Strompreise unter Druck: Iran-Krieg trifft Deutschlands Energiemarkt
Der Hormus-Effekt erreicht die Stromrechnung
Seit Ende Februar 2026 ist auf dem deutschen Strommarkt vieles in Bewegung. Auslöser ist der Iran-Krieg und die weitgehende Sperrung der Straße von Hormus. Etwa ein Fünftel des globalen LNG-Angebots fehlt dadurch seit Wochen auf dem Weltmarkt. Die Folge zeigt sich direkt in den Großhandelspreisen für Gas und damit auch beim Strom.
Laut dem Verbraucherportal StromAuskunft kletterte der bundesweite Durchschnittspreis der günstigsten Tarife für Neukunden zwischen Ende Februar und Ende März von 23,6 auf 27,6 Cent pro Kilowattstunde. Ein Plus von 17 Prozent in nur vier Wochen. Der TTF-Gaspreis an der europäischen Börse zog zeitweise auf rund 59 Euro pro Megawattstunde an, etwa 64 Prozent über dem Durchschnitt der Monate Januar und Februar. Am 22. April lag er bei 44,16 Euro pro Megawattstunde, immer noch fast 30 Prozent über dem Vorjahresniveau.
Für den Moment hat sich der Markt leicht beruhigt, aber das Risiko ist nicht verschwunden. Das Scheitern der Islamabad-Verhandlungen und die angekündigte US-Marineblockade haben den TTF zwischenzeitlich wieder in eine Spanne von 49 bis 53 Euro getrieben. Wer jetzt Strom oder Gas langfristig einkauft, zahlt eine klare Risikoprämie.
Warum Gas den Strompreis diktiert
Der Zusammenhang zwischen Ölkrise am Persischen Golf und deutscher Stromrechnung erschließt sich nicht sofort. Die Erklärung liegt im Merit-Order-Prinzip. An der Strombörse bestimmt jene Anlage den Preis, die als teuerste noch benötigt wird, um die Nachfrage zu decken. An windstillen und bewölkten Tagen sind das meist Gaskraftwerke. Ihr Brennstoff wird gerade teurer, also steigt auch der Strompreis an diesen Stunden.
Der Effekt ist gewaltig. Im März stand der Day-Ahead-Markt teils unter 50 Euro pro Megawattstunde, wenn Wind und Sonne reichlich lieferten. In Stunden mit hoher Gasverstromung schoss der Preis über 140 Euro. Der Jahresfuture für 2027 notierte Ende März bei rund 95 Euro und legte im Monatsverlauf um 5,4 Prozent zu. Für Lieferverträge mit Start 2027 und später zeigten sich die Ausschläge moderater, weil der Markt auf eine Entspannung bis dahin hofft.
Parallel zur Preistreiber-Komponente Gas wirkt eine zweite, gegenläufige Kraft. Die Erneuerbaren liefern im Frühjahr 2026 stark. Die Windeinspeisung lag im ersten Quartal 27 Prozent über dem Vorjahr. An den Osterfeiertagen zwischen dem 5. und 7. April rutschten die Spotpreise phasenweise in tief negative Regionen. Am Ostermontag verzeichnete EPEX in Deutschland einen Intraday-Tiefstwert von minus 323,96 Euro pro Megawattstunde. Konventionelle Erzeuger zahlten also Geld dafür, ihren Strom loszuwerden. Unterm Strich fiel der durchschnittliche Spotpreis seit Jahresbeginn um gut 14 Prozent. Wer flexibel einkaufen kann, gehört zu den Gewinnern dieser Volatilität.
Haushalte spüren den Anstieg zuerst
Für einen Musterhaushalt mit 4.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch bedeutet der aktuelle Ausschlag rund 160 Euro Mehrkosten pro Jahr, wenn der neue Tarifpreis hält. Das Vergleichsportal Verivox meldete Ende März einen Durchschnitt von 28 Cent pro Kilowattstunde für die günstigsten Neukundentarife. Im Februar waren es noch 24,2 Cent.
