Aktuelle Richtwerte für Industriestrompreise auf einen Blick

Welcher Richtwert am aussagekräftigsten ist, hängt von der jeweiligen Fragestellung ab. Die folgenden Zahlen sollten nebeneinander betrachtet und nicht zu einem Durchschnittswert zusammengefasst werden.

Tabelle 1. Aktuelle Richtwerte für Industriestrompreise nach Quelle, von 10,73 bis 19,22 ct/kWh.

Die neuesten Daten zu Neuverträgen für 2026

Zu den verfügbaren Indikatoren gehört ein SMARD-modelliertes Szenario von 10,73 ct/kWh unter Berücksichtigung maximaler Entlastungen sowie eine VEA-Beobachtung für Neuverträge vom April 2026 in Höhe von 17,9 ct/kWh, wiedergegeben durch den BDEW. Diese Zahlen basieren auf unterschiedlichen Methoden und Kundenkreisen und dürfen nicht als Unter- und Obergrenze einer einzigen Marktpreisspanne missverstanden werden.

Die monatliche VEA-Reihe, die in der BDEW-Analyse vom April wiedergegeben wird, zeigt, dass die Preise für neu abgeschlossene Verträge mit Lieferbeginn in der zweiten Jahreshälfte 2026 für die ausgewählten kleinen und mittleren Industrieprofile in den ersten vier Monaten des Jahres 2026 gestiegen sind. Die Reihe weist 16,0 ct/kWh im Januar, 16,0 ct/kWh im Februar, 16,9 ct/kWh im März und 17,9 ct/kWh im April aus. (Quelle: VEA, wiedergegeben durch den BDEW.)

Tabelle 2. Monatliche Neuvertragspreise des VEA, Januar bis April 2026.

Der Wert für das erste Quartal von 16,3 ct/kWh ist der Durchschnitt der Beobachtungen für Januar, Februar und März. Der Gesamtwert von 16,7 ct/kWh schließt den April mit ein und ist somit ein Durchschnittswert für den Zeitraum Januar bis April. Keiner dieser Werte sollte als Preis für das gesamte Jahr 2026 bezeichnet werden.

Wie hoch ist der durchschnittliche Industriestrompreis in Deutschland?

Der aktuellste umfassende offizielle Durchschnittswert liegt bei 19,22 ct/kWh für deutsche Nicht-Haushaltskunden im zweiten Halbjahr 2025, exklusive Mehrwertsteuer und anderer erstattungsfähiger Steuern. Dies ist der breiteste aktuelle offizielle Richtwert für Nicht-Haushaltskunden, er ist jedoch kein reiner Durchschnitt für das verarbeitende Gewerbe und sollte nicht als der Preis interpretiert werden, den ein repräsentativer Industriebetrieb zahlt. (Quelle: Destatis.)

Der Begriff „durchschnittlicher Industriestrompreis“ kann daher irreführend sein, wenn das Kundenprofil nicht spezifiziert ist. Die Gesamtzahl von Destatis umfasst alle Nicht-Haushaltsverbrauchsklassen, einschließlich Unternehmen, Gewerbebetrieben und öffentlichen Einrichtungen. Sie sollte als nationaler Referenzpunkt dienen und nicht als Ersatz für die Vertrags- oder Rechnungsdaten eines einzelnen Unternehmens.

Wie wird der durchschnittliche Industriestrompreis berechnet?

Destatis ermittelt den Durchschnitt aus den von Stromanbietern gemeldeten Verkaufspreisen und gewichtet die Ergebnisse nach den in definierten Jahresverbrauchsklassen abgesetzten Mengen. Der nationale Wert ist somit ein strommengengewichteter Durchschnitt und kein einfacher Mittelwert, bei dem jeder Tarif oder jedes Unternehmen gleich stark gewichtet wird.

Eurostat veröffentlicht die harmonisierten deutschen Daten im Datensatz nrg_pc_205. Die in diesem Artikel genannten Daten beziehen sich auf das zweite Halbjahr 2025 und wurden im Mai 2026 aktualisiert. Jede Eurostat-Zahl sollte zusammen mit ihrem Berichtszeitraum, dem jährlichen Verbrauchsband und der steuerlichen Dimension veröffentlicht werden. (Quellen: Destatis; Eurostat.)

