Strombeschaffung 2027: Jetzt fixieren oder abwarten? Strategien für Industriebetriebe

Das Wichtigste in Kürze

• Der Strompreis für 2027 ist so hoch wie seit Jahren nicht: Das Base-Jahresband 2027 notierte am 19.10.2026 bei 146,45 €/MWh – innerhalb von 26 Wochen lag der Tiefstwert bei 89,71 €/MWh.
• Auch der Spotmarkt ist teuer: Im Oktober 2026 lag der Day-Ahead-Preis im Mittel bei 169,40 €/MWh, rund doppelt so hoch wie im Oktober 2025 (84,35 €/MWh).
• Die Terminkurve fällt deutlich: 2028 (110,28 €/MWh) und 2029 (94,42 €/MWh) notieren weit unter 2027. Der Markt preist eine Entspannung ein – garantiert ist sie nicht.
• Wer 2027 noch offen hat, sollte weder alles auf einmal fixieren noch komplett abwarten. Ein Tranchenplan mit festen Zielanteilen und Preisgrenzen verteilt das Timing-Risiko.

Ausgangslage: Warum die Beschaffung für 2027 gerade so schwierig ist

Viele Industriebetriebe kaufen ihren Strom für das Folgejahr im vierten Quartal ein. In diesem Jahr fällt diese Phase in einen Markt auf Mehrjahreshoch. Treiber ist vor allem das Gas: Die Spannungen im Nahen Osten, niedrige Gasspeicherfüllstände, die asiatische Nachfrage und eine zuletzt schwache Kernkraftverfügbarkeit in Frankreich haben die Terminpreise nach oben gedrückt [1]. Weil Gaskraftwerke in vielen Stunden den Strompreis setzen, schlägt jeder Anstieg beim Gas auf den Strom-Terminmarkt durch.

Die Zahlen zeigen das Ausmaß:

• Terminmarkt: Base-Jahresband 2027 am 19.10.2026: 146,45 €/MWh, +2,6 % in einer Woche. Das ist zugleich das 26-Wochen-Hoch; das 26-Wochen-Tief lag bei 89,71 €/MWh [1].
• Spotmarkt: Der durchschnittliche Day-Ahead-Preis ist seit dem Frühjahr Monat für Monat gestiegen – von 78,43 €/MWh im April auf 126,85 €/MWh im August, 144,84 €/MWh im September und 169,40 €/MWh im Oktober 2026 [2].
• Saisonalität: Das erste Quartal 2027 ist besonders teuer. Base Q1 2027 notierte am 19.10.2026 bei 186,10 €/MWh, Base Q2 2027 bei 121,20 €/MWh [1].

In unseren Gesprächen mit Energie- und Einkaufsverantwortlichen hören wir deshalb derzeit vor allem eine Frage: Jetzt fixieren – oder abwarten, bis die Preise wieder fallen?

Definition: Tranchenbeschaffung

Bei der Tranchenbeschaffung wird die benötigte Strommenge nicht zu einem einzigen Zeitpunkt eingekauft, sondern in mehreren Teilmengen (Tranchen) über einen längeren Zeitraum am Terminmarkt fixiert. Der Einkaufspreis ergibt sich als Durchschnitt der einzelnen Tranchen. Ziel ist nicht, den günstigsten Tag zu treffen, sondern das Risiko eines ungünstigen Einzelzeitpunkts zu vermeiden.

Die drei Grundmodelle der Strombeschaffung

1. Festpreis / Vollversorgung

Der Versorger liefert die gesamte Menge zu einem festen Preis, der zu einem Stichtag kalkuliert wird.

• Vorteil: maximale Planbarkeit, wenig Aufwand.
• Nachteil: Der gesamte Preis hängt an einem Tag. Wer im aktuellen Markt fixiert, sichert sich das Mehrjahreshoch. Dazu kommen Risikoaufschläge des Versorgers und häufig enge Toleranzbänder für die Abnahmemenge.

2. Tranchen über den Terminmarkt

Die Menge wird in mehreren Schritten über Jahres-, Quartals- oder Monatsprodukte eingekauft.

• Vorteil: Das Timing-Risiko verteilt sich; steigende und fallende Phasen gleichen sich im Durchschnitt aus.
• Nachteil: Erfordert einen festen Plan, Marktbeobachtung und schnelle Entscheidungen. Ohne Regeln wird aus Tranchen schnell wieder Bauchgefühl.

