Merit Order 2026: Die Prognose bis 2030

Die Merit Order 2026: Preisprognose bis 2030 und Wettbewerbsfähigkeit im internationalen Vergleich

1. Makroökonomische und Geopolitische Einordnung: Die Energiefrage als Standortschicksal

Die globale Energiewirtschaft durchläuft in der Dekade 2020 bis 2030 die tiefgreifendste Transformation seit der Industrialisierung. Für die Exportnation Deutschland stellt dieser Zeitraum eine historische Zäsur dar. War das deutsche Geschäftsmodell über Jahrzehnte auf dem Import günstiger fossiler Energieträger – primär russisches Pipeline-Gas – und dem Export hochwertiger Investitionsgüter aufgebaut, so hat sich dieses Fundament seit Februar 2022 irreversibel aufgelöst. Der Zeitraum 2026 bis 2030 markiert dabei nicht mehr die Phase der akuten Krisenbewältigung, sondern die Phase der strukturellen Neuordnung. In diesen Jahren entscheidet sich, ob die Transformation hin zu einer dekarbonisierten Energieversorgung (“Energiewende”) ökonomisch tragfähig gestaltet werden kann oder ob sie zu einer schleichenden Erosion der industriellen Basis führt.

Die vorliegende Analyse untersucht die Strompreisentwicklung für den Zeitraum 2026 bis 2030 unter Berücksichtigung der komplexen Wechselwirkungen zwischen Terminmärkten, politischen Regulierungen (Kraftwerksstrategie, EEG) und globalen Brennstoffmärkten. Ein besonderer Fokus liegt dabei auf der relativen Wettbewerbsposition gegenüber den geoökonomischen Rivalen und Partnern China, USA, Russland und Brasilien. Diese Länder wurden ausgewählt, da sie unterschiedliche energiepolitische Archetypen repräsentieren: China als staatlich gelenkter Markt mit aggressiver Industriepolitik; die USA als energieautarker Markt mit marktliberalen Subventionsmechanismen (IRA); Russland als sanktionierte Rohstoffmacht mit künstlich niedrig gehaltenen Binnenpreisen; und Brasilien als Pionier der erneuerbaren Energien mit spezifischen hydrologischen Risiken.

Die Relevanz dieser Untersuchung wird durch die aktuelle Datenlage unterstrichen. Terminmarktnotierungen an der EEX für die Kalenderjahre 2026 bis 2028 zeigen, dass sich das Preisniveau zwar von den Exzessen der Jahre 2022/2023 erholt hat, sich jedoch auf einem “New Normal” einpendelt, das strukturell signifikant über dem Vorkriegsniveau liegt.¹ Gleichzeitig signalisieren Investitionsentscheidungen führender deutscher Industrieunternehmen wie BASF oder Miele, dass die Energiekostendifferenz bereits heute reale allokative Konsequenzen hat.²

Diese Analyse verzichtet auf vereinfachende Narrative und dringt tief in die Mechanik der Preisbildung ein. Es wird aufgezeigt, dass der reine Börsenpreis (Wholesale) zunehmend seine Aussagekraft für die industrielle Wettbewerbsfähigkeit verliert, da Netzentgelte, Umlagen und die Volatilitätsprofile (“Capture Prices”) zu den dominierenden Kostenfaktoren avancieren.

2. Strukturelle Analyse des Deutschen Strommarktes: Preismechanik und Treiber

Um eine valide Prognose für die Jahre 2026 bis 2030 zu erstellen, ist ein detailliertes Verständnis der Preismechanismen im europäischen “Energy Only Market” (EOM) unerlässlich. Der Preis bildet sich nicht im luftleeren Raum, sondern ist das Resultat eines komplexen Zusammenspiels aus Grenzkosten, regulatorischen Eingriffen und physikalischen Notwendigkeiten.

2.1 Das Merit-Order-Prinzip in der Transformation

Das fundamentale Gesetz der Preisbildung an der Strombörse bleibt auch bis 2030 die Merit-Order-Kurve. Hierbei werden Kraftwerke nach ihren variablen Grenzkosten (Marginal Costs) sortiert. Das letzte Kraftwerk, das zur Deckung der Nachfrage benötigt wird, bestimmt den Preis für alle Marktteilnehmer (“Pay-as-Clear”).