Das Bild ist trotzdem differenzierter als die Schlagzeile. Der BDEW beziffert den Durchschnittsstrompreis für Haushalte 2026 auf 37,0 Cent pro Kilowattstunde und damit leicht unter Vorjahresniveau. Verantwortlich sind vor allem die gesunkenen Netzentgelte, die mit 9,3 Cent pro Kilowattstunde rund 1,6 Cent unter dem Vorjahr liegen. Der Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten aus dem Bundeshaushalt schlägt mit 6,5 Milliarden Euro zu Buche. Ohne diesen Posten wären die Preise schon vor dem Iran-Krieg deutlich höher.
Bestandskunden profitieren aktuell noch von ihren Altverträgen und zahlen im Schnitt 32,8 Cent pro Kilowattstunde. Die Anpassung kommt allerdings mit einigen Monaten Verzögerung, sobald die Versorger ihre Beschaffungskosten neu kalkulieren. Spätestens zum Winter dürfte der Gaspreisschub in neuen Tarifblättern landen. Verbraucher, die jetzt wechseln, können oft noch von befristeten Preisgarantien profitieren.
Industriestrompreis als Rettungsanker
Für die energieintensive Industrie ist die Lage brenzliger. Chemie, Stahl, Glas und Papier haben schon in den vergangenen Jahren Produktion reduziert oder ins Ausland verlagert. Eine IHK-Umfrage ergab, dass vier von zehn Betrieben die Verlagerung ganzer Produktionsstränge prüfen. Der neue Industriestrompreis soll diesen Exodus stoppen.
Am 16. April 2026 hat die EU-Kommission die deutsche Richtlinie beihilferechtlich genehmigt. Rund 2.000 energieintensive Unternehmen aus 91 Wirtschaftsbereichen können damit bis zu 50 Prozent ihres Stromverbrauchs zu einem Zielpreis von 5 Cent pro Kilowattstunde beziehen. Das Programm ist auf drei Jahre befristet, also bis Ende 2028. Finanziert wird es aus dem Klima- und Transformationsfonds mit einem Gesamtvolumen von rund vier Milliarden Euro. Die Auszahlung erfolgt jeweils im Folgejahr, was bei den Unternehmen einen Liquiditätseffekt auslöst, den viele bereits in ihre Beschaffungsstrategie einpreisen.
Für kleine und mittelständische Betriebe, die nicht in die Förderliste fallen, liegt der Durchschnittspreis bei Neuabschlüssen laut BDEW bei 16,7 Cent pro Kilowattstunde, knapp ein Cent unter Vorjahr. International bleibt Deutschland damit teuer. In den USA, Frankreich und China zahlt die Industrie zwischen 6 und 9 Cent, in Skandinavien oft noch weniger. Die neue Subvention schließt die Lücke für die Schwergewichte, nicht für den Mittelstand.
Die Kritik ist entsprechend laut. Wirtschaftsforscher wie Ferdinand Dudenhöffer halten Teile der Förderung für überflüssig und warnen vor einer Vergeudung von Steuergeldern. Das Bundeswirtschaftsministerium verweist dagegen auf Standortsicherung und Wertschöpfung. Wer recht behält, zeigt sich erst, wenn die Industrieproduktion in den nächsten zwei Jahren wieder spürbar anzieht oder eben nicht.
Was die Lage für Anleger bedeutet
Für Aktionäre ergibt sich ein Umfeld, das sowohl Chancen als auch Stolpersteine liefert. RWE-Chef Markus Krebber hatte zu Jahresanfang sinkende Stromkosten für 2026 angekündigt, gestützt auf niedrigere Netzentgelte und mehr LNG-Angebot. Die RWE-Aktie notierte Mitte Januar bei rund 47,85 Euro und lag damit knapp unter ihrem 52-Wochen-Hoch von 48,82 Euro. Goldman Sachs sieht ein Kursziel von 53,50 Euro auf Zwölf-Monats-Sicht. Das bereinigte EBITDA lag zuletzt bei etwa 3,5 Milliarden Euro.
