystenprognosen:

• Konsens: Eine Umfrage von Reuters unter Analysten sieht den durchschnittlichen CO2-Preis für 2026 bei ca. 91–93 €/t.¹⁹
• Bullishe Szenarien: Häuser wie Veyt und Vertis prognostizieren Preise von bis zu 110 €/t für 2026, getrieben durch die antizipierte Verknappung und spekulative Positionierung von Investoren.¹⁹
• Bearishe Szenarien: Goldman Sachs sieht aufgrund schwacher industrieller Nachfrage in Europa eher stabile Preise, was jedoch eine Minderheitenmeinung darstellt.

Implikation für den Strompreis:

Ein CO2-Preis von 100 €/t hat massive Auswirkungen auf die Grenzkosten fossiler Kraftwerke:

• Gaskraftwerk (Emissionsfaktor ~0,4 t/MWh): 100 €/t * 0,4 = 40 €/MWh Aufschlag.
• Braunkohlekraftwerk (Emissionsfaktor ~1,0 t/MWh): 100 €/t * 1,0 = 100 €/MWh Aufschlag.

Dies verdeutlicht den massiven ökonomischen Druck auf die Kohleverstromung. Bei einem CO2-Preis von 100 €/t und einem Gaspreis von 30 €/MWh ist ein Gaskraftwerk in der Merit Order fast immer vor einem Kohlekraftwerk platziert („Fuel Switch“).

3.3 Kohle (API2): Der erzwungene Ausstieg

Der Preis für Kraftwerkskohle (API2) wird für 2026 bei ca. 110–115 USD/t gehandelt.²² Obwohl dies historisch gesehen ein moderates Niveau ist, führen die hohen CO2-Preise dazu, dass Kohlekraftwerke („Clean Dark Spread“) oft unrentabel arbeiten („out of the money“). Ihre Rolle reduziert sich zunehmend auf die eines Lückenfüllers in Zeiten extrem hoher Residuallast oder Gas-Knappheit. Dennoch bleibt die Kohle relevant, da aufgrund der verzögerten Kraftwerksstrategie (siehe 2.1) Kohleblöcke als Sicherheitsreserve am Netz gehalten werden müssen.

3.4 Merit-Order-Berechnung 2026 (Modell)

Um das Preisniveau fundiert abzuschätzen, führen wir eine Grenzkostenrechnung für ein typisches Gaskraftwerk (Combined Cycle Gas Turbine, CCGT) durch, das im Jahr 2026 häufig preissetzend sein wird.

Tabelle 1: Berechnung der Short-Run Marginal Costs (SRMC) für 2026

Kostenkomponente	Annahme (Base Case)	Berechnung	Kostenbeitrag Strom (€/MWh)
Gaspreis (TTF)	30,00 €/MWh (thermisch)	30,00 / 0,50 (Wirkungsgrad)	60,00 €
CO2-Preis (EUA)	95,00 €/t	95,00 * 0,37 (t/MWh Emissionsfaktor)	35,15 €
Variable Betriebskosten (O&M)	–	Pauschal	3,00 €
Summe Grenzkosten (SRMC)			98,15 €/MWh

Anmerkung: Der Emissionsfaktor von 0,37 t/MWh entspricht einer hocheffizienten modernen GuD-Anlage. Ältere Anlagen (Wirkungsgrad 45%) hätten noch höhere Kosten (>105 €/MWh).

Diese Berechnung zeigt, dass in Stunden, in denen Gaskraftwerke die Nachfrage decken müssen, ein Börsenpreis von knapp 100 €/MWh fundamental gerechtfertigt ist. Dass der Forward-Preis für das Kalenderjahr 2026 (Base) aktuell bei ca. 88–95 €/MWh notiert ²³, impliziert, dass der Markt davon ausgeht, dass in vielen Stunden des Jahres günstigere Technologien (Wind, Solar, Importe, Kernkraft) den Preis drücken und somit den Jahresdurchschnitt unter die Grenzkosten der Gaskraftwerke ziehen.

---

4. Die Erneuerbare Revolution und ihre Folgen

Der massive Ausbau der Erneuerbaren Energien ist der wichtigste Gegenspieler zu den steigenden CO2-Preisen. Für 2026 wird eine installierte Leistung erwartet, die das Marktgefüge grundlegend verändert.