In der Periode 2026–2030 verschiebt sich die Dynamik der Merit-Order drastisch:

1. Der “Merit-Order-Effekt” der Erneuerbaren: Wind- und Solaranlagen haben Grenzkosten von nahe Null. Mit dem geplanten massiven Ausbau (Ziel: 80% Anteil am Bruttostromverbrauch bis 2030) verdrängen sie in immer mehr Stunden teure konventionelle Kraftwerke. Dies führt zu einer Zunahme von Stunden mit sehr niedrigen, null oder sogar negativen Preisen.⁴
2. Der “Price-Setter” Gas: In den Stunden, in denen Erneuerbare die Last nicht decken können (Residuallast), setzen Gaskraftwerke den Preis. Da Kohlekraftwerke durch steigende CO₂-Preise und regulatorische Ausstiegspfade zunehmend aus dem Markt gedrängt werden (“Coal-to-Gas-Switch”), diktiert der Gaspreis in Kombination mit dem CO₂-Preis die Höhe der Strompreise in Zeiten geringer EE-Einspeisung.
3. Die CO₂-Hebelwirkung: Der Preis für Emissionszertifikate im EU-ETS wird bis 2030 durch die Verknappung der Zertifikatsmengen (“Fit for 55”) steigen. Ein Gaskraftwerk emittiert pro MWh Strom etwa 0,35 bis 0,4 Tonnen CO₂. Ein Anstieg des CO₂-Preises um 10 EUR/t verteuert den Strom aus Gas also um ca. 3,50 bis 4,00 EUR/MWh. Bei Kohle (ca. 0,8 bis 1,0 t CO₂/MWh) ist der Hebel mehr als doppelt so hoch, was den Kohleausstieg ökonomisch beschleunigt.⁶

2.2 Die “Kannibalisierung” der Erlöse

Ein zentrales Phänomen für den Zeitraum bis 2030 ist die Entkopplung von Durchschnittspreis (Base Load) und Marktwert (Capture Price). Je mehr Solarstrom im System ist, desto stärker fällt der Preis genau dann, wenn die Sonne scheint. Dies führt zu einer “Kannibalisierung” der Erlöse für Anlagenbetreiber.

Für die Verbraucher bedeutet dies: Der durchschnittliche Börsenpreis mag sinken, aber die Volatilität nimmt extrem zu. Industrieunternehmen, die ihren Verbrauch nicht flexibilisieren können (Bandlast-Verbraucher), profitieren weniger von den günstigen Mittagsstunden und müssen sich gegen die teuren Abendstunden absichern, was ihre effektiven Beschaffungskosten (Profiling-Kosten) erhöht.

2.3 Die Rolle der Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmärkte

Die Bundesregierung hat erkannt, dass der “Energy Only Market” allein keine ausreichenden Anreize für den Bau neuer, wasserstofffähiger Gaskraftwerke (H2-Ready) bietet, da diese nur wenige Volllaststunden laufen werden. Die “Kraftwerksstrategie” sieht daher Ausschreibungen für zunächst 10 GW (später mehr) an Kraftwerkskapazität vor.7

Diese Kraftwerke sind essenziell für die Versorgungssicherheit in Dunkelflauten. Ihre Finanzierung erfolgt jedoch nicht allein über den Stromverkauf, sondern über Kapazitätsprämien (CAPEX-Förderung) und später über einen Kapazitätsmarkt. Diese Kosten werden als Umlage auf die Stromverbraucher gewälzt oder aus Steuermitteln finanziert. In der vorliegenden Prognose gehen wir davon aus, dass ein Teil dieser Kosten die Netzentgelte oder eine neue Umlagekomponente belasten wird, was den Industriestrompreis erhöht, selbst wenn der Börsenpreis stabil bleibt.

2.4 Terminmarkt-Signale als Indikator

Die Analyse der aktuellen Futures an der EEX (Stand Ende 2025) für die Jahre 2026, 2027 und 2028 liefert ein klares Bild der Markterwartungen. Die Settlement Prices für den Phelix Power Future (Deutschland) liegen stabil im Bereich von 84 bis 86 EUR/MWh.¹ Dies deutet darauf hin, dass der Markt weder an eine schnelle Rückkehr zu Vorkriegspreisen (ca. 40 EUR/MWh) glaubt, noch eine erneute Explosion wie 2022 erwartet. Die Marktteilnehmer preisen eine “neue Normalität” ein, die durch strukturell höhere Grenzkosten (LNG statt Pipeline-Gas, hoher CO₂-Preis) definiert ist.

3. Prognosemodell Deutschland 2026–2030 (Jahresscharf)

Die folgende Prognose basiert auf einer Synthese aus Terminmarktdaten, fundamentalen Marktmodellen (Merit-Order) und Szenario-Analysen führender Institute (EWI, Aurora, Fraunhofer ISE).