Tabelle 3. Die drei Strompreis-Steuerdefinitionen von Eurostat: X_TAX, X_VAT und I_TAX.

Der durchschnittliche Gesamtpreis für Nicht-Haushaltskunden im 2. Halbjahr 2025 lag gemäß der Definition X_VAT bei 19,22 ct/kWh. Für das Verbrauchsband von 2.000 bis 20.000 MWh wurde im selben Zeitraum ebenfalls ein Wert von 19,22 ct/kWh gemeldet. Dies sind separate Zeilen im Datensatz, die nicht miteinander verwechselt werden sollten.

Industriestrompreise nach Verbrauchsband

Industriestrompreise sinken in der Regel mit steigendem Jahresverbrauch, wobei die Unternehmensgröße allein nicht ausschlaggebend ist. Auch die Spannungsebene, das Lastprofil, die Beschaffungskonditionen und der Zugang zu Entlastungen beeinflussen den effektiven Preis.

Kleine Nicht-Haushaltskunden mit einem Jahresverbrauch von weniger als 20 MWh zahlten im Durchschnitt 32,58 ct/kWh im zweiten Halbjahr 2025, während Verbraucher mit mehr als 150 GWh 13,07 ct/kWhzahlten. Beide Werte verstehen sich exklusive Mehrwertsteuer und anderer erstattungsfähiger Steuern.

(Quelle: Destatis.)

Für fünf kleine und mittlere Industrieprofile mit einem Jahresverbrauch zwischen 160.000 kWh und 20 GWh weist die vom BDEW wiedergegebene VEA-Reihe einen durchschnittlichen Neuvertragspreis von 16,7 ct/kWh für Verträge aus, die zwischen Januar und April 2026 beobachtet wurden und deren Belieferung im zweiten Halbjahr 2026 beginnt.

(Quelle: VEA, wiedergegeben durch BDEW.)

Für größere Industrieverbraucher lauten die vom BDEW wiedergegebenen aktualisierten Eurostat-Werte für das Gesamtjahr 2025:

• 15,9 ct/kWh bei 20–70 GWh pro Jahr
• 14,4 ct/kWh bei 70–150 GWh pro Jahr

(Quelle: Eurostat, wiedergegeben durch BDEW.)

Die Ausgabe vom Januar 2026 der BDEW-Strompreisanalyse meldete 15,8 ct/kWh für das Abnahmeband von 20–70 GWh und 14,5 ct/kWh für das Abnahmeband von 70–150 GWh, basierend auf den damals verfügbaren Eurostat-Daten für das erste Halbjahr 2025. Die Ausgabe vom April 2026 berücksichtigte die vollständigen Daten für 2025 und aktualisierte die Werte auf 15,9 ct/kWh beziehungsweise 14,4 ct/kWh. Für diese Abnahmebänder lagen noch keine Werte für 2026 vor.

Zum Stichtag 21. Juli 2026 waren in der BDEW-Analyse vom April 2026 noch keine Eurostat-Werte für 2026 für die Abnahmebänder von 20–70 GWh und 70–150 GWh verfügbar. Diese sollten nicht aus den Datenreihen für kleinere Verbraucher extrapoliert werden.

Balkendiagramm mit dem Titel „Industriestrompreise nach Abnahmeband“, das die deutschen Industriestrompreise nach jährlichem Verbrauch darstellt: unter 20 MWh/Jahr bei 32,58 ct/kWh, 0,16–20 GWh/Jahr bei 16,70 ct/kWh, 20–70 GWh/Jahr bei 15,90 ct/kWh, 70–150 GWh/Jahr bei 14,40 ct/kWh und über 150 GWh/Jahr bei 13,07 ct/kWh. Quellen: Destatis/Eurostat nrg_pc_205 (H2 2025); VEA, wiedergegeben in der BDEW-Strompreisanalyse April 2026; Eurostat, wiedergegeben in der BDEW-Strompreisanalyse April 2026.

Der beobachtete Preis sinkt in der Regel mit steigendem Jahresverbrauch. Größere Abnehmer schließen oft an höheren Spannungsebenen an, verfügen über besser planbare Lastprofile, beschaffen größere Mengen und haben möglicherweise Zugang zu Entlastungsmechanismen, die kleineren Nutzern nicht offenstehen. Der Jahresverbrauch allein bestimmt jedoch nicht den Endpreis.