4.1 Ausbaupfade: Photovoltaik als Dominator

Deutschland erlebt einen beispiellosen Solarboom. Für das Jahr 2026 wird ein jährlicher Zubau von ca. 22 GW Photovoltaik (PV) prognostiziert.²⁵ Damit wird die kumulierte installierte Leistung weit über der 100-GW-Marke liegen.

• Photovoltaik: Die schiere Masse an PV-Anlagen führt dazu, dass an sonnigen Tagen im Sommer (und zunehmend auch in der Übergangszeit) die Solarstromproduktion zur Mittagszeit die gesamte inländische Stromnachfrage decken oder sogar übersteigen kann.
• Windkraft (Onshore & Offshore): Der Ausbau der Windkraft verläuft langsamer. Insbesondere bei der Offshore-Windkraft kommt es zu Verzögerungen, unter anderem durch gescheiterte Auktionen und Lieferkettenprobleme.²⁶ Dennoch trägt der Onshore-Zubau dazu bei, dass an windreichen Tagen die fossile Erzeugung fast vollständig aus dem Markt gedrängt wird.

4.2 Der Merit-Order-Effekt und die „Duck Curve“

Der massive Zufluss von Strom mit Grenzkosten von nahe Null (Wind und Sonne) verdrängt teure fossile Kraftwerke aus der Merit Order. Dies senkt den Börsenpreis in den Stunden der Einspeisung massiv („Merit-Order-Effekt“).²⁸

Für 2026 wird sich die sogenannte „Duck Curve“ (Entenkurve) im Preisprofil extrem ausprägen:

1. Mittagstal: Zwischen 11:00 und 15:00 Uhr kollabieren die Preise regelmäßig auf 0 €/MWh oder werden negativ, da das Angebot die Nachfrage übersteigt und unflexible Grundlastkraftwerke nicht schnell genug abgeregelt werden können.
2. Morgen- und Abendspitzen: Sobald die Sonne untergeht, muss die Residuallast schlagartig von fossilen Kraftwerken (oder Speichern) übernommen werden. Die Preise springen von 0 € auf das Niveau der Gaskraftwerke (ca. 100 €).

4.3 Das Problem der Capture Rates (Kannibalisierung)

Ein zentrales Phänomen für 2026 ist die Entwertung des Erneuerbaren Stroms. Da Wind- und Solaranlagen wetterbedingt korreliert einspeisen, erzeugen sie alle gleichzeitig Strom, wenn dieser am wenigsten wert ist (Preisverfall durch Überangebot).

• Marktwert Solar: Prognosen von Instituten wie Aurora und Enervis zeigen, dass der durchschnittlich erzielte Erlös („Capture Price“) für PV-Anlagen im Jahr 2026 dramatisch unter den durchschnittlichen Base-Preis fallen wird.³⁰ Capture Rates von 50–60 % des Base-Preises werden als realistisch angesehen.
• Beispiel: Bei einem Base-Preis von 90 €/MWh erzielt eine PV-Anlage effektiv nur ca. 45–54 €/MWh am Markt.
• Marktwert Wind: Der Windstrom ist wertstabiler, da Wind auch in Hochpreisphasen (Winter, Nacht) wehen kann. Hier werden Capture Rates von 80–90 % erwartet.³⁰

Dies hat weitreichende Konsequenzen für die Finanzierung neuer Projekte (PPA-Preise müssen sinken) und den Förderbedarf (EEG-Differenzkosten steigen, da der Staat die Differenz zwischen gesunkenem Marktwert und fixem anzulegenden Wert ausgleichen muss).

---

5. Europäische Interkonnektion und Nachbarmärkte

Der deutsche Strompreis bildet sich nicht isoliert, sondern im Kontext des europäischen Binnenmarktes. Die Interkonnektion mit den Nachbarländern spielt für 2026 eine entscheidende Rolle, insbesondere der Blick nach Frankreich.

