Was Unternehmen zahlen und beeinflussen können
Wie viel ein Industrieunternehmen in Deutschland für Strom zahlt, hängt von seinem Verbrauch, dem Lastprofil, der Netzebene, dem Beschaffungsvertrag und möglichen Vergünstigungen ab. Einen einheitlichen Industriestrompreis gibt es deshalb nicht.
Dieser Ratgeber zeigt, wie sich der Industriestrompreis 2026 zusammensetzt, welche Faktoren ihn beeinflussen und welche Kosten Unternehmen aktiv steuern können.
Was ist der Industriestrompreis?
Kurz erklärt: Was ist der Industriestrompreis?
Der Industriestrompreis bezeichnet die gesamten Kosten, die ein Industrieunternehmen für seinen Strombezug trägt. Er setzt sich aus Energiebeschaffung und Vertrieb, Netzentgelten sowie Steuern, Abgaben und Umlagen zusammen. Für Preisvergleiche werden diese Kosten meist in Cent pro Kilowattstunde angegeben.
Was kostet Industriestrom aktuell?
Für August 2026 weist die Bundesnetzagentur einen modellierten Industriestrompreis von 18,69 ct/kWh ohne Vergünstigungen aus. Im Modellfall mit allen möglichen Vergünstigungen liegt der Preis bei 12,76 ct/kWh.
Zu diesen Vergünstigungen zählen je nach Unternehmen beispielsweise Entlastungen bei Netzentgelten, Stromsteuer, Konzessionsabgabe oder gesetzlichen Umlagen. Sie stehen nicht allen Unternehmen automatisch zur Verfügung. Welche Entlastungen genutzt werden können, hängt von den gesetzlichen Voraussetzungen des jeweiligen Preisbestandteils ab – etwa von Branche, Stromverbrauch oder Art der Stromnutzung.
Zwischen beiden Modellfällen liegen 5,93 ct/kWh. Diese Differenz ist deshalb kein automatisch nutzbares Einsparpotenzial, sondern zeigt die mögliche Wirkung der im Modell berücksichtigten Entlastungen.
Die Werte sind Modellpreise und keine einheitlichen Tarife für Industrieunternehmen.
Rechenbeispiel bei einem Jahresverbrauch von 10 GWh
Bei einem Jahresverbrauch von 10 GWh beziehungsweise 10.000.000 kWh ergeben sich aus den Modellwerten folgende Kosten:
Modellfall | Rechnung | Jährliche Stromkosten |
Ohne Vergünstigungen | 10.000.000 kWh × 0,1869 €/kWh | 1.869.000 € |
Mit allen möglichen Vergünstigungen | 10.000.000 kWh × 0,1276 €/kWh | 1.276.000 € |
Rechnerische Differenz | 10.000.000 kWh × 0,0593 €/kWh | 593.000 € |
Die rechnerische Differenz beträgt 593.000 Euro pro Jahr. Der niedrigere Modellwert gilt jedoch nur, wenn ein Unternehmen die Voraussetzungen für die entsprechenden Vergünstigungen erfüllt.
*Quelle: SMARD – Modellierte Industriestrompreise für August 2026; eigene Berechnung
Warum kann der tatsächliche Strompreis eines Unternehmens höher sein?
Der tatsächliche Industriestrompreis kann deutlich von den Modellwerten abweichen. Ein wichtiger Grund ist die Strombeschaffung: Viele Unternehmen oder ihre Energieversorger kaufen Strom bereits Monate oder Jahre vor der Lieferung ein. Wurde Strom während einer Hochpreisphase beschafft, können diese Preise noch im aktuellen Vertrag wirken. Daneben beeinflussen auch Vertragsmodell, individuelle Netzkosten und nutzbare Vergünstigungen den Endpreis.
Woraus setzt sich der Industriestrompreis zusammen?
Der Industriestrompreis besteht aus drei zentralen Kostenblöcken: Energiebeschaffung und Vertrieb, Netzentgelten sowie Steuern, Abgaben und Umlagen. Der Anteil der jeweiligen Kostenblöcke an den Gesamtkosten ist variabel.
Energiebeschaffung und Vertrieb
Dieser Kostenblock umfasst den Einkauf des Stroms sowie Vertriebs- und Risikokosten des Energieversorgers.