Warum unterscheiden sich Industriestrompreise je nach Quelle?

Die Zahlen unterscheiden sich, weil die Quellen darauf ausgelegt sind, unterschiedliche Fragen zu beantworten. Ein modellierter monatlicher Referenzwert, ein Angebot für Neuverträge und ein beobachteter Sechsmonatsdurchschnitt sind keine konkurrierenden Schätzungen derselben Kennzahl.

Tabelle 4. Acht Gründe für Unterschiede bei Industriestrompreisen zwischen verschiedenen Quellen.

Beispielsweise ist der VEA/BDEW-Wert von 16,7 ct/kWh ein Durchschnittswert für ausgewählte Neuverträge im Zeitraum Januar bis April 2026. Der Wert von 19,22 ct/kWh von Destatis ist ein mengengewichteter Durchschnitt für das zweite Halbjahr 2025 über alle Nicht-Haushalts-Verbrauchsklassen hinweg. Eine Mittelwertbildung beider Zahlen würde keinen aussagekräftigen Industriestrompreis für Deutschland ergeben.

Ältere Publikationen können zudem legitime Zwischenwerte enthalten. Eine Zahl, die im Laufe des Jahres 2025 verfügbar war, kann von dem aktualisierten Jahreswert abweichen, der 2026 veröffentlicht wurde, da zwischenzeitlich zusätzliche Vertrags- oder Eurostat-Daten vorlagen.

Dasselbe Prinzip gilt für die vom BDEW wiedergegebene VEA-Reihe für Neuverträge. Im Jahr 2023 entfielen 21,6 ct/kWh auf Beschaffung, Netzentgelte und Vertrieb. Der vollständige Neuvertragspreis lag nach Einbeziehung von Steuern, Abgaben und Umlagen bei 24,5 ct/kWh. (Quelle: VEA, wiedergegeben durch BDEW.)

Neuverträge im Vergleich zu bestehenden Stromlieferverträgen

Die Preise für neu abgeschlossene Stromverträge können schneller auf aktuelle Beschaffungsbedingungen reagieren als die Durchschnittspreise bestehender Verträge. Die vom BDEW nachgebildete VEA-Reihe für mittelständische Industrieprofile umfasst ausschließlich Neuverträge mit Lieferbeginn im nächsten Halbjahr. Sie spiegelt daher aktuelle Lieferantenangebote und Beschaffungsbedingungen schneller wider als der vom Statistischen Bundesamt ermittelte Durchschnitt.

Bestehende Verträge können folgende Aspekte widerspiegeln:

•  Festpreise, die in einer früheren Marktphase vereinbart wurden
•  Mehrjährige Absicherungsstrategien oder gestaffelte Beschaffung
•  Spotmarkt- oder indexbasierte Belieferung
•  Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements)
•  Eigenerzeugung
•  Vertragsspezifische Mengentoleranzen und Bilanzierungsregeln

Ein Rückgang der Großhandelspreise führt daher nicht unmittelbar zu einer Senkung der Stromrechnung jedes Unternehmens. Umgekehrt kann eine bestehende Absicherung ein Unternehmen vor steigenden Marktpreisen schützen.

Wie wird der Industriestrompreis in Deutschland berechnet?

Der Industriestrompreis setzt sich aus Beschaffungs-, Vertriebs-, Netz- und staatlich veranlassten Kosten zusammen, abzüglich etwaiger Entlastungen, für die das Unternehmen qualifiziert ist. Die Gewichtung dieser Komponenten variiert je nach Standort und Vertrag.

Industriestrompreis = Beschaffungs- und Vertriebskosten + Netzentgelte + Steuern und staatliche Abgaben - anrechenbare industrielle Entlastungen

Energiebeschaffungskosten

Die Energiebeschaffungskosten hängen davon ab, wie und wann Strom eingekauft wird. Die Beschaffung kann Day-Ahead- und Intraday-Käufe, Monats- und Quartalsprodukte, Jahres-Futures, Festpreis-Lieferverträge, Stromlieferverträge (PPAs) sowie Eigenerzeugung umfassen.