5.1 Frankreich: Die Rückkehr der Kernkraft

Frankreichs Kernkraftwerksflotte, betrieben von der EDF, ist der wichtigste Swing-Faktor für den europäischen Strompreis. Nach den massiven Ausfällen aufgrund von Korrosionsschäden in den Jahren 2022/23 hat sich die Flotte stabilisiert.

• Produktionsprognose 2026: EDF prognostiziert für das Jahr 2026 eine nukleare Stromerzeugung zwischen 335 und 365 TWh, optimistischere Szenarien gehen sogar von bis zu 370 TWh aus.³²
• Markteffekt: Diese hohe Verfügbarkeit von Bandlast-Strom drückt die Preise in Frankreich massiv. Der französische Kalender-Future für 2026 handelt zeitweise bei sensationell günstigen 55 €/MWh.³⁴

5.2 Der Deutsch-Französische Spread

Eine der auffälligsten Anomalien in den Marktdaten für 2026 ist der riesige Preisabstand (Spread) zwischen Deutschland und Frankreich.

• Deutschland Base 2026: ~90–95 €/MWh
• Frankreich Base 2026: ~55 €/MWh
• Spread: ~35–40 €/MWh

Dieser Spread impliziert, dass der Markt davon ausgeht, dass Deutschland 2026 massiv Strom aus Frankreich importieren möchte, die grenzüberschreitenden Leitungen (Interkonnektoren) jedoch permanent verstopft sein werden („Congestion“). Wären die Leitungen unbegrenzt, würden sich die Preise angleichen. Der Spread spiegelt somit die Knappheit an Transportkapazität wider. Für Deutschland bedeutet dies: Günstiger Atomstrom aus Frankreich dämpft den Preisanstieg, kann ihn aber aufgrund physikalischer Netzengpässe nicht vollständig neutralisieren.

5.3 Weitere Nachbarn

• Alpenraum (Schweiz/Österreich): Die Speicherseen in den Alpen dienen als wichtige Flexibilitätsreserve. Ihre Füllstände nach dem Winter 2025/26 werden bestimmen, wie viel Spitzenlaststrom sie im Sommer/Herbst 2026 liefern können.
• Nordics: Günstiger Wasserkraftstrom aus Skandinavien fließt über NordLink und andere Kabel nach Norddeutschland, drückt dort aber oft nur die Preise in der dortigen Gebotszone, während Engpässe nach Süddeutschland bestehen bleiben (innerdeutscher Redispatch).

---

6. Nachfrageseite: Industrie und Elektrifizierung

Die Entwicklung der Nachfrageseite ist der Gegenpol zur volatilen Erzeugung.

6.1 Industrielle Nachfrage: Erholung oder Stagnation?

Die deutsche Industrie hat in den letzten Jahren schmerzhafte Anpassungsprozesse durchlaufen. Für 2026 stellt sich die Frage, ob die Nachfrage zurückkehrt.

• Basisszenario: Experten gehen von einer moderaten Erholung der industriellen Last aus, gestützt durch sinkende Inflation und staatliche Hilfen (Netzentgelte).
• Risiko: Sollte die globale Konjunktur schwächeln oder der Handelskonflikt mit China eskalieren, könnte die industrielle Stromnachfrage stagnieren. Dies würde preisdämpfend wirken.

6.2 Neue Verbraucher: Sektorkopplung

Ein wachsender Anteil der Nachfrage ist preissensibel oder steuerbar:

• Wärmepumpen: Der Bestand an Wärmepumpen wächst stetig. Im Winter 2026 werden sie einen signifikanten Anteil zur Spitzenlast beitragen, insbesondere an kalten Tagen. Dies stützt die Preise in den ohnehin teuren Wintermonaten.
• Elektromobilität: Millionen von E-Fahrzeugen erhöhen den Strombedarf. Entscheidend wird sein, ob bis 2026 intelligente Ladestrategien (Smart Charging) etabliert sind, die das Laden in die günstigen Mittagsstunden oder die Nacht verschieben, oder ob das Laden ungesteuert (“Feierabend-Peak”) erfolgt und die Preisspitzen am Abend verschärft.
• Rechenzentren: Der KI-Boom führt zu einem sprunghaften Anstieg des Strombedarfs für Rechenzentren. In Regionen wie Frankfurt hat dies bereits messbare Auswirkungen auf die lokale Last und Netzengpässe.⁴

---

7. Szenario-Analyse: Entwicklungspfade für 2026

Basierend auf der Synthese der historischen Daten, Fundamentalanalysen und politischen Rahmenbedingungen lassen sich drei Szenarien für den durchschnittlichen Börsenstrompreis (Base Load) im Jahr 2026 ableiten.