Zentrale Annahmen für das Basisszenario:

• Gaspreis (THE): Stabilisierung auf einem Niveau von ca. 30–35 EUR/MWh (real). LNG bestimmt den Grenzkostenpreis.
• CO₂-Preis (EUA): Linearer Anstieg von ca. 75 EUR/t (2026) auf 100 EUR/t (2030).
• Stromnachfrage: Moderates Wachstum von 510 TWh auf ca. 600 TWh (netto) durch Sektorkopplung (Wärmepumpen, E-Mobilität), gedämpft durch Effizienz und Konjunkturschwäche.⁹
• EE-Ausbau: Konservativer Pfad, der leicht unter den Regierungszielen liegt (Zielverfehlung bei Wind Onshore, Zielerreichung bei PV).¹⁰

Tabelle 1: Jahresscharfe Strompreisprognose Deutschland (Merit-Order / Wholesale) 2026–2030

Jahr	Base-Load Prognose (EUR/MWh)	Peak-Load Prognose (EUR/MWh)	Volatilität / Spread	Primäre Preistreiber & Marktkommentar
2026	85,80	98,50	Hoch	Marktstabilisierung: Die Futures (Cal-26) notieren stabil um 85 EUR. Das Jahr ist geprägt durch den fortdauernden Kohleausstieg. Gaskraftwerke setzen in ca. 4.500 Stunden den Preis. Die CO₂-Preise wirken als Stütze nach unten. Der Markt hat die LNG-Infrastruktur eingepreist, bleibt aber sensibel für globale Gasschocks. 1
2027	84,90	96,00	Sehr Hoch	Impact der Solarenergie: Erste massive PV-Freiflächenanlagen aus den erhöhten Ausschreibungsvolumina gehen ans Netz. Dies drückt die Preise im Sommer tagsüber massiv (teilweise negativ), während die Abendstunden teuer bleiben (“Duck Curve”). Der Durchschnitt sinkt leicht, aber die Profilkosten steigen. 1
2028	85,00	105,00	Extrem	Kohle-Tipping-Point: Der CO₂-Preis erreicht ein Niveau (>85 EUR/t), das Braunkohle in der Merit-Order dauerhaft hinter moderne Gaskraftwerke schiebt. Gas wird zum fast alleinigen Preissetzer der Residuallast. Da Gas volatiler ist als Braunkohle, steigt das Risiko von Preisspitzen in windstillen Perioden. 1
2029	82,50	110,00	Extrem	Kannibalisierung: Mit PV-Kapazitäten, die sich den 180 GW nähern, treten im Sommer massive Überschüsse auf. Der Spotpreis kollabiert regelmäßig auf 0 EUR/MWh. Dies senkt den arithmetischen Mittelwert (Base), hilft aber Bandlast-Verbrauchern kaum, da sie sich gegen die teuren “Dunkelstunden” (Preis > 150 EUR/MWh) absichern müssen. 5
2030	78,00 – 85,00	120,00+	Kritisch	Systemwechsel: Im Zieljahr 2030 (80% EE) wird der Markt bipolar. In 80% der Zeit ist Strom extrem günstig. In den verbleibenden 20% (ca. 1.700 Stunden) müssen H2-Ready-Kraftwerke die Last decken. Deren Grenzkosten sind hoch. Der Base-Preis sinkt rein rechnerisch, aber die Systemkosten (Netze, Kapazitätsmarkt-Umlage) erreichen ihren Höhepunkt. 14

Detailanalyse der Jahresprognosen

2026: Das Jahr der Konsolidierung

Das Jahr 2026 markiert den endgültigen Übergang vom Krisenmodus in den strukturellen Umbau. Die Handelsvolumina an der EEX für das Kalenderjahr 2026 zeigen eine hohe Liquidität, was auf das zurückgekehrte Vertrauen der Marktteilnehmer hindeutet.1 Der Preis von ca. 85,80 EUR/MWh reflektiert die Grenzkosten eines Gas-und-Dampf-Kraftwerks (GuD) bei einem Gaspreis von ca. 32 EUR/MWh und einem CO₂-Preis von ca. 80 EUR/t.

Ein entscheidender Faktor in 2026 ist das Auslaufen der Förderung für viele alte EEG-Anlagen (Wind & Solar), die nun in die Direktvermarktung oder PPA-Strukturen wechseln müssen (“Post-EEG-Anlagen”).16 Dies könnte kurzfristig zu einem Rückgang der angebotenen Menge führen, wenn der Weiterbetrieb unrentabel ist, was preistreibend wirken würde. Allerdings wird erwartet, dass Repowering (Ersatz alter Anlagen durch leistungsstärkere neue) diesen Effekt überkompensiert.

2027–2028: Die Schere öffnet sich

In diesen Jahren wird die Diskrepanz zwischen Erzeugung und Transport offensichtlich. Während der Ausbau der Erneuerbaren im Norden (Wind Offshore/Onshore) voranschreitet, hinkt der Netzausbau (SuedLink, SuedOstLink) hinterher.

