1. Gaspreise im freien Fall nach oben
Innerhalb von zwei Wochen ist der europäische TTF-Referenzgaspreis von rund 36 Euro auf zeitweise über 69 Euro je Megawattstunde gestiegen. Fast +100 Prozent. Der stärkste Anstieg seit dem russischen Angriffskrieg auf die Ukraine.
Was die Bewegung ausgelöst hat:
Anfang März 2026 eskalierten die militärischen Auseinandersetzungen im Nahen Osten. Angriffe auf Anlagen von QatarEnergy führten zum Produktionsstopp beim weltweit größten LNG-Exporteur. Katar steht für rund 20 Prozent des globalen Flüssiggashandels. Gleichzeitig ist die Straße von Hormuz faktisch gesperrt – durch diese Meerenge laufen rund 93 Prozent der LNG-Exporte aus Katar.
Die EU-Gasspeicher liegen aktuell unter 30 Prozent Füllstand – fast 20 Prozent unter dem Vorjahresniveau.
Was das für die Industrie bedeutet:
Für Deutschland ist die physische Versorgung laut BDEW kurzfristig nicht gefährdet – Norwegen bleibt der wichtigste Lieferant und ist von der Hormuz-Sperrung nicht betroffen. Mittelfristig werden auslaufende Verträge das höhere Preisniveau spüren. Der entscheidende Zeitraum ist der Sommer 2026: Europa muss Speicher auffüllen und konkurriert dabei mit asiatischen Käufern.
Gas bestimmt über das Merit-Order-Prinzip auch den Strompreis. Ein Gaspreisschock wird damit zeitverzögert zur Strompreis-Herausforderung – auch für Unternehmen, die gar kein Gas direkt einsetzen.
2. Bundeskartellamt: RWE und LEAG marktbeherrschend
Am 19. Februar 2026 hat das Bundeskartellamt seinen sechsten Marktmachtbericht zur Stromerzeugung veröffentlicht. Das Ergebnis ist eindeutiger als in allen Berichten zuvor.
Die Kernergebnisse:
Das Kartellamt misst Marktmacht über die sogenannte Pivotalität: Wie häufig ist ein Erzeuger das einzige Unternehmen, das die Nachfrage noch decken kann? Ab 5 Prozent der Jahresstunden gilt eine marktbeherrschende Stellung als vermutet.
Aktuelle Werte: RWE bis zu 11,1 Prozent pivotale Stunden. LEAG bis zu 7,6 Prozent. EnBW mit bis zu 4,1 Prozent an der Grenze.
Der Hintergrund:
Anfang 2024 endete die befristete Reaktivierung von Reservekraftwerken. Über 8 Gigawatt steuerbare Leistung fielen vom Markt. Der Anteil der Stunden, in denen Deutschland Strom importieren musste, stieg von 9,4 auf 23,2 Prozent. Bis 2026 sollen laut Monitoringbericht weitere rund 4,4 GW Kraftwerksleistung abgeschaltet werden.
Was das Kartellamt festgestellt – und was nicht:
Die Preisspitzen in Dunkelflauten Ende 2024 wurden untersucht. Ergebnis: kein Missbrauch. Die Knappheit selbst war die Ursache. Marktbeherrschend sein ohne Missbrauch treibt Preise trotzdem. Eine kurzfristige Entspannung ist nicht absehbar.
3. Was die BNetzA-Daten 2025 wirklich zeigen
Erzeugung:
- 437,6 TWh Gesamterzeugung
- 58,8 Prozent aus erneuerbaren Energien
- Solarenergie: 74,1 TWh, +17 Prozent gegenüber 2024
- Steinkohle: -30 Prozent durch Stilllegungen
Preise und Marktstruktur:
- Industriestrompreise: rund 6 Prozent unter Vorjahreswert
- Netzentgelte 2026: -15,4 Prozent durch staatlichen Zuschuss von 6,5 Mrd. Euro
- Über 400 Stunden mit negativen Strompreisen im Jahr 2024
Neue Marktregeln:
Seit 2025 gilt: Alle Stromlieferanten müssen mindestens einen dynamischen Tarif anbieten. Kombiniert mit über 400 negativen Preissstunden ergibt sich eine klare Botschaft: Wer flexible Prozesse hat und die richtigen Daten nutzt, kauft strukturell günstiger.
4. EU-Strommarktdesign: Reform ohne Kernlösung
Im April 2024 hat das Europäische Parlament eine Reform des Strommarktdesigns verabschiedet. Sie ist in Teilen wichtig – greift aber an der entscheidenden Stelle nicht.
Das Problem: Merit-Order bleibt
Das teuerste Kraftwerk, das noch gebraucht wird, legt den Preis für alle fest. In der Praxis: meistens ein Gaskraftwerk. Selbst wenn 60 oder 70 Prozent aus Wind und Sonne kommen, zieht jeder Anstieg des Gaspreises den Strompreis nach oben.
Was die Reform gebracht hat: Stärkung langfristiger Differenzverträge, Pflicht zu dynamischen Tarifen, verbesserter Verbraucherschutz. Was sie nicht getan hat: den Preisbildungsmechanismus selbst reformieren.
Die aktuelle politische Debatte:
Kapazitätsmärkte: Verfügbarkeit steuerbarer Kraftwerke wird direkt vergütet. Stärkt Versorgungssicherheit – ist aber teuer.
Industriestrompreis: Die neue Bundesregierung plant rund 5 Cent je Kilowattstunde für besonders energieintensive Betriebe ab 2026. Die EU-Beihilfegenehmigung steht noch aus. Das Ergebnis ist rechtlich offen.
Ab 2027: Der neue EEG-Claw-Back-Mechanismus schöpft Überrenditen bei EE-Anlagen ab – das verändert die Rahmenbedingungen für Power Purchase Agreements.
Was das jetzt für Ihre Beschaffungsstrategie bedeutet
Kurzfristig (bis Ende 2026):
Verträge, die in H2 2026 auslaufen, sollten jetzt bewertet werden. Aktivieren Sie vorhandene Flexibilitäten – in den pivotalen Stunden von RWE und LEAG ist das bares Geld.
Mittelfristig (2027 und darüber hinaus):
PPA-Strategie auf die Agenda setzen. PPAs entkoppeln den Einkaufspreis strukturell vom Merit-Order-Preis. Mit dem neuen EEG-Claw-Back-Mechanismus ab 2027 verändern sich die Anreize für Erzeuger – der Zeitpunkt für Verhandlungen ist günstig.
Die entscheidende Kennzahl: Ihre pivotalen Stunden
Nicht der Jahresdurchschnittsstrompreis bestimmt Ihre Energiekosten – sondern Ihr Lastprofil in den teuersten Stunden. Mit den SMARD-Daten der Bundesnetzagentur lässt sich analysieren, wie häufig Ihr Unternehmen in Hochpreis- und Knappheitsstunden aktiv ist.
Fazit
Vier Entwicklungen, ein gemeinsamer Nenner: Der Strommarkt wird strukturell anspruchsvoller. Mehr Marktmacht bei einzelnen Erzeugern. Mehr geopolitische Abhängigkeit beim Gas. Mehr Regulierungsunsicherheit auf EU-Ebene.
Die Unternehmen, die das als Handlungsauftrag verstehen – und nicht auf regulatorische Entlastungen warten –, werden in drei Jahren strukturell günstigere Energiekosten haben als ihre Wettbewerber.
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