Tabelle 2: Quantitative Übersicht der Szenarien für 2026

Parameter	Szenario Bär (Niedrigpreis)	Szenario Base (Referenz)	Szenario Bull (Hochpreis)
Börsenstrompreis (Base)	65 – 75 €/MWh	85 – 95 €/MWh	115 – 135 €/MWh
Gaspreis (TTF)	20 – 25 €/MWh	29 – 32 €/MWh	> 50 €/MWh
CO2-Preis (EUA)	70 – 80 €/t	90 – 95 €/t	> 120 €/t
Stromnachfrage	Stagnation / Rezession	Moderate Erholung	Starkes Wachstum
Französische Kernkraft	Sehr hoch (>360 TWh)	Erwartungsgemäß (~350 TWh)	Niedrig (<320 TWh)
Wetterbedingungen	Mild, windreich	Durchschnittlich	Kalter Winter, Dunkelflaute

7.1 Szenario „Base“ (Realistische Marktprognose)

Dieses Szenario spiegelt die aktuelle Markterwartung (Forward Curve) wider.

• Narrativ: Die Weltwirtschaft wächst moderat. Neue LNG-Terminals sorgen für eine stabile Gasversorgung bei ca. 30 €/MWh. Der CO2-Preis steigt pfadabhängig auf ca. 95 €/t an. Der Ausbau der Erneuerbaren drückt die Sommerpreise, aber die thermische Residuallast bestimmt die Preise im Winter. Deutschland importiert Bandlast aus Frankreich, was Preisspitzen dämpft.
• Ergebnis: Der Jahres-Base pendelt sich bei 90 €/MWh ein. Dies ist das „neue Normal“ – hoch genug, um Investitionen in Effizienz anzureizen, aber niedrig genug, um eine Deindustrialisierung zu verlangsamen (unterstützt durch staatliche Eingriffe).

7.2 Szenario „Bär“ (Entspannung & Rezession)

Dieses Szenario geht von einer Kombination aus angebotsseitiger Entlastung und nachfrageseitiger Schwäche aus.

• Narrativ: Ein sehr milder Winter 2025/26 lässt die Gasspeicher fast voll. Der globale LNG-Markt wird durch neue Projekte in den USA und Katar geflutet, der Gaspreis fällt auf 20 €. Gleichzeitig schwächelt die deutsche Industrie weiter, die Nachfrage bleibt unter dem Niveau von 2019. Die französische Kernkraft läuft auf Hochtouren und exportiert aggressiv nach Deutschland.
• Ergebnis: Die Grenzkosten der Gaskraftwerke sinken drastisch. Der Strompreis fällt auf 70 €/MWh oder darunter. Dies wäre eine signifikante Entlastung für Verbraucher, würde aber die Erlöse für Erneuerbare-Anlagen (Capture Prices) ruinieren und den geförderten Ausbau verteuern (höhere EEG-Umlagefinanzierung).

7.3 Szenario „Bull“ (Stress & Knappheit)

Dieses Szenario beschreibt das Risiko einer erneuten Verknappung.

• Narrativ: Ein harter Winter 2025/26 leert die Gasspeicher komplett. Geopolitische Spannungen (z.B. Naher Osten, Ukraine) verknappen das LNG-Angebot. Der Gaspreis springt auf über 50 €. Finanzinvestoren treiben den CO2-Preis spekulativ auf 120 €. Gleichzeitig erlebt Frankreich unerwartete Ausfälle im Kraftwerkspark. In Deutschland fehlt es an neuen Gaskraftwerken, alte Kohlemeiler müssen zu extrem hohen CO2-Kosten laufen.
• Ergebnis: Der Strompreis schießt auf über 120 €/MWh. Die Volatilität explodiert. Dies würde erneute politische Eingriffe (Preisbremsen) wahrscheinlich machen.

