Strommarkt im Spannungsfeld: Volatilität, Merit-Order und die Suche nach der optimalen Beschaffungsstrategie
Der deutsche Stromterminmarkt zeigt sich Anfang 2026 von seiner nervösen Seite. DE Base 2027 notiert bei rund 82 EUR/MWh – ein Niveau, das fundamental plausibel erscheint, aber von gegenläufigen Kräften unter Druck steht. Wer jetzt Beschaffungsentscheidungen trifft, benötigt ein klares Bild der Preistreiber und ihrer Wechselwirkungen.
Merit-Order-Dynamik: Warum der EUA-Preisverfall den Markt verändert
Das zentrale Ereignis der vergangenen Wochen war der Einbruch des EU-Emissionshandelspreises (EUA). Von rund 90 EUR/t im Jänner fiel der Preis auf aktuell etwa 77 EUR/t – ein Rückgang von über 14 Prozent innerhalb weniger Wochen. Dieser sogenannte Triple-Kollaps, ausgelöst durch eine Kombination aus schwacher Industrienachfrage, politischem Druck aus Italien und Ungarn sowie dem Frontloading-Paradoxon der EU-Auktionspolitik, hat unmittelbare Konsequenzen für die Grenzkostenstruktur im Strommarkt.
In der Merit-Order – der Rangfolge der Kraftwerke nach steigenden Grenzkosten – bestimmen CO₂-Preise maßgeblich, ob Gas- oder Kohlekraftwerke als teuerste eingesetzte Einheit den Strompreis setzen. Der Clean Spark Spread, also die Marge eines Gaskraftwerks nach Abzug von Brennstoff- und CO₂-Kosten, ist trotz des EUA-Rückgangs positiv geblieben. Gas hält sich vor Kohle in der Merit-Order. Das sogenannte Gas-to-Coal Switching blieb bislang aus – was den Gasverbrauch zur Stromerzeugung stützt, aber gleichzeitig dämpfend auf Strompreise wirkt.
Technisch relevant: Sollten die EUAs die psychologische Marke von 70 EUR/t unterschreiten, rückt das historische Tief bei 68,11 EUR/t in Sichtweite. Bei einem Durchbruch nach unten wären 64 EUR/t die nächste belastbare Unterstützung. Institutionelle Fonds halten derzeit eine Netto-Long-Position von rund 68 Millionen EUAs, die tief im Verlust liegen – eine Kapitulationsbewegung wäre nicht überraschend und würde den Strompreis zusätzlich belasten.
Das Dreibein des Strompreises: CO₂, Gas und Wetter
Strompreise lassen sich nicht monokausal erklären. Drei Faktoren bestimmen das Niveau gleichzeitig – und keiner davon agiert isoliert.
CO₂ (EUAs): Der Emissionshandel verteuert fossile Stromerzeugung. Ein sinkender EUA-Preis senkt die Grenzkosten von Gas- und Kohlekraftwerken und damit den Preissetzungsmechanismus im Markt. Die aktuelle Schwäche des ETS ist strukturell bedingt: Das Frontloading-Ziel der EU (20 Mrd. EUR aus Repower EU) zwingt zu höheren Auktionsmengen bei gleichzeitig sinkender Nachfrage – ein selbstverstärkender Effekt nach unten.
Gas (TTF): Der europäische Referenzpreis TTF bewegt sich derzeit volatil zwischen 26 und 31 EUR/MWh, nach einem Doppeltop bei 28 EUR/MWh. Die Gasspeicher Europas liegen bei etwa 40 Prozent Füllstand – dem niedrigsten Wert seit 2022. Gleichzeitig erwartet die IEA für Europa Rekord-LNG-Importe von 185 Milliarden Kubikmetern, begünstigt durch eine schwache asiatische Nachfrage und umgeleitete australische Tanker nach Europa und in die Türkei. Das TTF-Forward-Curve zeigt am langen Ende (2030) trotz des prognostizierten KI-Strombedarfs eine fallende Tendenz – ein kontraintuitives Signal, das weitere Analyse erfordert.
Wetter: Erneuerbare Energien haben in der Merit-Order Vorrang. Hohe Wind- und Solareinspeisung verdrängt konventionelle Kraftwerke und senkt den Spotpreis. In den Wintermonaten 2026 war die Einspeisung variabel, Wintersturmfronten sorgten für kurze Preisspitzen, gefolgt von Phasen schwacher Einspeisung mit erhöhtem konventionellem Deckungsbedarf. Für Beschaffungsstrategien bedeutet das: Spotmarkt-Engagements bleiben risikobehaftet.
Geopolitische Einflussfaktoren: Risiken mit asymmetrischer Wirkung
Fundamentale Daten allein reichen nicht. Geopolitische Risiken können Preisniveaus innerhalb weniger Stunden verschieben – und sie wirken typischerweise asymmetrisch nach oben.
