Volatile Strom- und Gaspreise 2026: Warum geopolitische Krisen die Industrie zur Energieunabhängigkeit zwingen

Volatile Strom- und Gaspreise treffen die Industrie 2026 mit neuer Wucht, wie ein einzelner Handelstag zeigt: Am 18. Juni 2026 schwankte der Großhandelspreis für Strom in Deutschland innerhalb eines einzigen Tages zwischen rund 11 EUR/MWh am Mittag und 544,75 EUR/MWh am Abend um 20:45 Uhr. Genau diese Spreizung um fast das Fünfzigfache innerhalb weniger Stunden beschreibt die neue Realität an den Großhandelsmärkten besser als das Tagesmittel von rund 140 EUR/MWh (Bundesnetzagentur, SMARD Strommarktdaten, Großhandelspreise Deutschland/Luxemburg). Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft bestätigte am 26. Juni 2026, dass die Versorgungssicherheit gewährleistet bleibt und die Preise sich gegenüber dem März zwar wieder entspannt haben, jedoch volatil bleiben, solange die geopolitischen Spannungen nach dem Iran-Konflikt auf die globalen Energiemärkte wirken. Wie stark ein Unternehmen diese Ausschläge trägt, hängt von seiner Beschaffungsstrategie ab (BDEW, Iran-Krieg: Gas- und Energiepreise, Versorgungssicherheit). Gerade für Betriebe, die einen erheblichen Teil ihres Bedarfs am Spotmarkt decken, wird der Ausbau von Erneuerbaren und Speichern damit zu einer betriebswirtschaftlichen Frage der Kostenstabilität und Krisenresilienz, weil sich ein strukturelles Beschaffungsrisiko nicht durch das Aussitzen einer einzelnen Krise lösen lässt.

Wie wirkt der Iran-Konflikt auf die Strom- und Gaspreise?

Der Iran-Konflikt unterbricht die deutsche Energieversorgung nicht physisch. Deutschland bezog sein Gas 2025 überwiegend aus Norwegen (44%), den Niederlanden (24%) und Belgien (21%) und deckte nur rund ein Zehntel seines Bedarfs über LNG-Importe, sodass kein direkter Lieferweg vom Konflikt betroffen ist (Bundesnetzagentur, Bundesnetzagentur veröffentlicht Zahlen zur Gasversorgung 2025). Die Wirkung entsteht stattdessen indirekt über den Weltmarkt, weil die andauernde Blockade der Straße von Hormuz, durch die 2024 rund 20% des global gehandelten LNG transportiert wurden, das weltweite Angebot verknappt und damit auch die Preise an den europäischen Großhandelsmärkten angehoben hat, an denen sich Deutschland eindeckt (U.S. Energy Information Administration, About one-fifth of global LNG trade flows through the Strait of Hormuz). Trotz einer seit dem 8. April 2026 geltenden und zuletzt am 29. Mai 2026 um 60 Tage verlängerten Waffenruhe zwischen den USA und dem Iran bleibt die Meerenge blockiert, unter anderem weil der Iran seither eine Durchfahrtsgebühr von Tankern verlangt, sodass sich die Angebotsverknappung trotz Waffenruhe nicht aufgelöst hat (ZDFheute, Straße von Hormus: Blockade und Maut treffen Schifffahrt). Im Einkauf an den Energiebörsen lagen die Gaspreise für das Lieferjahr 2026 deshalb zeitweise rund 75% über dem Niveau vor dem Iran-Konflikt (ZfK, Dauerkrise statt Entspannung: Gasmarkt reagiert auf Iran-Konflikt).

Dass diese Gaspreisbewegung unmittelbar auf den Strompreis durchschlägt, liegt an der Merit-Order, nach der Kraftwerke am Strommarkt von den günstigsten zu den teuersten Grenzkosten eingesetzt werden, bis die aktuelle Nachfrage gedeckt ist, wobei das jeweils teuerste noch benötigte Kraftwerk den Preis für die gesamte Stunde setzt, auch für alle günstigeren Anlagen davor. In Stunden mit viel Wind und Sonne reichen die günstigen erneuerbaren Quellen aus, sodass teure Gaskraftwerke gar nicht erst zum Einsatz kommen, doch sobald die Einspeisung aus Wind und Sonne sinkt, müssen Gaskraftwerke die Lücke schließen und machen den teuren Gaspreis damit zum Preis für den gesamten Markt in dieser Stunde. Genau das erklärt, weshalb der beschriebene Gaspreisanstieg sich so unmittelbar in höheren und volatileren Strompreisen niederschlägt, obwohl Gas nur einen Teil des deutschen Strommixes ausmacht. Die niedrigen Gasspeicherstände verschärften die Lage zusätzlich: Die deutschen Speicher fielen im Februar 2026 auf einen Tiefstand von 20,46%, ein Niveau unterhalb der gesamten historischen Bandbreite der Jahre 2018 bis 2021 (Bundesnetzagentur/AGSI+, Verlauf der Speicherfüllstände in Prozent), sodass ein derart dünner Puffer weniger Spielraum lässt, um kurzfristige Versorgungsengpässe abzufedern, und die Märkte dadurch empfindlicher auf jede neue Eskalationsmeldung reagieren.