Wie groß die einzelnen Anteile ausfallen, unterscheidet sich von Unternehmen zu Unternehmen. Besonders die Beschaffungsstrategie und mögliche Vergünstigungen beeinflussen den Gesamtpreis.
Typische Beschaffungsmodelle sind Festpreisverträge, Tranchenbeschaffung, Spotmarktbezug und Power Purchase Agreements. Sie unterscheiden sich vor allem darin, wie stark Unternehmen auf Marktpreisänderungen reagieren können und welches Preisrisiko sie tragen.
Netzentgelte
Netzentgelte fallen für die Nutzung der Stromnetze an. Bei leistungsgemessenen Kunden setzt sich das Netzentgelt nach der Stromnetzentgeltverordnung aus einem Arbeitspreis und einem Leistungspreis zusammen.
Der Arbeitspreis richtet sich nach der bezogenen Strommenge. Für den Leistungspreis ist die höchste beanspruchte Leistung im Abrechnungsjahr maßgeblich. Bei registrierender Lastgangmessung wird die Leistung in Viertelstundenwerten erfasst. Auch kurze Lastspitzen können den Leistungspreis erhöhen, wenn sie zu einem hohen abrechnungsrelevanten Viertelstundenwert führen.
Die konkrete Höhe der Netzentgelte unterscheidet sich je nach Netzbetreiber und Netzebene.
Stand 2026
Der Bund bezuschusst die Übertragungsnetzentgelte. Wie stark sich dies auf einzelne Unternehmen auswirkt, unterscheidet sich je nach Netzgebiet.
Steuern, Abgaben und Umlagen
Zum Industriestrompreis gehören außerdem staatlich bestimmte Preisbestandteile. Dazu zählen unter anderem die Stromsteuer, die Konzessionsabgabe, die KWKG-Umlage und die Offshore-Netzumlage. Die EEG-Umlage wurde 2022 abgeschafft.
Für bestimmte Unternehmen können einzelne Preisbestandteile reduziert werden. Die Voraussetzungen unterscheiden sich je nach Kostenbestandteil: Entlastungen bei der Stromsteuer richten sich nach dem Stromsteuergesetz, Begrenzungen der KWKG- und Offshore-Netzumlage für stromkostenintensive Unternehmen nach dem Energiefinanzierungsgesetz (EnFG).
Welche Entlastungen ein Unternehmen nutzen kann, hängt damit unter anderem von Branche, Stromverbrauch und den gesetzlichen Voraussetzungen des jeweiligen Preisbestandteils ab.
Wie hat sich der Industriestrompreis entwickelt?
Der modellierte Industriestrompreis stieg ab 2021 deutlich an und erreichte 2022 seinen höchsten Jahresdurchschnitt im betrachteten Zeitraum. Hauptursache war die europäische Energiekrise mit stark gestiegenen Gaspreisen. Da Gaskraftwerke häufig den Preis am Großhandelsmarkt bestimmten, verteuerte sich auch Strom deutlich.
Viele Energieversorger mussten Strom zu hohen Preisen beschaffen. Diese Beschaffungskosten wirkten sich teilweise zeitverzögert auf die Lieferverträge von Industrieunternehmen aus.
Modellierte Industriestrompreise im Jahresdurchschnitt
Jahr | Ohne Vergünstigungen | Mit Vergünstigungen |
2020 | –* | 5,92 ct/kWh |
2021 | 21,77 ct/kWh | 10,94 ct/kWh |
2022 | 35,70 ct/kWh | 29,01 ct/kWh |
2023 | 19,63 ct/kWh | 14,23 ct/kWh |
2024 | 16,77 ct/kWh | 10,47 ct/kWh |
*SMARD weist im veröffentlichten Rückblick für 2020 ausdrücklich den Vergleichswert mit Vergünstigungen aus. Für den Modellfall ohne Vergünstigungen wird dort kein entsprechender Jahresdurchschnitt genannt.
Für 2025 veröffentlicht SMARD monatliche Modellwerte. Ein separat ausgewiesener, direkt vergleichbarer Jahresdurchschnitt für beide Modellfälle liegt in der verwendeten Quelle jedoch nicht vor. Deshalb wird für 2025 kein eigener Jahreswert in der Tabelle ausgewiesen.