Der Iran-Krieg verändert das Bild nur teilweise. RWE betreibt sowohl erneuerbare Anlagen als auch Gaskraftwerke. Höhere Gaspreise verteuern die Erzeugung, gleichzeitig steigen die Erlöse aus Spitzenlaststunden, in denen Gas den Preis setzt. Der Konzern fordert von der Bundesregierung eine Mindestvergütung für neue Gaskraftwerke, um den geplanten Kohleausstieg bis 2030 abzusichern. Eine politische Einigung dazu steht aus. Die Aktie bleibt damit eng an regulatorische Entscheidungen gekoppelt.
E.ON und EnBW sind stärker als Netzbetreiber positioniert und hängen weniger unmittelbar am Börsenstrompreis. Ihr Geschäft läuft über langlaufende, regulierte Entgelte. Das gibt Planbarkeit, deckelt aber auch die Gewinnchancen in volatilen Phasen. Wer Energieinfrastruktur will, findet hier stabilere Kursverläufe. Wer auf den Preisschub bei Gas und Strom direkt setzen will, ist bei RWE oder Uniper näher am Geschehen. Uniper profitiert mit einem hohen Gasanteil besonders von volatilen Großhandelsmärkten, bleibt aber nach der Staatsbeteiligung aus der Krise 2022 ein politisch heikles Investment.
Auf der Nachfrageseite geraten Industriewerte unter Druck. Stahlkonzerne wie Thyssenkrupp oder Salzgitter sowie Chemieriesen wie BASF leben von günstiger Energie. Der neue Industriestrompreis mildert die Belastung, deckelt aber nur die Hälfte des Verbrauchs. Für Anleger ist das ein zweischneidiges Signal. Kurzfristig gibt die Subvention Rückenwind, mittelfristig bleibt die strukturelle Standortfrage offen.
Wer die Volatilität bei Gas direkt nutzen will, findet in ETFs auf europäische Erdgas-Futures oder auf den breiten Energiesektor Alternativen. Bei solchen Produkten ist die Kostenstruktur wichtig, weil Rollverluste bei Futures-ETFs die Rendite spürbar drücken können.
Unsere Einschätzung: Der Iran-Krieg macht sichtbar, wie fragil Deutschlands Energiemix bleibt. Netzentgelte sinken, Erneuerbare liefern Rekordmengen, trotzdem entscheidet am Ende der Gaspreis über die Rechnung. Für Anleger bedeutet das weniger Klarheit, nicht mehr. Stabile Ausschüttungsprofile bei Netzbetreibern bleiben attraktiv. Reine Erzeugerwetten brauchen ein klares Bild zur politischen Linie beim Gaskraftwerksausbau.
Der Sommer wird zum Stresstest
Die nächste Bewährungsprobe steht schon an. Die EU schreibt vor, dass Gasspeicher vor dem Winter zu mindestens 90 Prozent gefüllt sein müssen. Der Füllstand zum Saisonstart lag bei rund 29 Prozent und damit deutlich unter Vorjahr. Europa muss in den kommenden Monaten aggressiv LNG einkaufen, gleichzeitig fehlen die katarischen Mengen. Das spricht für anhaltend feste TTF-Preise zumindest bis zum Herbst.
Dazu kommen zwei politische Weichenstellungen. Die Bundesregierung arbeitet an einer Gaskraftwerksstrategie, die ohne festes EU-Datum für die Wasserstoff-Umstellung auskommen soll. Und die EU debattiert auf ihrem Sommergipfel, ob das Merit-Order-System reformiert werden muss. Beide Entscheidungen haben das Potenzial, den Strommarkt neu zu sortieren.
Für den deutschen Haushalt wie für den Aktionär gilt damit die gleiche Devise. Die Entwicklung der kommenden Monate hängt weniger an Wetter und Tarifmodellen als an den geopolitischen Nachrichten aus dem Nahen Osten. Sobald Hormus wieder offen ist, dürfte das Gaspreisrisiko schnell schmelzen. Bleibt die Blockade, wird der Winter teuer.