Sind wir nicht vor allem vom Öl abhängig?

Durch die Straße von Hormuz lief 2024 und Anfang 2025 neben dem LNG auch mehr als ein Viertel des weltweit auf dem Seeweg gehandelten Öls (U.S. Energy Information Administration, Amid regional conflict, the Strait of Hormuz remains critical oil chokepoint). Für die Strom- und Gaspreise in Deutschland spielt diese Ölmenge jedoch nur eine nachgeordnete Rolle. Öl wird hierzulande kaum noch zur Stromerzeugung eingesetzt und trifft die Industrie daher vor allem über Transport-, Logistik- und Rohstoffkosten, also über einen anderen Kanal als den, der die volatilen Strom- und Gasrechnungen treibt. Für die Beschaffungsstrategie eines stromintensiven Industriebetriebs ist deshalb entscheidend, dass der Konflikt fast ausschließlich über den globalen LNG-Markt auf die Strom- und Gaspreise wirkt, weil Gaskraftwerke den Strompreis setzen und der europäische Gasmarkt über die LNG-Importe mit dem Weltmarkt verbunden ist. Von dieser Unterscheidung hängt ab, an welchen Stellschrauben ein Unternehmen ansetzen muss, wenn es seine Energiekosten gegen geopolitische Schocks absichern will. Wie sich die Ölpreise über Transport-, Logistik- und Rohstoffkosten auf die Industrie auswirken, ist ein eigenes, umfangreiches Thema, das dieser Beitrag bewusst ausklammert und das eine gesonderte Betrachtung verdient.

Welche Industriebetriebe sind von der Preisvolatilität besonders betroffen?

Ausschlaggebend ist die Beschaffungsstrategie: Betriebe, die einen erheblichen Teil ihres Bedarfs am Spotmarkt oder über kurzfristig indexierte Verträge decken, stehen dem Großhandelsmarkt direkt gegenüber, sodass jede Preisspitze und jede Spreizung zwischen den Stunden unmittelbar in der Gewinn- und Verlustrechnung ankommt, während im Voraus beschaffte Mengen die Schwankungen abpuffern (BDEW, Iran-Krieg: Gas- und Energiepreise, Versorgungssicherheit). Ganz entkommt dem Trend allerdings auch nicht, wer sich über einen Vollversorgungsvertrag beliefern lässt, denn dessen Preisformel enthält strukturell einen Aufschlag des Lieferanten zur Risikoabsicherung, der bei jedem neuen Vertragsabschluss mit dem allgemeinen Marktrisiko einhergeht, sodass sich die Marktvolatilität auch hier mittelbar und zeitverzögert in den Kosten niederschlagen kann (AXP Consulting, Vertragsstrukturen im Energiegroßhandel, Teil 1: Vollversorgung).

Diese unmittelbare Marktexposition wird durch die zunehmende Volatilität selbst zum eigentlichen Problem, weil sich die Energiekosten für einen Industriebetrieb kurz-, mittel- und langfristig immer schwerer kalkulieren und prognostizieren lassen, sobald die Preiskurve innerhalb eines einzigen Tages von niedrigen zweistelligen bis zu hohen dreistelligen Eurobeträgen je Megawattstunde schwankt und an extremen Tagen sogar unter null fällt, wodurch das unternehmerische Risiko deutlich steigt. Wer in einer solchen Marktstruktur ohne flexible Hedging-Strategien und ohne eine enge Verzahnung von Produktion und Marktsignalen agiert, zahlt strukturell zu viel, weil er Verbrauch in genau jenen Stunden abnimmt, in denen der Markt knapp und teuer ist, und die Stunden mit Überschuss und negativen Preisen ungenutzt verstreichen lässt. Verstärkt wird dieser Effekt dadurch, dass mit den dynamischen Netzentgelten 2026 auch die Netzentgelte zunehmend zeitvariabel werden und damit dieselbe zeitliche Flexibilität belohnen wie der Spotmarkt.