---

8. Risiken und Sensitivitäten: Die Bedrohung durch die Dunkelflaute

Jenseits der Jahresdurchschnitte liegt das größte Risiko für 2026 in der meteorologischen Variabilität.

8.1 Dunkelflaute-Wahrscheinlichkeit

Statistische Analysen (z.B. vom Deutschen Wetterdienst und Übertragungsnetzbetreibern) zeigen, dass Perioden mit sehr geringer Wind- und Solarstromerzeugung („Dunkelflaute“) von bis zu zwei Wochen Dauer im Winter regelmäßig auftreten können.36

Im Jahr 2026, mit einem reduzierten Anteil gesicherter Kohleleistung und noch fehlenden neuen Gaskraftwerken, wird das System in solchen Phasen extrem anfällig.

• Preiseffekt: In einer Dunkelflaute wird die Nachfrage fast ausschließlich durch Gas, Importe und Speicher gedeckt. Da Speicher für zwei Wochen nicht ausreichen, diktieren Gas und Importe den Preis. Spotpreise von 300–500 €/MWh über mehrere Tage sind in solchen Szenarien nicht auszuschließen und treiben den Jahresdurchschnitt massiv nach oben.

8.2 Speicher als Puffer?

Bis 2026 wird ein erheblicher Zubau an Batteriespeichern (BESS) erwartet. Diese sind jedoch primär für den kurzfristigen Ausgleich (Intraday, Frequenzhaltung) ausgelegt (z.B. 2-4 Stunden Kapazität).³¹ Sie können die Mittagsspitze der PV glätten und in den Abend verschieben (Arbitrage), helfen aber kaum gegen eine mehrtägige Dunkelflaute im Winter.

---

9. Börsenstrompreise 2026 – Fazit und Zusammenfassung

Die Analyse für das Lieferjahr 2026 zeichnet das Bild eines Energiemarktes im Übergang, der sich auf einem strukturell höheren Preisniveau stabilisiert.

1. Das Preisniveau: Marktakteure müssen sich auf einen Base-Preis im Korridor von 85 bis 95 €/MWh einstellen. Die Zeiten von 40 €/MWh sind vorbei, solange CO2 und Gas die Grenzkosten bestimmen.
2. Die Volatilität: Der Durchschnittspreis ist irreführend. Erzeuger von Erneuerbaren Energien werden deutlich weniger erlösen (Capture Price Risk), während flexible Verbraucher und Speicherbetreiber von der enormen Spreizung zwischen fast kostenlosen Stunden und teuren Spitzenstunden profitieren können.
3. Die Abhängigkeiten: Der deutsche Strompreis 2026 hängt am Tropf des globalen Gasmarktes, der Brüsseler Klimapolitik (CO2-Preis) und der französischen Kernkrafttechnik. Nationale Maßnahmen wie die Kraftwerksstrategie kommen für 2026 zu spät, um angebotsseitig Entlastung zu bringen; lediglich finanzielle Subventionen (Netzentgelte) dämpfen die Endkundenrechnung.

Für Unternehmen und Investoren bedeutet dies: Risikomanagement ist wichtiger als Preisspekulation. Die Absicherung (Hedging) gegen Preissprünge nach oben (Bull-Szenario) sollte Priorität haben, da das Abwärtspotenzial durch die Grenzkosten der fossilen Erzeugung begrenzt ist, während das Aufwärtspotenzial bei geopolitischen Störungen oder extremem Wetter fast unbegrenzt scheint.

