Preisrisiken 2026: Wie Unternehmen Strom- und Gasbudgets absichern

Beschlossene Entlastungen: Stromsteuer und Netzentgelte 2026

Zwei Entlastungen sind beschlossen und bereits in Kraft. Mit dem Dritten Gesetz zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes (Regierungsentwurf Drucksache 21/1866 vom 29.09.2025, Bundestagsbeschluss in geänderter Fassung am 13.11.2025, verkündet im BGBl. I Nr. 340 am 22.12.2025) wurde die Stromsteuer für das produzierende Gewerbe sowie die Land- und Forstwirtschaft dauerhaft auf den EU-Mindestsatz gesenkt — von 2,05 ct/kWh auf 0,05 ct/kWh (20,50 auf 0,50 EUR/MWh). Die Regelung gilt seit dem 01.01.2026. Das Bundesfinanzministerium beziffert die jährliche Entlastung auf rund 3 Milliarden Euro für etwa 600.000 Unternehmen. Antragsberechtigt sind Betriebe ab einem Jahresverbrauch von mindestens 12.500 kWh.

Parallel senkt ein Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzkosten die Strom-Netzentgelte. Das zugrunde liegende Gesetz ist seit dem 12.12.2025 in Kraft; die Mittel von 6,5 Milliarden Euro stammen aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF). Für einen Haushalt mit 3.500 kWh Jahresverbrauch nennt die Bundesregierung eine rechnerische Entlastung von rund 100 Euro. Der Zuschuss senkt die Netzentgelte für alle Letztverbraucher, also auch für Unternehmen.

CO2-Bepreisung: nationaler Emissionshandel steigt 2026

Für fossile Brennstoffe wie Erdgas, Heizöl und Diesel gilt der nationale Emissionshandel (nEHS) nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG). Die Bundesregierung hat am 06.08.2025 die 2. Änderung der BEHV beschlossen: Für 2026 gilt statt eines Festpreises die Versteigerung innerhalb eines festen Preiskorridors von 55 bis 65 Euro pro Tonne CO2. Ab 2027 wird der nationale Emissionshandel in den EU-Emissionshandel ETS 2 überführt.

Davon zu trennen ist der bestehende EU-Emissionshandel ETS 1 (EUA, Versteigerung an der EEX), der vor allem große Anlagen betrifft. Hier liegen nur Sekundärquellen mit niedriger Verlässlichkeit vor: Sie nennen für Anfang 2026 einen Bereich von etwa 65 bis 75 Euro pro Tonne. Dieser Wert ist als volatiler Marktpreis ohne amtliche Bestätigung zu verstehen, ein exakter Juni-2026-Stand liegt nicht vor.

Preisniveau 2026: Großhandel, Industrie- und Gewerbestrom

Am Day-Ahead-Markt lag der durchschnittliche Strom-Großhandelspreis laut amtlicher Marktbeobachtung von SMARD/Bundesnetzagentur im 1. Quartal 2026 bei 102,17 EUR/MWh (rund 10,2 ct/kWh), ein Rückgang um 8,7 Prozent gegenüber Q1 2025 (Stand 18.05.2026).

Die BDEW-Strompreisanalyse (veröffentlicht 15.04.2026) nennt für Neuabschlüsse kleiner bis mittlerer Industriebetriebe für 2026 durchschnittlich 16,7 ct/kWh — ein Rückgang um 0,9 ct/kWh gegenüber 2025. Für größere Abnahmemengen liegen Werte auf Basis der Daten 2025 vor: mittelgroße Industrie (20–70 Mio. kWh/a) 15,9 ct/kWh, große Industrie (70–150 Mio. kWh/a) 14,4 ct/kWh.

Für Gewerbekunden mit 10.000 kWh Jahresverbrauch zeigt eine Marktübersicht mit Bezug auf BDEW-Daten einen Rückgang von 28,72 ct/kWh (2025) auf 27,15 ct/kWh (Stand Februar 2026); diese Angabe stammt aus einem Fachportal und ist mit mittlerer Verlässlichkeit einzuordnen.

Auf der Gasseite veröffentlicht die Bundesnetzagentur die THE-Großhandelspreise (Day-Ahead und Future M+1) auf Datenbasis der EEX werktäglich. Konkrete EUR/MWh-Tageswerte für Juni 2026 sind dort nur im interaktiven Diagramm und im Download abrufbar, nicht im Seitentext (Seite zuletzt aktualisiert 20.06.2026).

Terminmärkte als Schätzung: Strom 2027 und Gas Cal 27

Die folgenden Werte sind volatile Marktpreise, keine amtlichen Zahlen, und dienen der Orientierung — keine Anlageberatung. Für den Strom-Terminmarkt nennen Marktportale (Stand Juni 2026) für den EEX-Baseload-Future mit Lieferung 2027 je nach Notierung rund 92 bis 96 EUR/MWh (etwa 9,2 bis 9,6 ct/kWh); die Prognose für den Sommer 2027 (Juni–August) liegt bei etwa 9,80 ct/kWh.

Für Gas berichtet eine Energie-Beratungspublikation (Stand Mai 2026) einen TTF-Spotpreis von rund 47 EUR/MWh. Für das Lieferjahr 2027 (Cal 27) werden Szenarien skizziert: Basisfall 42–52 EUR/MWh, Eskalation 60–75 EUR/MWh, Normalisierung unter 40 EUR/MWh. Diese Bandbreiten unterstreichen, wie stark sich die spätere Beschaffung je nach Marktentwicklung unterscheiden kann.

Budgets absichern: Tranchenbeschaffung als Risikomodell

Statt den gesamten Bedarf zu einem einzigen Zeitpunkt einzukaufen, verteilt die Tranchenbeschaffung (Portfoliomanagement) den Energiebedarf auf mehrere zeitliche Tranchen — etwa nach Jahr, Saison, Quartal oder Monat. Ziel ist eine Durchschnittspreisbildung, ein geringeres Timing-Risiko und höhere Planbarkeit. Das Modell eignet sich laut Praxisquellen auch für KMU.

Für die Gasbeschaffung Cal 27 empfiehlt eine Energie-Beratungspublikation als Praxisansatz (keine amtliche Vorgabe) einen gestaffelten Aufbau von Terminpositionen ab dem 2. Quartal 2026: eine Basisabsicherung von 30 bis 50 Prozent bis zum 3. Quartal 2026, der Rest schrittweise über Sommer und Frühherbst 2026 anhand definierter Preisziele und Trigger-Punkte.

Als konkrete Prüfschritte für Ihr Budget 2026/2027: Erstens den eigenen Jahresverbrauch gegen die 12.500-kWh-Schwelle und die Branchenzugehörigkeit prüfen, um die Stromsteuer-Entlastung zu sichern. Zweitens den CO2-Anteil fossiler Brennstoffe mit dem Korridor von 55 bis 65 Euro je Tonne für 2026 kalkulieren. Drittens den Beschaffungsbedarf in Tranchen aufteilen und Trigger-Punkte definieren, statt auf einen einzigen Einkaufszeitpunkt zu setzen.