Ab 2023 gingen Gas- und Großhandelspreise zurück. Günstigere Beschaffungszeiträume wirkten sich nach und nach auf neue Stromverträge aus, sodass auch die modellierten Industriestrompreise sanken.
Die beiden Modellfälle entwickelten sich unterschiedlich. Ohne Vergünstigungen wirkte sich zusätzlich der Wegfall der EEG-Umlage aus. Bei Unternehmen mit Vergünstigungen war dieser Effekt geringer, da einzelne Preisbestandteile bereits zuvor reduziert waren.
Wie entsteht der Börsenstrompreis?
Kurz erklärt: Was ist die Merit Order?
Die Merit Order beschreibt die Reihenfolge, in der Kraftwerke zur Deckung der Stromnachfrage eingesetzt werden. Zuerst kommen Anlagen mit niedrigen variablen Kosten zum Zug, danach zunehmend teurere Kraftwerke. Das teuerste noch benötigte Kraftwerk bestimmt in der Regel den Börsenstrompreis für den jeweiligen Zeitraum.
Die Merit Order erklärt damit, warum sich steigende Kosten einzelner Kraftwerke auf den gesamten Börsenstrompreis auswirken können. Steigt die Stromnachfrage, werden zusätzliche und meist teurere Kraftwerke benötigt. Erhöhen sich gleichzeitig deren Brennstoff- oder CO2-Kosten, kann auch der Börsenstrompreis steigen.
Welches Kraftwerk innerhalb der Merit Order den Preis setzt, hängt von der aktuellen Stromnachfrage, der verfügbaren Erzeugung und den jeweiligen Grenzkosten ab. Grenzkosten sind die zusätzlichen Kosten für die Erzeugung einer weiteren Einheit Strom.
Für Industrieunternehmen ist anschließend entscheidend, wie sich dieser Börsenstrompreis auf ihre Strombeschaffung auswirkt. Bei einer direkten oder marktpreisnahen Beschaffung können Veränderungen am Großhandelsmarkt unmittelbar in die Beschaffungskosten einfließen.
Bezieht ein Unternehmen seinen Strom über einen Energieversorger, entstehen die Beschaffungskosten zunächst beim Versorger. Ob und wann sich veränderte Börsenpreise auf den Strompreis des Unternehmens auswirken, hängt von den Vertragskonditionen und der Beschaffungsstrategie des Energieversorgers ab.
Wie beeinflusst der CO2-Preis den Strompreis?
Kurz erklärt
Fossile Kraftwerke müssen für ihren CO2-Ausstoß Zertifikate kaufen. Diese Kosten fließen in den Strompreis ein, wenn ein Kohle- oder Gaskraftwerk den Börsenpreis bestimmt. Auf der Stromrechnung erscheint der CO2-Preis deshalb meist nicht als eigener Posten.
Der EU-ETS 1 ist der europäische Emissionshandel für Kraftwerke, große Industrieanlagen sowie Teile des Luft- und Seeverkehrs. Für den Strompreis sind vor allem Kohle- und Gaskraftwerke relevant. Der EU-ETS 1 folgt dem Prinzip Cap and Trade. Die EU legt fest, wie viel CO2 die erfassten Unternehmen insgesamt ausstoßen dürfen. Diese Obergrenze heißt Cap und sinkt schrittweise. Für den eigenen CO2-Ausstoß benötigen die Unternehmen handelbare Zertifikate.
Diese Zertifikate heißen European Union Allowances, kurz EUA. Ein EUA steht grundsätzlich für eine Tonne CO2-Äquivalent. Der Preis der Zertifikate entsteht am Markt und kann deshalb steigen oder fallen. Kohle- und Gaskraftwerke rechnen die Kosten für diese Zertifikate in ihre Erzeugungskosten ein. Bestimmt ein solches Kraftwerk nach dem Merit-Order-Prinzip den Börsenpreis, wirken sich auch seine CO2-Kosten auf den Strompreis aus. Wie stark dieser Effekt ist, hängt vom Preis der CO2-Zertifikate und vom CO2-Ausstoß des preissetzenden Kraftwerks ab. Kohlekraftwerke stoßen je erzeugter Strommenge meist mehr CO2 aus als moderne Gaskraftwerke. Deshalb wirkt sich derselbe Zertifikatspreis bei einem Kohlekraftwerk stärker auf die Erzeugungskosten aus.