SMARD berechnet die modellierten Beschaffungskosten monatlich auf Basis von Day-Ahead-Preisen, Monats- und Quartalsprodukten sowie Jahres-Futures. Die Produkte werden gemäß den durch das Monitoring der Bundesnetzagentur beobachteten Beschaffungsstrategien gewichtet. Eine spotmarktnahe Beschaffung reagiert schnell auf Marktveränderungen. Eine stark abgesicherte Strategie bietet mehr Preisstabilität, kann jedoch den Vorteil sinkender Großhandelspreise verzögern. (Quelle: Bundesnetzagentur/SMARD.)

Netzentgelte

Netzentgelte finanzieren den Betrieb, die Instandhaltung und den Ausbau der Stromnetze. Industrielle Entgelte können einen verbrauchsbasierten Arbeitspreis, einen Leistungspreis basierend auf der maximalen Nachfrage, Messkosten, vorgelagerte Netzkosten sowie standortspezifische Vereinbarungen umfassen.

Das Ergebnis hängt vom Netzbetreiber, der Spannungsebene, der Spitzenlast, dem Jahresverbrauch und den Betriebsstunden ab. Die Bundesregierung stellt für 2026 einen Zuschuss in Höhe von 6,5 Milliarden Euro für die Übertragungsnetzentgelte bereit. Diese Maßnahme kommt den Verbrauchern allgemein zugute und ist von dem gezielten Industriestrompreisprogramm zu unterscheiden. (Quelle: Bundesregierung.)

Individuelle Netzentgeltreduzierungen können zudem bei atypischer oder besonders intensiver Netznutzung möglich sein. Diese müssen für jeden Standort individuell geprüft werden und lassen sich nicht allein aus dem Jahresverbrauch ableiten.

Steuern, Abgaben und staatliche Umlagen

Steuern und gesetzliche Abgaben können Stromsteuer, Konzessionsabgaben, netzseitige Umlagen sowie nicht erstattungsfähige Umsatzsteuer umfassen. Der reguläre deutsche Stromsteuersatz beträgt 20,50 €/MWh, was 2,05 ct/kWh entspricht. Anspruchsberechtigte Unternehmen können eine Entlastung von 20 €/MWh erhalten, sodass eine effektive Belastung von 0,50 €/MWh bzw. 0,05 ct/kWh verbleibt. (Quelle: Zoll.)

Die effektive gesetzliche Belastung hängt von der branchenrechtlichen Einstufung des Unternehmens, der Art der Stromverwendung, der Erstattungsfähigkeit von Steuern, Mindestschwellenwerten, Antragsanforderungen sowie der Berechtigung für Entlastungen oder Befreiungen ab.

Lieferantenkosten und Margen

Lieferantenkosten und Margen decken die kommerziellen Aktivitäten und Risiken der Stromlieferung ab. Dazu können Handel und Absicherung (Hedging), Lastprognosen, Ausgleichsenergie, Abrechnung, Kreditrisiken, Mengenrisiken, Kundenverwaltung sowie die Lieferantenmarge gehören.

SMARD geht davon aus, dass Vertriebskosten und Marge etwa 5 % des modellierten Industriestrompreises ausmachen. Dies ist eine Modellannahme und keine beobachtete Marge, die für jeden Lieferanten oder Vertrag gilt. (Quelle: Bundesnetzagentur/SMARD.)

Industrielle Entlastungen und Befreiungen

Industrierabatte können die Stromsteuer, Netzentgelte, gesetzliche Umlagen oder einen Teil der Großhandelspreisbelastung reduzieren. Zu den relevanten Mechanismen zählen die ermäßigte Stromsteuer, prozessspezifische Stromsteuerentlastungen, individuelle Netzentgeltvereinbarungen, die Besondere Ausgleichsregelung, der Strompreiskostenausgleich, das subventionierte Industriestrompreis-Unterstützungsprogramm für 2026–2028 sowie die staatliche Übertragungsnetzkostensubvention.

Jeder Mechanismus hat seine eigene Rechtsgrundlage, anspruchsberechtigte Sektoren, geförderte Mengen und Antragsverfahren. Die Qualifikation für einen Mechanismus begründet nicht automatisch die Berechtigung für einen anderen, und beihilferechtliche Regeln können eine Doppelförderung für dieselbe Strommenge einschränken. (Quelle: BMWK.)