Aktuell stehen drei Szenarien im Fokus: Erstens die Spannungen rund um die Straße von Hormus, wo ein US-Truppenaufmarsch die Risikoprämie für globale LNG-Lieferketten erhöht. Prediction-Märkte wie Polymarket sehen die Wahrscheinlichkeit eines Militärschlags gegen den Iran bei über 50 Prozent. Eine Eskalation würde LNG-Preise schlagartig nach oben treiben und TTF sowie die Stromterminkurve mitziehen.
Zweitens kursieren Gerüchte über eine mögliche Störung des Turkstream-Pipelinetransits. Turkstream deckt rund 5 Prozent der europäischen Gasimporte ab – kein dominanter Faktor, aber ein Marginallieferant mit Signalwirkung für Märkte, die ohnehin sensibel reagieren.
Drittens dämpft die strukturell schwache europäische Industrienachfrage den Preisauftrieb. Eine Arbeitslosenquote von prognostizierten 10,2 Prozent bis Mitte 2028 (Citrini-Report) und ein anhaltend niedriges Produktionsniveau in der energieintensiven Industrie wirken als natürlicher Preisdeckel. Die bullische und die bärische Kraft halten sich damit in etwa die Waage.
Strategische Einordnung: Warum NEUTRAL die ehrlichste Bewertung ist
Angesichts dieser Gemengelage erscheint eine NEUTRAL-Einschätzung nicht als Unentschlossenheit, sondern als analytische Redlichkeit. Die Charttechnik zeichnet ein bärisches Bild: EUA-Preise unter Druck, TTF-Doppeltop, DE Base 2027 ohne klare Aufwärtsimpulse. Wer allein auf technische Signale setzt, würde Terminmarktabsicherungen hinauszögern und auf weiter sinkende Preise spekulieren.
Doch die fundamentalen Risiken sprechen eine andere Sprache. Geopolitische Schocks, ein LNG-Angebotsausfall oder ein kälter als erwarteter Frühling könnten Preise rasch in Richtung 90 EUR/MWh oder darüber treiben. Das Risiko ist nicht symmetrisch: Nach unten begrenzt die schwache Industrienachfrage den Verfall, nach oben limitiert kaum etwas eine Eskalationsdynamik.
NEUTRAL bedeutet in diesem Kontext: keine Vollabsicherung, aber auch keine spekulative Offenheit. Es ist die Position des rationalen Risikomanagers, nicht die des Spekulanten.
Handlungsempfehlungen für Unternehmen
Aus dieser Markteinschätzung lassen sich konkrete Beschaffungsempfehlungen ableiten:
- Tranchenweises Hedging statt Vollabsicherung: Verteilen Sie Terminmarktabschlüsse für 2027 auf mehrere Zeitfenster. Eine erste Tranche von 30–40 Prozent des Bedarfs auf aktuellem Niveau (ca. 82 EUR/MWh) sichert Planbarkeit, ohne vollständig auf eine Gegenbewegung nach unten zu verzichten.
- EUA-Entwicklung als Frühindikator beobachten: Ein Durchbruch des EUA-Preises unter 70 EUR/t würde weiteres Abwärtspotenzial für Stromterminkurven signalisieren. In diesem Fall wäre ein Zuwarten bei weiteren Tranchen sinnvoll.
- TTF-Spotentwicklung im Blick behalten: Solange TTF volatil zwischen 26 und 31 EUR/MWh pendelt und kein klarer Trend erkennbar ist, bleibt die Gaspreis-Komponente im Strompreis unsicher. LNG-Importdaten der IEA liefern hier wertvolle Echtzeit-Signale.
- Geopolitische Eskalationsszenarien einpreisen: Ein Lieferausfall über Hormus oder Turkstream wäre kein schwarzer Schwan mehr, sondern ein bekanntes Risiko. Unternehmen mit hohem Energiebedarf sollten Szenarioanalysen für +15 bis +25 EUR/MWh einplanen.
- Spotmarkt-Anteile begrenzt halten: Die hohe Volatilität im Spotmarkt – verstärkt durch unregelmäßige Erneuerbare-Einspeisung – eignet sich nicht als primäre Beschaffungsquelle für Unternehmen mit stabiler Kostenplanung.
Der Strommarkt 2026 belohnt keine Extreme. Weder die vollständige Spotmarkt-Exposition noch die frühzeitige Vollabsicherung erscheinen derzeit als optimale Strategie. Strukturiertes, tranchenweises Vorgehen mit klaren Auslösekriterien – gekoppelt an EUA- und TTF-Signale – ist der Ansatz, der sowohl Downside-Chancen als auch Upside-Risiken angemessen adressiert.
Quellenangaben
- EEX (European Energy Exchange) – Terminmarktpreise DE Base 2027
- ICE – TTF Natural Gas Futures
- IEA (International Energy Agency) – European LNG Import Outlook 2026
- EEX – EU Emissions Allowances (EUA) Spotmarkt
- GIE AGSI+ – Europäische Gasspeicherdaten
- Polymarket – Geopolitische Wahrscheinlichkeitsschätzungen (Iran/Hormus)