Wie hoch ist der CO2-Kostenanteil je Kilowattstunde?
Der direkte CO2-Kostenanteil lässt sich näherungsweise mit folgender Formel berechnen:
CO2-Kosten [ct/kWh] = Emissionsfaktor [t CO2/MWh] × EUA-Preis [€/t] ÷ 10
Der Emissionsfaktor gibt an, wie viel CO2 ein Kraftwerk je erzeugter Megawattstunde Strom ausstößt. Der Divisor 10 rechnet das Ergebnis von Euro je Megawattstunde in Cent je Kilowattstunde um.
Bei einem angenommenen EUA-Preis von 75 €/t ergeben sich folgende Beispielwerte:
Beispiel | Emissionsfaktor | Berechnung | CO2-Kosten |
Gaskraftwerk | 0,40 t CO2/MWh | 0,40 × 75 ÷ 10 | 3,00 ct/kWh |
Kohlekraftwerk | 0,85 t CO2/MWh | 0,85 × 75 ÷ 10 | 6,38 ct/kWh |
Emissionsintensives Kohlekraftwerk | 1,10 t CO2/MWh | 1,10 × 75 ÷ 10 | 8,25 ct/kWh |
Das Beispiel zeigt: Je mehr CO2 ein Kraftwerk ausstößt, desto stärker erhöht der Zertifikatspreis die Erzeugungskosten.
Die Rechnung berücksichtigt nur die direkten Kosten der CO2-Zertifikate. Brennstoffkosten und weitere variable Kosten kommen hinzu. Auch der Wirkungsgrad des Kraftwerks beeinflusst das Ergebnis.
Für den Börsenpreis zählt nach dem Merit-Order-Prinzip der Preis des letzten benötigten Kraftwerks. Der CO2-Ausstoß des preissetzenden Kraftwerks beeinflusst dessen Erzeugungskosten und kann dadurch den Börsenstrompreis der jeweiligen Handelsperiode erhöhen. Der durchschnittliche Emissionsfaktor des Strommixes ist für diese Preisbildung nicht maßgeblich
*Quellen: Europäische Kommission – EU-ETS · Umweltbundesamt – Emissionshandel · eigene Beispielrechnung
Welche Stromkosten können Unternehmen beeinflussen?
Unternehmen können den allgemeinen Marktpreis für Strom nicht bestimmen. Sie können jedoch beeinflussen, wie sie Strom beschaffen, wann und wieviel sie verbrauchen und wie hoch ihre Leistungsspitzen ausfallen.
Lastspitzen reduzieren
Bei leistungsgemessenen Unternehmen hängt ein Teil der Netzentgelte von der höchsten bezogenen Leistung ab. Bei registrierender Lastgangmessung wird die Leistung in Viertelstundenwerten erfasst.
Führt eine Lastspitze zu einem hohen abrechnungsrelevanten Viertelstundenwert, kann sie den Leistungspreis erhöhen. Unternehmen können solche Spitzen beispielsweise vermeiden, indem sie flexible Verbraucher zeitlich verschieben, Anlagen gestaffelt einschalten oder Speicher einsetzen.
Energieverbrauch senken
Jede dauerhaft eingesparte Kilowattstunde reduziert die verbrauchsabhängigen Stromkosten. Voraussetzung ist, dass Unternehmen ihre wesentlichen Verbraucher kennen und Einsparmaßnahmen gezielt bewerten.
Mögliche Maßnahmen sind effizientere Anlagen, optimierte Betriebszeiten, die Vermeidung von Leerlauf oder eine bessere Abstimmung von Produktionsprozessen. Messdaten zeigen, wo besonders hohe Verbräuche auftreten und ob eine Maßnahme tatsächlich wirkt.
Eigenerzeugung und Speicher optimieren
Photovoltaikanlagen, Blockheizkraftwerke oder andere Eigenerzeugungsanlagen können den Strombezug aus dem Netz reduzieren. Entscheidend ist neben der erzeugten Strommenge auch der Eigenverbrauch.