Russland 2022, Iran 2026: Was die zweite Krise zeigt

Der russische Angriff auf die Ukraine hat 2022 die deutsche Energiewirtschaft an ihrer empfindlichsten Stelle getroffen. Die jahrzehntelang gewachsene Abhängigkeit von russischem Pipelinegas wurde binnen Monaten zur akuten Versorgungs- und Preiskrise, und die TTF-Gaspreise stiegen im August 2022 in der Spitze auf über 300 EUR/MWh, ein Vielfaches des historischen Normalniveaus (ESMA, The August 2022 surge in the price of natural gas futures). Deutschland hat darauf mit einer raschen Diversifizierung reagiert und Pipelinegas durch LNG aus den USA und anderen Weltregionen ersetzt, sodass die akute Abhängigkeit von einem einzelnen Lieferanten aufgelöst wurde.

Der Iran-Konflikt zeigt 2026 jedoch, dass diese Diversifizierung das Grundproblem verschoben, aber nicht beseitigt hat, weil die Abhängigkeit von einem einzelnen Pipelinelieferanten durch eine Abhängigkeit vom globalen LNG-Markt ersetzt wurde, der seinerseits über Engpässe wie die Straße von Hormuz mit jeder geopolitischen Eskalation an einem beliebigen Ort der Welt verwundbar bleibt. Zwei Importschocks binnen vier Jahren weisen damit nicht den jeweiligen Konflikt als Ursache aus, sondern die fossile Importabhängigkeit selbst, denn solange die Primärenergie aus globalen Märkten bezogen werden muss, bleibt die deutsche Industrie strukturell Preisnehmerin einer Geopolitik, auf die sie keinen Einfluss hat.

Energieunabhängigkeit als wirtschaftliche Antwort

Erneuerbare Energien deckten 2025 bereits 55,3% des deutschen Stromverbrauchs und sind damit zum Rückgrat der Stromversorgung geworden, sodass jeder weitere Ausbau die Exposition gegenüber importiertem Gas und den davon getriebenen Strompreisen senkt (Agora Energiewende, Die Energiewende in Deutschland: Stand der Dinge 2025). Für Unternehmen ist Energieunabhängigkeit damit vor allem eine konkrete wirtschaftliche Risikoabsicherung, weil jede selbst erzeugte und im eigenen Betrieb genutzte Kilowattstunde eine Kilowattstunde ist, deren Preis nicht mehr von der jeweils aktuellen Krise oder Konfliktlage auf den globalen Energiemärkten abhängt.

Allerdings erzeugt ein hoher Anteil erneuerbarer Energien genau jenes Preismuster, das der 18. Juni 2026 illustriert, weil Strom in sonnen- und windreichen Stunden im Überschuss und entsprechend günstig ist, an manchen Tagen sogar negativ bepreist, während er in dunklen, windstillen Stunden knapp und teuer wird. Die teuerste Stunde des 18. Juni lag am Abend nach Sonnenuntergang, wenn keine PV-Anlage mehr einspeist. Eigenerzeugung allein hilft in genau diesen Stunden nicht weiter, sie muss zeitlich verschiebbar sein. Die Erneuerbaren lösen die fossile Abhängigkeit also nur dann wirtschaftlich auf, wenn ein Baustein hinzukommt, der den zeitlichen Versatz zwischen Erzeugung und Bedarf überbrückt: Speicher. Ihr Zubau hat 2025 durch fallende Batteriekosten und die wachsenden Preisspreizungen am Strommarkt deutlich an Fahrt gewonnen (Agora Energiewende, Die Energiewende in Deutschland: Stand der Dinge 2025). Ein Speicher verwandelt die Volatilität vom Risiko in einen Vorteil, weil er günstigen oder negativ bepreisten Überschussstrom aufnimmt und ihn in den teuren Knappheitsstunden bereitstellt, sodass dieselbe Preisspreizung, die einen ungesteuerten Betrieb belastet, für einen flexiblen Betrieb zur Erlösquelle wird. Tatsächliche wirtschaftliche Wirkung entsteht dabei weniger durch die Anlagentechnik als durch die optimale Fahrweise, also durch aktives Speichermanagement.

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