Das physikalische Phänomen des “Redispatch” wird ökonomisch spürbar: Windstrom im Norden muss abgeregelt werden (Entschädigungszahlungen an Betreiber), während im Süden teure Gaskraftwerke hochgefahren werden (“Redispatch-Kraftwerke”), um die Netzstabilität zu sichern. Diese Kosten fließen zwar nicht in den Börsenpreis (Merit-Order), aber massiv in die Netzentgelte. Die reale Stromrechnung der Industrie im Süden Deutschlands könnte daher deutlich stärker steigen als der Börsenpreis suggeriert.

Zudem greifen ab 2027 verschärfte CO₂-Ziele auf europäischer Ebene. Die Verknappung der Zertifikate wird fossile Erzeugung spürbar verteuern. Da Speichertechnologien (Batterien, Wasserstoff) noch nicht im großen Maßstab marktreif bzw. wirtschaftlich sind, bleibt das System auf Gas als Brückentechnologie angewiesen.18

2029–2030: Das Volatilitäts-Regime

Gegen Ende der Dekade zeigt sich das volle Ausmaß der Systemtransformation. Studien von Aurora Energy Research und Agora Energiewende deuten darauf hin, dass ein schneller EE-Ausbau den Börsenpreis theoretisch drücken kann.5 Doch dieser Effekt ist trügerisch (“Bearish bias”).

Der “Capture Price” für Solarstrom könnte bis 2030 auf unter 50% des Base-Preises fallen. Das bedeutet: Eine Solaranlage erlöst am Markt nur noch 40 EUR/MWh, obwohl der Durchschnittspreis bei 80 EUR/MWh liegt. Dies erzwingt staatliche Stützungsmechanismen (CfDs), um Investitionen attraktiv zu halten. Die Differenzkosten werden sozialisiert.

Gleichzeitig entsteht ein Markt für Flexibilität. Industrieunternehmen, die ihre Produktion an das volatile Angebot anpassen können (Demand Side Management), werden enorme Wettbewerbsvorteile haben. Wer hingegen auf konstante Bandlieferung angewiesen ist (z.B. Glashütten, Chemie-Reaktoren), sieht sich mit Hedging-Kosten konfrontiert, die den reinen Strompreis verdoppeln können.

4. Die Kostenkomponenten jenseits der Börse: Der “Industriestrompreis All-In”

Es ist ein weit verbreiteter Irrtum, den Börsenpreis mit dem Industriestrompreis gleichzusetzen. Für die Wettbewerbsfähigkeit ist der “All-In”-Preis entscheidend, der sich aus drei Blöcken zusammensetzt: Beschaffung (Börse), Netzentgelte und staatliche Abgaben.

4.1 Die Explosion der Netzentgelte

Die Übertragungsnetzbetreiber (TenneT, Amprion, 50Hertz, TransnetBW) stehen vor gigantischen Investitionen. Der Netzentwicklungsplan (NEP) sieht Investitionen von mehreren hundert Milliarden Euro bis 2045 vor. Diese Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt.

Bereits 2024/25 wurden die Netzentgelte durch einen staatlichen Zuschuss von 5,5 Mrd. Euro künstlich stabilisiert.19 Fällt dieser Zuschuss weg oder reicht er nicht aus, droht eine Verdopplung der Übertragungsnetzentgelte bis 2030. Für industrielle Großabnehmer bedeutet dies einen Anstieg von ca. 2–3 ct/kWh auf 4–6 ct/kWh allein für die Netznutzung. Hinzu kommen Kosten für Offshore-Anbindungen.

4.2 Umlagen und Steuern

Zwar wurde die EEG-Umlage in den Bundeshaushalt verlagert und die Stromsteuer auf das EU-Minimum gesenkt, doch neue Belastungen drohen:

• KWKG-Umlage: Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung.
• Offshore-Netzumlage: Kosten für die Anbindung von Windparks auf See.
• §19 StromNEV-Umlage: Ausgleich für befreite Großverbraucher (wird von den nicht-befreiten getragen).
• Potenzielle Kapazitätsmarkt-Umlage: Zur Finanzierung der Kraftwerksstrategie.

Gesamtkalkulation Industriestrompreis 2030 (Prognose):

• Beschaffung (Base): 8,5 ct/kWh
• Strukturierung/Marge: 0,5 ct/kWh
• Netzentgelte: 5,0 ct/kWh
• Umlagen/Steuern: 2,0 ct/kWh
• Summe: 16,0 ct/kWh

Dieser Preis von 16 ct/kWh ist der Benchmark, gegen den internationale Standorte antreten.

5. Internationaler Benchmark (Country Deep Dives)

Der deutsche Industriestrompreis ist im internationalen Vergleich ein Ausreißer. Die Konkurrenzregionen verfolgen fundamental andere Strategien zur Sicherung günstiger Energie für ihre Industrien.