Ein Speicher speichert erzeugten Strom, kann dessen Nutzung zeitlich verschieben und so zusätzlich Lastspitzen begrenzen. Ob sich Eigenerzeugung und Speicher wirtschaftlich lohnen, hängt unter anderem von Lastprofil, Investitionskosten, Strompreis und Nutzungsdauer ab.
Vergünstigungen prüfen
Unternehmen können einzelne Bestandteile des Strompreises reduzieren, wenn sie die gesetzlichen Voraussetzungen erfüllen. Mögliche Vergünstigungen betreffen unter anderem die Stromsteuer, Netzentgelte oder gesetzliche Umlagen.
Ob und in welchem Umfang eine Regelung greift, hängt von Branche, Verbrauch, Lastprofil und Unternehmensstruktur ab. Unternehmen sollten deshalb regelmäßig prüfen, welche Voraussetzungen aktuell gelten.
Beschaffungsstrategie anpassen
Die Beschaffungsstrategie bestimmt, wie schnell sich steigende oder fallende Marktpreise auf den eigenen Strompreis auswirken. Festpreisverträge bieten Planungssicherheit, binden Unternehmen aber für einen bestimmten Zeitraum an vereinbarte Konditionen. Bei einer Tranchenbeschaffung wird die benötigte Strommenge schrittweise zu unterschiedlichen Zeitpunkten beschafft. Das kann über einen Energieversorger oder Energiedienstleister erfolgen; ein eigener Börsenzugang ist dafür nicht erforderlich. Dadurch verteilt sich das Preisrisiko auf mehrere Einkaufszeitpunkte.
Bei einer spotmarktnahen Beschaffung orientieren sich Teile des Strompreises kurzfristig am aktuellen Großhandelspreis. Auch dieses Modell kann über einen Energieversorger umgesetzt werden. Es reagiert schneller auf Marktveränderungen, bringt jedoch stärkere Preisschwankungen mit sich. Ein direkter eigener Einkauf am Großhandelsmarkt ist dagegen komplexer und kommt eher für größere Unternehmen mit entsprechender Marktkenntnis und Infrastruktur infrage.
Auch ein Power Purchase Agreement (PPA) kann Teil der Beschaffungsstrategie sein. Dabei vereinbart ein Unternehmen langfristig den Bezug von Strom, häufig direkt oder über einen Stromhändler mit einem Erzeuger erneuerbarer Energien. Im Unterschied zu einem klassischen Festpreisvertrag mit einem Energieversorger ist ein PPA häufig an eine bestimmte Erzeugungsquelle und langfristige Lieferbedingungen gekoppelt. Dadurch können Unternehmen Strompreise langfristig absichern und zugleich die Herkunft des bezogenen Stroms vertraglich festlegen.
Wie unterstützt Energiemanagement die Kostenkontrolle?
Ein systematisches Energiemanagement schafft die Datengrundlage, mit der Unternehmen ihren Verbrauch, ihre Lastspitzen und die Wirkung von Maßnahmen bewerten können. Dafür erfassen sie die relevanten Energieflüsse, werten diese aus und leiten konkrete Verbesserungen ab.
Der Prozess folgt häufig dem PDCA-Prinzip: Unternehmen planen Maßnahmen, setzen sie um, prüfen die Ergebnisse und passen ihr Vorgehen an. Ein Energiemanagementsystem nach ISO 50001 unterstützt diesen kontinuierlichen Verbesserungsprozess.
Verbrauch und Lastspitzen sichtbar machen
Messgeräte erfassen, wann und wo Strom verbraucht wird. Die Auswertung zeigt beispielsweise:
- Welche Anlagen besonders viel Energie benötigen
- Wann hohe Lastspitzen auftreten
- Wie sich Betriebszeiten und Produktionsprozesse auf den Verbrauch auswirken
- Besonders wichtig ist die kontinuierliche Erfassung der Viertelstundenleistung. Sie macht Lastspitzen sichtbar, die den Leistungspreis erhöhen können.