Referenzen

1. vbw Strompreisstudie prognostiziert langfristig höhere Strompreise – Die bayerische Wirtschaft, Zugriff am November 26, 2025, https://www.vbw-bayern.de/vbw/Themen-und-Services/Infrastruktur/Energie/Neue-Strompreisprognose-bis-2040.jsp
2. Strompreissenkung auf wettbewerbsfähiges Niveau bis 2025 machbar – McKinsey, Zugriff am November 26, 2025, https://www.mckinsey.de/news/presse/2022-12-05-zukunft-strom
3. Economic Outlook Europe Q1 2026: Germany’s Fiscal Reawakening – S&P Global, Zugriff am November 26, 2025, https://www.spglobal.com/ratings/en/regulatory/article/economic-research-economic-outlook-europe-q1-2026-germanys-fiscal-reawakening-s101657610
4. Global electricity demand to keep growing robustly through 2026 despite economic headwinds – News – IEA, Zugriff am November 26, 2025, https://www.iea.org/news/global-electricity-demand-to-keep-growing-robustly-through-2026-despite-economic-headwinds
5. Demand: Global electricity use to grow strongly in 2025 and 2026 – IEA, Zugriff am November 26, 2025, https://www.iea.org/reports/electricity-mid-year-update-2025/demand-global-electricity-use-to-grow-strongly-in-2025-and-2026
6. Winter Outlook 2025 – 2026 – entso-e, Zugriff am November 26, 2025, https://eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-documents/sdc-documents/seasonal/WOR2025/Country%20Comments%20Winter%20Outlook%202025-2026.pdf
7. Deutsche Umwelthilfe zur Einigung über neue Gaskraftwerke: „Schlappe für Katherina Reiche, aber kein Grund zum Feiern“, Zugriff am November 26, 2025, https://www.duh.de/presse/pressemitteilungen/pressemitteilung/deutsche-umwelthilfe-zur-einigung-ueber-neue-gaskraftwerke-schlappe-fuer-katherina-reiche-aber-kein/
8. Außer Spesen nichts gewesen? Was ist neu an der Kraftwerksstrategie? – Recht energisch, Zugriff am November 26, 2025, https://recht-energisch.de/2025/11/14/ausser-spesen-nichts-gewesen-was-ist-neu-an-der-kraftwerksstrategie/
9. Niedrigere Netzentgelte für 2026 – Bundesregierung.de, Zugriff am November 26, 2025, https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/niedrigere-netzentgelte-2382396
10. Germany set to introduce “industrial electricity price” by beginning of 2026 – economy minister, Zugriff am November 26, 2025, https://www.cleanenergywire.org/news/germany-set-introduce-industrial-electricity-price-beginning-2026-economy-minister
11. Germany expects to introduce industrial electricity prices in 2026, Zugriff am November 26, 2025, https://gmk.center/en/news/germany-expects-to-introduce-industrial-electricity-prices-in-2026/
12. WORKING PAPER – Cadmus (EUI) – European University Institute, Zugriff am November 26, 2025, https://cadmus.eui.eu/bitstreams/64ea2546-4a60-4ec4-b074-0f9072512add/download
13. How EU market design can make power clean and affordable – E3G, Zugriff am November 26, 2025, https://www.e3g.org/publications/how-eu-market-design-can-make-power-clean-and-affordable/
14. European Electricity Market Reform – Freshfields Transactions, Zugriff am November 26, 2025, https://transactions.freshfields.com/post/102j6mt/european-electricity-market-reform
15. Goldman Sachs Forecasts 2026/27 Ttf At 29/20 EUR/Mwh, Jkm At $10.50/$7.30/Mmbtu, Zugriff am November 26, 2025, https://longbridge.com/news/266313262
16. Morgan Stanley expects natural gas prices to hit $5 in 2026 – Oil & Gas 360, Zugriff am November 26, 2025, https://www.oilandgas360.com/morgan-stanley-expects-natural-gas-prices-to-hit-5-in-2026/
17. EU Natural Gas – Price – Chart – Historical Data – News – Trading Economics, Zugriff am November 26, 2025, https://tradingeconomics.com/commodity/eu-natural-gas
18. Natural Gas Weekly Update – EIA, Zugriff am November 26, 2025, https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/
19. Exclusive European carbon market prepares for future changes – GMK Center, Zugriff am November 26, 2025, https://gmk.center/en/posts/european-carbon-market-prepares-for-future-changes/