Tabelle 2: Internationaler Industriestrompreisvergleich (Prognose 2026)

Land	Preisprognose Industrie (ct/kWh)	Währung	Primäre Preistreiber & Struktur	Strategischer Vorteil / Nachteil
Deutschland	16,0 – 18,0	EUR	Merit-Order (Gas), CO₂-Preis, hohe Netzkosten	Nachteil: Teuerster Mix aus Importabhängigkeit und Transformationskosten. Hohe Belastung durch Systemdienstleistungen. 20
China	9,0 – 11,0	RMB	Staatlich regulierte Kohlebasis, massiver EE-Zubau	Vorteil: “Dual Circulation” Strategie sichert günstige Energie für Exportindustrie. Staatliche Eingriffe verhindern Preisspitzen. 20
USA	7,0 – 9,0	USD	Schiefergas (Shale Gas), IRA-Subventionen	Vorteil: Strukturell niedrigster Gaspreis (Henry Hub). IRA senkt CAPEX für Erneuerbare massiv. Regionale Unterschiede (Texas extrem günstig). 20
Russland	7,0 – 10,0	RUB	Gas-Überschuss, staatliche Subvention (Cross-Subsidy)	Vorteil: Entkopplung vom Weltmarkt. Energie als “politisches Gut”. Nachteil: Technologische Isolation, Effizienzverluste. 22
Brasilien	11,0 – 14,0	BRL	Wasserkraft (Hydro), Tarif-Flaggen-System	Vorteil: Sehr hoher EE-Anteil (Grüner Stahl/H2). Nachteil: Hydrologische Volatilität führt zu Preissprüngen. Hohe Steuerlast. 24

5.1 China: Der gelenkte Kapitalismus

China betreibt eine aggressive Industriepolitik, die Energiepreise als strategischen Wettbewerbsfaktor nutzt.

• Regulierungsrahmen: China hat den Strommarkt teilweise liberalisiert, behält aber strikte Kontrolle. Kohlekraftwerke müssen Mindestmengen zu festen Preisen liefern, um die Basisversorgung der Industrie zu sichern. Preiserhöhungen sind gedeckelt.
• Erneuerbare Energien: China baut mehr Erneuerbare zu als der Rest der Welt zusammen. Dies dient primär der Energiesicherheit und der Reduktion von Importen. Die Grenzkosten dieser Anlagen drücken den Durchschnittspreis.
• Prognose 2026–2030: China wird die Industriestrompreise stabil halten (ca. 0,65 RMB/kWh), um die globale Marktführerschaft in der Fertigung (PV, Batterien, EVs) zu verteidigen. Das Risiko liegt im europäischen CO₂-Grenzausgleich (CBAM), der chinesische Produkte verteuern könnte, wenn sie aus Kohlestrom produziert wurden. China reagiert darauf mit “Green Power Trading Pilot Zones”, in denen Exportunternehmen zertifizierten Grünstrom beziehen können.

5.2 USA: Der Ressourcen-Hegemon

Die USA verfügen über einen doppelten Vorteil: Ressourcenreichtum und Kapitalstärke.

• Shale Gas Revolution: Durch Fracking sind die USA der größte Gasproduzent der Welt. Der Gaspreis am Henry Hub liegt oft bei einem Drittel bis Viertel des europäischen Preises (TTF/THE). Da Gas auch in den USA oft preissetzend ist, resultiert dies in strukturell niedrigeren Strompreisen.
• Inflation Reduction Act (IRA): Dieses Gesetz ist ein Gamechanger. Es subventioniert nicht den Strompreis direkt, sondern die Investition (Investment Tax Credits) oder die Produktion (Production Tax Credits). Ein Solarpark in Texas kann profitabel Strom für 2–3 ct/kWh verkaufen, weil der Staat den Rest der Marge über Steuergutschriften liefert.
• Regionale Unterschiede: In Texas (ERCOT-Markt) herrscht ein radikaler “Energy Only Market” mit hoher Volatilität aber extrem niedrigen Durchschnittspreisen. In regulierten Märkten sind die Preise stabiler. Deutsche Unternehmen zieht es vor allem in den Süden der USA, wo Energie billig und Gewerkschaften schwach sind.²¹

5.3 Russland: Die Festungswirtschaft

Nach dem Wegbrechen des europäischen Exportmarktes sitzt Russland auf riesigen Gasreserven.

• Tarifpolitik: Die russische Regierung nutzt niedrige Energiepreise, um die soziale Stabilität und die industrielle Produktion unter Sanktionsdruck zu sichern. Das Prinzip der “Cross-Subsidization” (Querfinanzierung) wurde reformiert: Ab 2025/2026 werden differenzierte Tarife eingeführt, bei denen Großverbraucher höhere Sätze zahlen als Haushalte, um die Netzkosten fairer zu verteilen.²³ Dennoch bleibt das Niveau weit unter westlichen Standards.
• Industrielle Realität: Für energieintensive Sektoren (Aluminium, Düngemittel) ist Russland ein Paradies der variablen Kosten. Das Problem sind die Fixkosten (Wartung, Ersatzteile), da westliche Technologie fehlt. Langfristig droht ein Verfall der Infrastruktur, der die Versorgungssicherheit gefährdet.