Eine detaillierte Erläuterung des Programms 2026–2028 und dessen Zusammenspiel mit anderen Entlastungsmaßnahmen finden Sie unter Industriestrompreis in Deutschland: Kosten, Regeln und Auswirkungen 2026–2028. Die Investitions- und Nachweisanforderungen werden separat unter Industriestrompreis: Warum Entlastung an Investitionen geknüpft ist behandelt.

Welchen Referenzwert sollte ein Unternehmen verwenden?

Kein nationaler Referenzwert kann die eigenen Vertrags- und Rechnungsdaten eines Unternehmens ersetzen. Der geeignete externe Referenzwert hängt von der jeweiligen Entscheidung ab:

• Nutzen Sie das SMARD-Modell, um die aktuelle Tendenz eines modellierten Industriestrompreises zu verfolgen und die Auswirkungen modellierter Reduzierungen zu vergleichen.
• Nutzen Sie die vom BDEW reproduzierte VEA-Reihe, wenn Sie aktuelle Neuvertragskonditionen für kleine und mittlere Industrieprofile innerhalb des angegebenen Geltungsbereichs bewerten.
• Nutzen Sie Destatis oder Eurostat für beobachtete Benchmarks innerhalb eines definierten Verbrauchsbandes und einer Steuerbasis.
• Nutzen Sie den tatsächlichen Vertrag, das Netzentgelt, das Lastprofil, die Steuern und den Entlastungsstatus des Unternehmens, um standortspezifische Kosten zu schätzen.

Preis-Benchmarking ist nur der erste Schritt. Unternehmen, die ihre effektiven Stromkosten senken wollen, müssen Beschaffungsentscheidungen zudem mit Effizienz, Lastspitzenmanagement und flexiblem Betrieb verknüpfen. Siehe Energieflexibilität vs. Energieeffizienz in der Industrie für eine praktische Erläuterung, wie diese Hebel zusammenwirken.

Beziehung zum deutschen Industriestrompreis-Unterstützungsprogramm

Die in diesem Artikel modellierten, auf Neuverträgen basierenden und beobachteten Preise sollten nicht mit dem subventionierten deutschen Industriestrompreis-Unterstützungsprogramm verwechselt werden. Das viel diskutierte Niveau von 5 ct/kWh ist ein Untergrenzenwert, der bei der Beihilfeberechnung für einen Teil des anspruchsberechtigten Verbrauchs verwendet wird und nur für qualifizierte Unternehmen gilt. Es handelt sich weder um den vollständigen Strompreis, den ein anspruchsberechtigtes Unternehmen zahlt, noch steht er jedem Industrieunternehmen zur Verfügung.

Die Anspruchsvoraussetzungen, der geförderte Verbrauchsanteil, das Antragsverfahren und das Zusammenspiel mit anderen Entlastungsmaßnahmen werden erläutert in Industriestrompreis in Deutschland: Kosten, Regeln und Auswirkungen 2026-2028Der separate Artikel Industriestrompreis: Warum Entlastung an Investitionen geknüpft ist konzentriert sich auf die Anforderungen an Reinvestition und Transformation.

Worauf sollten Unternehmen jetzt achten?

Das aktuelle Bild wird sich mit der Veröffentlichung neuer Monats-, Halbjahres- und Jahresdaten verändern. Die wichtigsten Updates sind:

• Monatliche SMARD-Werte für modellierte Preise mit und ohne Entlastungen.
• Spätere BDEW-Strompreisanalysen und die zugrunde liegenden VEA-Neuabschlussreihen.
• Destatis- und Eurostat-Daten für das erste Halbjahr 2026, einschließlich aktualisierter Verbrauchsbandvergleiche.
• Veränderungen bei Großhandelspreisen, Gasmärkten, Erneuerbaren-Einspeisung, Netzentgelten und Vertragsbedingungen.

Marktvolatilität interagiert zunehmend mit physischen Betriebsbeschränkungen. Der Etalytics-Artikel Extremwetter definiert industrielles Energiemanagement neu erläutert, warum Preisrisiken, Kühlbedarf, Wetter und betriebliche Resilienz nicht mehr getrennt voneinander betrachtet werden können.

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