20. What are the EUA price forecasts for 2030? – Homaio, Zugriff am November 26, 2025, https://www.homaio.com/post/what-are-the-eua-price-forecasts-for-2030
21. Severe supply squeeze: carbon to double by 2026, triple by 2035 – Veyt, Zugriff am November 26, 2025, https://veyt.com/press-releases/severe-supply-squeeze-carbon-to-double-by-2026-triple-by-2035/
22. Coal Price Forecast 2025, 2026 – 2030: Coal Market Outlook for 5,10 & 20 years | Just2Trade, Zugriff am November 26, 2025, https://j2t.com/solutions/blogview/coal-price-prediction/
23. Market Data Hub – EEX, Zugriff am November 26, 2025, https://www.eex.com/en/market-data/market-data-hub
24. German Power Base Nov ’26 Futures Price – Barchart.com, Zugriff am November 26, 2025, https://www.barchart.com/futures/quotes/X1X26
25. Germany to add 22GW solar PV capacity annually from 2026, Zugriff am November 26, 2025, https://www.pv-tech.org/germany-to-add-22gw-solar-pv-capacity-annually-from-2026/
26. Germany’s offshore tender results – Areas centrally pre-inspected, Zugriff am November 26, 2025, https://bwo-offshorewind.de/wp-content/uploads/2025/08/Frontier-Economics-BWO-exptertise-on-failed-German-wind-offshore-auction-2025-08-20-pdf.pdf
27. Status des Offshore-Windenergieausbaus in Deutschland – Erstes Halbjahr 2024 – Bundesverband WindEnergie e.V., Zugriff am November 26, 2025, https://www.wind-energie.de/fileadmin/redaktion/dokumente/publikationen-oeffentlich/themen/06-zahlen-und-fakten/20240715_Status_des_Offshore-Windenergieausbaus_Halbjahr_2024.pdf
28. Merit Order Effect – What is it and how does it affect energy prices? – Enerace, Zugriff am November 26, 2025, https://enerace.eu/blog/merit-order
29. The Merit Order Effect of Wind and Photovoltaic Electricity Generation in Germany 2008-2016 Estimation and Distributional Implications – Öko-Institut, Zugriff am November 26, 2025, https://www.oeko.de/oekodoc/2025/2014-610-en.pdf
30. German PPA volumes to rise amid bullish futures outlook – Veyt, Zugriff am November 26, 2025, https://veyt.com/german-ppa-volumes-to-rise-amid-bullish-futures-outlook/
31. Studie: Marktwerte für Photovoltaik-Anlagen gehen bis 2028 um mehr als 25 Prozent zurück, Zugriff am November 26, 2025, https://www.pv-magazine.de/2025/06/06/studie-marktwerte-fuer-photovoltaik-anlagen-gehen-bis-2028-um-mehr-als-25-prozent-zurueck/
32. Estimated nuclear generation in France for 2025, 2026 and 2027 – EDF, Zugriff am November 26, 2025, https://www.edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/journalists/all-press-releases/estimated-nuclear-generation-in-france-for-2025-2026-and-2027
33. Estimated nuclear generation in France for 2026 – 2023/12/21 | EDF FR, Zugriff am November 26, 2025, https://www.edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/journalists/all-press-releases/estimated-nuclear-generation-in-france-for-2026
34. French power continues to diverge below neighbours | Latest Market News – Argus Media, Zugriff am November 26, 2025, https://www.argusmedia.com/en/news-and-insights/latest-market-news/2746783-french-power-continues-to-diverge-below-neighbours
35. Power futures: the Franco-German calendar product 2026 spread hits record gap – Kpler, Zugriff am November 26, 2025, https://www.kpler.com/blog/power-futures-the-franco-german-calendar-product-2026-spread-hits-record-gap
36. Bundesnetzagentur zur Dunkelflaute – Kein Grund zur Panik | Windkraft-Journal, Zugriff am November 26, 2025, https://www.windkraft-journal.de/2025/01/27/bundesnetzagentur-zur-dunkelflaute-kein-grund-zur-panik/208078
37. Erläuterungspapier Versorgungssicherheit Strom bis 2030 – bundeswirtschaftsministerium.de, Zugriff am November 26, 2025, https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/E/erlauterungspapier-bericht-zum-monitoring-der-versorgungssicherheit-strom.pdf?__blob=publicationFile&v=1
38. Dunkelflaute und Energiewende: Wie sicher ist Deutschlands Strom? – Deutschlandfunk, Zugriff am November 26, 2025, https://www.deutschlandfunk.de/strom-deutschland-strompreis-erneuerbare-energien-dekarbonisierung-100.html