5.4 Brasilien: Das grüne Krafthaus

Brasilien nimmt eine Sonderrolle ein. Mit einem Strommix, der zu über 80% aus Erneuerbaren (Hydro, Wind, Biomasse) besteht, ist das Land prädestiniert für die Dekarbonisierung globaler Lieferketten.

• Preismechanik: Der Preis hängt am Wasserstand der Stauseen. Das System der “Bandeiras Tarifárias” (Tarifflaggen) gibt Knappheitssignale direkt weiter. Eine “Grüne Flagge” bedeutet niedrige Kosten, eine “Rote Flagge Stufe 2” schlägt massive Aufschläge drauf.²⁷
• Outlook: Brasilien positioniert sich als Standort für grünen Wasserstoff und grünen Stahl. Da Solar- und Windenergie hier extrem hohe Volllaststunden erreichen (Passatwinde, hohe Einstrahlung), sind die Gestehungskosten (LCOE) weltweit mit am niedrigsten. Für deutsche Unternehmen (z.B. ThyssenKrupp) ist Brasilien ein potenzieller Partner für die Vorprodukte-Produktion.

6. Sektorale Auswirkungsanalyse und Deindustrialisierung in Deutschland

Die nackten Zahlen der Preisprognose (16 ct/kWh in DE vs. 8 ct/kWh in USA/CN) übersetzen sich in eine brutale betriebswirtschaftliche Realität. Bei energieintensiven Produkten machen Energiekosten 20% bis 60% der Bruttowertschöpfung aus. Ein dauerhafter Nachteil von 50% bei den Energiekosten frisst die gesamte Marge auf.

6.1 Die Anatomie der Verlagerung: Case Studies

Die Analyse der Unternehmensentscheidungen der Jahre 2023–2025 zeigt, dass die Deindustrialisierung kein theoretisches Szenario mehr ist, sondern in vollem Gange.

Fallstudie 1: BASF (Chemie)

Der weltgrößte Chemiekonzern BASF baut am Stammwerk Ludwigshafen massiv Stellen ab und schließt Anlagen für Ammoniak, Adipinsäure und Vorprodukte für Kunststoffe.

• Rational: Ammoniak wird aus Erdgas hergestellt. Die Produktion in Deutschland ist bei Gaspreisen von 30+ EUR/MWh nicht wettbewerbsfähig gegen Importe aus den USA oder dem Nahen Osten.
• Strategie: BASF investiert 10 Mrd. Euro in einen neuen Verbundstandort in Zhanjiang (China). Dort erhält das Unternehmen Zugang zu günstiger Energie und ist nah am Wachstumsmarkt. Die Verlagerung ist eine direkte Folge der Energiekostendifferenz (“Energy Crunch”).²
• Implikation: Deutschland verliert die Basis-Chemie. Veredelung findet noch statt, aber die Wertschöpfungskette bricht am Anfang weg.

Fallstudie 2: Miele (Konsumgüter / Mittelstand)

Der Premiumhersteller Miele verlagert Teile der Waschmaschinenproduktion nach Polen.3

• Treiber: Neben Lohnkosten sind Energiekosten ein entscheidender Faktor. Polen bietet Industrieinvestoren oft maßgeschneiderte Energiepakete und investiert in Atomkraft, um stabile Preise zu garantieren.
• Signalwirkung: Wenn selbst ein Qualitätsführer wie Miele, der hohe Margen durchsetzen kann, dem Kostendruck weicht, ist der breite Mittelstand (Bäckereien, Gießereien, Galvanik) akut gefährdet.

Fallstudie 3: Lanxess & Spezialchemie

Lanxess plant die Schließung der Hexan-Oxidation in Krefeld bis 2026.32 Der CEO warnt explizit vor der Deindustrialisierung. Hier zeigt sich, dass auch spezialisierte Prozesse, die technologisch anspruchsvoll sind, nicht mehr in Deutschland gehalten werden können, wenn die Energiekostenbasis nicht stimmt.

6.2 Das Risiko der Kaskadeneffekte

Die größte Gefahr liegt in den Verbundeffekten. Die chemische Industrie ist die Mutter aller Industrien. Wenn die Basischemie abwandert, fehlen Vorprodukte für die Pharma-, Auto- und Bauindustrie.

Zudem erodiert die Infrastrukturfinanzierung: Wenn Großverbraucher wie BASF oder Stahlwerke vom Netz gehen, müssen die verbleibenden Fixkosten der Gas- und Stromnetze auf weniger Schultern verteilt werden. Dies erhöht die Netzentgelte für die verbleibenden KMU und Haushalte – ein klassischer Teufelskreis (“Death Spiral”).