Maßnahmen gezielt steuern
Auf Grundlage der Messdaten können Unternehmen Verbraucher zeitlich verschieben, Anlagen gestaffelt einschalten oder den Einsatz von Speichern anpassen. Auch unnötige Leerlaufzeiten und ineffiziente Betriebszustände lassen sich erkennen und entsprechende Gegenmaßnahmen ergreifen, wie effizientere Anlagen oder automatisierte Abschaltungen.
Kennzahlen wie der Energieverbrauch pro produzierter Einheit helfen dabei, Anlagen, Prozesse oder Standorte miteinander zu vergleichen. So können Unternehmen priorisieren, an welchen Stellen Maßnahmen den größten Nutzen versprechen.
Ergebnisse dauerhaft überprüfen
Eine einmalige Analyse reicht nicht aus. Verbräuche und Produktionsbedingungen verändern sich. Unternehmen sollten ihre Kennzahlen deshalb regelmäßig prüfen und Maßnahmen bei Bedarf anpassen.
Janitza-Messgeräte erfassen Energieverbräuche und weitere elektrische Messgrößen. Die Netzvisualisierungssoftware GridVis® bereitet diese Daten auf und unterstützt Unternehmen dabei, ungewöhnliche Verbräuche und Einsparpotenziale zu erkennen.
So schafft ein systematisches Energiemanagement Transparenz, unterstützt die Umsetzung geeigneter Maßnahmen und zeigt, ob diese Maßnahmen dauerhaft wirken.
Fazit: Unternehmen können nicht den Marktpreis, aber ihre Stromkosten beeinflussen
Einen einheitlichen Industriestrompreis gibt es nicht. Beschaffungsvertrag, Verbrauch, Netzebene, Lastprofil und mögliche Vergünstigungen bestimmen, wie viel ein Unternehmen tatsächlich zahlt.
Rohstoffpreise, CO2-Kosten und die Merit Order beeinflussen den Börsenpreis. Einzelne Unternehmen können diese Faktoren kaum steuern. Sie können jedoch ihre Beschaffung anpassen, den Energieverbrauch senken, Lastspitzen reduzieren und selbst erzeugten Strom gezielter nutzen.
Die Voraussetzung dafür sind belastbare Messdaten. Ein systematisches Energiemanagement zeigt, wo Strom verbraucht wird, wann hohe Leistungen auftreten und welche Maßnahmen die Kosten tatsächlich senken.
Weiterführende Lösungen von Janitza
Häufige Fragen zum Industriestrompreis
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Warum sinkt mein Strompreis nicht sofort, wenn der Börsenpreis fällt?
Börsenpreise sind nur ein Teil des Industriestrompreises. Netzentgelte, Steuern, Umlagen und Vertriebskosten verändern sich unabhängig davon. Zudem wirken sich sinkende Marktpreise bei langfristigen Verträgen oft erst bei einer neuen Beschaffung oder Vertragsverlängerung aus.
Was ist der Unterschied zwischen Arbeitspreis und Leistungspreis?
Der Arbeitspreis richtet sich nach der verbrauchten Strommenge und wird meist in Cent pro Kilowattstunde angegeben. Der Leistungspreis richtet sich bei leistungsgemessenen Unternehmen nach der höchsten beanspruchten Leistung. Maßgeblich ist häufig der höchste Viertelstundenwert im Abrechnungszeitraum. Eine hohe Lastspitze kann deshalb die jährlichen Netzkosten erhöhen.
Welche Vergünstigungen gibt es für Industrieunternehmen?
Je nach gesetzlichen Voraussetzungen können Unternehmen einzelne Bestandteile des Strompreises reduzieren. Dazu gehören beispielsweise Vergünstigungen bei der Stromsteuer, den Netzentgelten oder bestimmten Umlagen. Ob eine Regelung greift, hängt unter anderem von Branche, Verbrauch, Lastprofil und Unternehmensstruktur ab.
Wie lassen sich Lastspitzen erkennen?
Eine kontinuierliche Leistungsmessung zeigt, wann besonders hohe Strombezüge auftreten. Wichtig sind vor allem die Viertelstundenwerte, da sie häufig die Grundlage für den Leistungspreis bilden. Energiemanagementsoftware kann Lastgänge darstellen und ungewöhnliche Spitzen sichtbar machen.