3. Strukturierte Beschaffung mit Spotanteil und PPA

Ein Teil wird über Tranchen fixiert, ein Teil bleibt am Spotmarkt, optional ergänzt um ein Power Purchase Agreement (PPA) für Wind- oder Solarstrom.

• Vorteil: Flexibilität bei schwankendem Verbrauch, Teilhabe an günstigen Stunden – etwa bei negativen Strompreisen, die es 2026 bis Ende Oktober in rund 1.860 Viertelstunden gab [2]. Ein PPA bringt zusätzlich eine langfristige Preiskomponente.
• Nachteil: Der Spotanteil bleibt ungesichert. Wie der Herbst 2026 zeigt, kann er teuer werden. PPA-Angebote sind oft nur kurz gültig und setzen eine belastbare Mengenplanung voraus.

In der Praxis sehen wir häufig Aufteilungen wie 70 % Terminmarkt / 30 % Spot oder 40 % Terminmarkt / 30 % PPA / 30 % Spot. Die richtige Mischung hängt vom Lastprofil, der Planbarkeit der Produktion und der Risikobereitschaft ab.

Rechenbeispiel: Was das Timing bei 5 GWh kostet

Ein Betrieb benötigt 2027 rund 5 GWh (5.000 MWh) Strom. Betrachtet wird nur der reine Energiepreis auf Basis Base-Jahresband – ohne Netzentgelte, Steuern, Umlagen, Lieferantenmarge und Profilaufschlag.

Variante A – alles auf einmal fixieren (Stand 19.10.2026): 5.000 MWh × 146,45 €/MWh = 732.250 €

Was der Zeitpunkt ausmacht:

• Jeder Euro pro MWh entspricht bei 5 GWh 5.000 € pro Jahr; 10 €/MWh entsprechen 50.000 €.
• Zwischen 26-Wochen-Tief (89,71 €/MWh) und -Hoch (146,45 €/MWh) des Jahresbands 2027 liegen 56,74 €/MWh – bei 5 GWh sind das 283.700 € [1]. So groß kann der Unterschied zwischen zwei Einkaufstagen innerhalb eines halben Jahres sein.

Variante B – 70 % in Tranchen, 30 % Spot: 3.500 MWh werden in mehreren Tranchen fixiert; der Preis entspricht dem Durchschnitt der Kaufzeitpunkte. 1.500 MWh bleiben am Spotmarkt. Wie stark der Spotanteil schwankt, zeigt 2026: Zwischen dem Monatsmittel im April (78,43 €/MWh) und im Oktober (169,40 €/MWh) liegen 90,97 €/MWh [2]. Auf 1.500 MWh hochgerechnet entspricht diese Spanne rund 136.000 €.

Was das zeigt: Weder Fixieren noch Abwarten ist risikofrei. Ein einziger Kaufzeitpunkt kann sechsstellig danebenliegen, ein großer Spotanteil auch. Ein Tranchenplan begrenzt beides – und macht die Beschaffung intern erklärbar, weil Entscheidungen auf vorab festgelegten Regeln beruhen.

Wichtig: Der tatsächliche Preis hängt auch vom Lastprofil ab. Betriebe mit hohem Verbrauch in teuren Stunden zahlen einen höheren Profilaufschlag als solche mit gleichmäßiger Last (siehe unsere Analyse zum Profilaufschlag in der Nahrungsmittelindustrie).

Die häufigsten Fehler bei der Strombeschaffung

1. Die gesamte Menge an einem Tag fixieren. Im aktuellen Markt bedeutet das: Einkauf nahe dem Mehrjahreshoch, ohne Chance auf spätere Korrektur.
2. Komplett abwarten. Wer auf fallende Preise setzt und nichts absichert, ist voll dem Spotmarkt ausgesetzt – im Oktober 2026 im Mittel 169,40 €/MWh [2].
3. Prognose und Toleranzmengen ignorieren. Wer zu viel fixiert, muss Überschüsse womöglich unter Einstandspreis zurückverkaufen; wer zu wenig fixiert, kauft teuer nach. Schwankt die Produktion stark, sollte nur der sichere Sockelverbrauch fixiert werden.
4. PPA ohne Mengenplanung. Ein PPA kann den Durchschnittspreis senken, erzeugt aber Über- oder Unterdeckung, wenn Erzeugungs- und Verbrauchsprofil nicht zusammenpassen.
5. Angebote zu spät annehmen. Festpreis- und PPA-Angebote gelten im volatilen Markt oft nur wenige Stunden oder Tage. Wer erst Gremien einberufen muss, verliert das Angebot.