7. Synthese und Strategische Implikationen

Die Analyse der Daten, Mechanismen und internationalen Vergleichswerte für den Zeitraum 2026–2030 führt zu einer klaren, wenn auch unbequemen Schlussfolgerung:

Deutschland wird kein Land mit niedrigen Energiepreisen mehr werden.

Die Vorstellung, dass der Ausbau der Erneuerbaren Energien (“Energie zum Nulltarif”) die Preise kurzfristig auf das Niveau von vor 2021 drückt, ist eine Illusion, die die Systemkosten (Netze, Backup, Flexibilität) ignoriert. Der Merit-Order-Preis mag in vielen Stunden sinken, aber der “All-In”-Preis für die Industrie bleibt strukturell hoch.

Die strategischen Konsequenzen:

1. Transformation des Geschäftsmodells: Die deutsche Industrie muss sich von energieintensiven Massenprodukten (Primäraluminium, Standard-Chemie, Massenstahl) verabschieden. Diese Prozesse wandern in Regionen mit “grünen Standortvorteilen” (Spanien, Skandinavien, USA, Brasilien) ab. Die Zukunft liegt in der Veredelung, im Maschinenbau und in der High-Tech-Fertigung, wo Energiekosten einen geringeren Anteil an den Gesamtkosten haben.
2. Hedging als Kernkompetenz: Der Einkauf von Energie darf nicht mehr opportunistisch am Spotmarkt erfolgen. Unternehmen müssen langfristige PPAs (Power Purchase Agreements) abschließen, idealerweise direkt mit Erzeugern von Offshore-Wind oder PV-Parks. Dies sichert Preise gegen Volatilität ab, auch wenn das Preisniveau höher ist als in China.
3. Politische Notwendigkeit: Um den kompletten Kollaps der Grundstoffindustrie zu verhindern, wird die Politik nicht umhinkommen, einen “Brückenstrompreis” oder ähnliche Subventionsmechanismen (Super-Caps bei Netzentgelten) dauerhaft zu etablieren. Die Kraftwerksstrategie muss beschleunigt werden, um die Versorgungssicherheit in den kritischen Jahren 2028–2030 zu gewährleisten, wenn Kohle wegfällt und Wasserstoff noch nicht skaliert ist.

Ausblick:

Das Jahr 2030 wird zeigen, ob Deutschland die Transformation in eine “Green Tech Economy” gelungen ist, oder ob die Deindustrialisierung Fakten geschaffen hat, die nicht mehr umkehrbar sind. Die Weichen dafür werden in den Jahren 2026 und 2027 gestellt – an den Terminmärkten, in den Investitionsausschüssen der Konzerne und in der Regulierung der Netzentgelte.

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Hinweis zur Methodik: Die in diesem Bericht verwendeten Daten basieren auf öffentlich zugänglichen Informationen, Börsendaten der EEX, Berichten internationaler Energieagenturen (IEA) und Szenarioanalysen anerkannter Forschungsinstitute (EWI, Aurora, Agora). Prognosen sind naturgemäß mit Unsicherheiten behaftet, insbesondere in geopolitisch volatilen Zeiten.

Referenzen

1. Market Data Hub – EEX, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.eex.com/en/market-data/market-data-hub
2. Chemicals producer BASF to axe jobs at energy intensive production sites in Germany, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.cleanenergywire.org/news/chemicals-producer-basf-axe-jobs-energy-intensive-production-sites-germany
3. Miele launches worldwide efficiency program, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.miele.de/en/m/miele-launches-worldwide-efficiency-program-7053.htm
4. Erneuerbare Energien senken Strompreise unabhängig von der Nachfrage, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.agora-energiewende.de/publikationen/erneuerbare-energien-senken-strompreise-unabhaengig-von-der-nachfrage
5. Planned renewables expansion lowers electricity prices regardless of changes in demand – report | Clean Energy Wire, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.cleanenergywire.org/news/planned-renewables-expansion-lowers-electricity-prices-regardless-changes-demand-report
6. EWI Merit-Order Tool, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.ewi.uni-koeln.de/en/tools/ewi-merit-order-tool-2/
7. Einigung auf Kraftwerksstrategie – Ausschreibung von 10 GW wasserstofffähigen Gaskraftwerken – GvW Graf von Westphalen, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.gvw.com/aktuelles/blog/detail/einigung-auf-kraftwerksstrategie-ausschreibung-von-10-gw-wasserstofffaehigen-gaskraftwerken
8. Kraftwerkssicherheitsgesetz Neue Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke und Langzeitspeicher für Strom – bundeswirtschaftsministerium.de, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Energie/kraftwerkssicherheitsgesetz-wasserstofffaehige-gaskraftwerke.pdf?__blob=publicationFile&v=6
9. Zukunftspfad Stromnachfrage – McKinsey, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.mckinsey.de/~/media/mckinsey/locations/europe%20and%20middle%20east/deutschland/news/presse/2025/2025-01-20%20zukunftspfad%20stromnachfrage/mckinsey_zukunftspfad%20stromnachfrage_januar%202025.pdf
10. Erneuerbare Energien | BMWE – bundeswirtschaftsministerium.de, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Dossier/erneuerbare-energien.html
11. Renewable electricity – Open Energy Tracker, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://openenergytracker.org/en/docs/germany/electricity/
12. Changes to the laws affecting wind power – SMARD, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.smard.de/page/en/topic-article/5892/209964/changes-to-the-laws-affecting-wind-power
13. Germany’s RE Generation Capacity May Exceed 300 GW By 2029-End – TaiyangNews, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://taiyangnews.info/markets/germany-eeg-funding
14. Germany’s energy transition at a crossroads – McKinsey & Company, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.mckinsey.com/~/media/McKinsey/Industries/Electric%20Power%20and%20Natural%20Gas/Our%20Insights/Germanys%20energy%20transition%20at%20a%20crossroads/Germanys-energy-transition-at-a-crossroads.pdf
15. Effiziente Energiewende – Agora Energiewende, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2025/2025-15_DE_Monitoring_Energiewende/A-EW_Effiziente_Energiewende_WEB.pdf
16. Photovoltaik senkt Strompreise deutlich: Studie beziffert Milliardenentlastung, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.zfk.de/energie/strom/photovoltaik-strompreise-studie-eeg-enervis-bsw-solar
17. PwC #energyfacts – Alte Photovoltaik-Anlagen: Ende der Förderung in Sicht, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.pwc.de/de/energiewirtschaft/pwc-energyfacts-alte-photvoltaik-anlagen-foerderung.pdf
18. Supply gaps in the electricity market possible by 2030 – EWI, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.ewi.uni-koeln.de/en/news/versorgungssicherheit-bis-2030/
19. TRANSFORMATIONSPFADE FÜR DAS INDUSTRIELAND DEUTSCHLAND – Institut der deutschen Wirtschaft (IW), Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.iwkoeln.de/fileadmin/user_upload/Studien/Gutachten/PDF/2023/Gutachten-Transformationspfade-Industrieland-D.pdf
20. Industrial Electricity Prices in Leading Economies – 2025 by Country – RH Nuttall, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.rhnuttall.co.uk/blog/industrial-electricity-prices-by-country/
21. German chemical giant BASF will downsize in Europe “as quickly as possible, and also permanently” – American Experiment, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.americanexperiment.org/german-chemical-giant-basf-will-downsize-in-europe-as-quickly-as-possible-and-also-permanently/
22. Russia electricity prices, March 2025 | GlobalPetrolPrices.com, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.globalpetrolprices.com/Russia/electricity_prices/
23. Electricity Tariffs to Rise by 1.7% from January 2026 Due to VAT Increase in Russia, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.vatupdate.com/2025/12/10/electricity-tariffs-to-rise-by-1-7-from-january-2026-due-to-vat-increase-in-russia/
24. Electricity prices around the world | GlobalPetrolPrices.com, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.globalpetrolprices.com/electricity_prices/
25. Brazil electricity prices, March 2025 | GlobalPetrolPrices.com, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.globalpetrolprices.com/Brazil/electricity_prices/
26. Tatarstan to switch to differentiated electricity tariffs – Realnoe Vremya, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://realnoevremya.com/articles/8737-tatarstan-to-switch-to-differentiated-electricity-tariffs
27. Mapa de tarifas de energia no Brasil, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://clarke.com.br/mapa-de-tarifas-de-energia-no-brasil/
28. BASF makes deep cost cuts in response to energy crunch, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.energyvoice.com/oilandgas/europe/petrochemicals-europe/540312/basf-makes-deep-cost-cuts-in-response-to-energy-crunch/
29. BASF to cut 2600 jobs as energy crisis puts Germany on track for recession – The Guardian, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.theguardian.com/business/2023/feb/24/basf-cut-jobs-energy-crisis-germany-recession
30. Investing in Poland – German companies move production, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://poland-accounting.eu/2025/03/german-investments-in-poland-bosch-miele-and-knorr-bremse-move-production-to-poland/
31. Miele announces global restructuring and relocates washing machine production to Poland, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://industryinsider.eu/industry-news/miele-washing-machine-production/
32. Energy Price Surge Leads to Shutdown of German Chemical Plants, Zugriff am Dezember 22, 2025, https://www.industrialinfo.com/news/article.jsp?newsitemID=335325