Fahrplan: Was Sie bis Jahresende tun sollten

1. Bedarf prüfen: Lastgang und Prognose für 2027 aktualisieren. Wie viel ist sicherer Sockelverbrauch, wie viel schwankt mit der Produktion?
2. Zielanteile festlegen: Welcher Anteil wird über den Terminmarkt fixiert, welcher bleibt am Spotmarkt, kommt ein PPA infrage?
3. Preisgrenzen definieren: Ab welchem Preis wird nachgekauft, ab welchem pausiert? Diese Regeln vorab mit Geschäftsführung und Einkauf abstimmen.
4. Tranchenplan aufstellen: Zeitfenster und Produkte festlegen (Jahres-, Quartals-, Monatsprodukte). Gerade das teure erste Quartal 2027 lässt sich über Monats- oder Quartalsprodukte gezielter steuern.
5. Entscheidungswege klären: Wer darf innerhalb welcher Frist kaufen? So lassen sich kurz gültige Angebote nutzen.
6. Mehrjährig denken: Die Terminpreise für 2028 und 2029 liegen deutlich unter 2027 [1]. Prüfen Sie, ob ein Teil der Mengen für die Folgejahre jetzt schon in den Tranchenplan gehört.

Häufige Fragen zur Strombeschaffung 2027

Sollte ich mit dem Einkauf für 2027 warten, bis die Preise fallen?

Komplett zu warten ist eine Wette auf fallende Preise. Der Markt rechnet zwar mit einer Entspannung für 2028 und 2029 [1], für 2027 gibt es dafür keine Garantie. Sinnvoller ist es, einen Teil der Menge jetzt in Tranchen abzusichern und den Rest nach klaren Preisgrenzen zu steuern.

Sind Quartals- und Monatsprodukte sinnvoll?

Sie erlauben eine genauere Anpassung an saisonalen Verbrauch und an die teuren Wintermonate. Dafür sind sie aufwendiger in der Steuerung. Für Betriebe mit gleichmäßiger Last reicht oft das Jahresband, ergänzt um gezielte Quartalsprodukte.

Was passiert, wenn die Preise nach meinem Kauf fallen?

Bei einer Tranchenbeschaffung profitieren die noch offenen Tranchen und der Spotanteil davon. Genau das ist der Sinn: Der Durchschnittspreis glättet Ausschläge in beide Richtungen.

Lohnt sich ein PPA für 2027?

Das hängt vom Angebotspreis, der Laufzeit und dem eigenen Lastprofil ab. Ein PPA lohnt sich vor allem, wenn die Erzeugung gut zum Verbrauch passt und die Menge langfristig planbar ist.

Fazit

Die Strombeschaffung für 2027 fällt in einen Markt auf Mehrjahreshoch. Wer jetzt alles fixiert, sichert sich hohe Preise; wer alles offen lässt, trägt das volle Spotrisiko. Der robustere Weg ist ein Tranchenplan mit festen Zielanteilen, Preisgrenzen und klaren Entscheidungswegen – ergänzt um einen Blick auf 2028 und 2029, wo die Terminpreise deutlich niedriger liegen.

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Quellen

[1] Stadtwerke Bamberg: Marktbericht 43/2026 – Strom, 20.10.2026 (Preise Stand 19.10.2026, Datenbasis EEX). https://www.stadtwerke-bamberg.de/fileadmin/user_upload/Dokumente/Geschaeftskunden/Stromberichte/20261020_Strombericht_SW_Bamberg.pdf

[2] Energy-Charts (Fraunhofer ISE): Day-Ahead-Preise Gebotszone DE-LU, Viertelstundenwerte, Daten: Bundesnetzagentur | SMARD.de, Lizenz CC BY 4.0, abgerufen am 02.11.2026; Monatsmittel als arithmetisches Mittel eigene Berechnung. https://www.energy-charts.info