BERLIN / LONDON (IT BOLTWISE) – Die Prognosen des Analysehauses ICIS deuten darauf hin, dass der durchschnittliche Strompreis in Deutschland bis 2033 weiter sinken könnte. Hintergrund ist vor allem ein erwarteter globaler Überhang bei Erdgas, der die Kosten der Gaskraftwerke dämpfen würde. Gleichzeitig steigt die Stromnachfrage durch Rechenzentren, Wärmepumpen und Elektroautos stark an, und der Netzausbau bleibt ein Kostentreiber. Für Verbraucher und Industrie entscheidet daher nicht nur der Börsenpreis, sondern auch wie hoch die strukturellen Systemkosten ausfallen.
Hohe Energiepreise haben in Deutschland die Debatte über Wettbewerbsfähigkeit dominiert, aber in den kommenden Jahren zeichnet sich nach einem Modellblick aus der Energiewirtschaft eine deutlich weniger angespannte Preisdynamik ab. Das Analysehaus ICIS geht im Basisszenario davon aus, dass der durchschnittliche Jahresstrompreis bis 2033 von aktuell 99 Euro pro MWh auf 63 Euro fällt. Für viele Unternehmen wäre das eine spürbare Entlastung, zumal Strom in energieintensiven Prozessen direkt auf Kostenrechnungen durchschlägt. Gleichzeitig bleibt der Blick auf die Stromrechnung verkürzt, wenn man nur den Großhandelspreis an der Börse betrachtet; denn parallel steigen Netzentgelte und damit ein großer Teil der Endkundenkosten.
Die Erwartung sinkender Börsenpreise ist nicht aus der Luft gegriffen, sondern folgt einer klaren Kette: Gaspreise treiben die Erzeugungskosten von Gaskraftwerken, und diese Kosten wirken wiederum in den Strompreis hinein. Laut ICIS wird der entscheidende Hebel in den globalen Gasmärkten gesehen, insbesondere in einer geplanten Welle neuer LNG-Export-Kapazitäten, die laut Modellannahmen den Effekt der jüngsten Krisen überkompensieren kann. Diese Logik erklärt auch, warum das aktuelle Hoch nicht zwangsläufig dauerhaft fortgeschrieben wird: Seit Ausbruch des Irankriegs seien die Stromkosten für eine Megawattstunde um mehr als 80 Prozent gestiegen. Im vierten Quartal 2026 kostet Strom demnach mehr als 170 Euro pro MWh, während das Jahr 2022 als Höhepunkt der Energiekrise durchschnittlich 235 Euro pro MWh verzeichnete.
Technisch und marktseitig wird die Gegenkraft jedoch schon sichtbar: Die Stromnachfrage wächst in mehreren Schritten gleichzeitig und erhöht damit den Druck auf das System, insbesondere auf Netze und Regelbarkeit. In der Debatte um Engpässe spielt nicht nur die absolute Menge eine Rolle, sondern auch der zeitliche Verlauf. Der Chef von Deutschlands größtem Energiekonzern RWE, Markus Krebber, warnte in einem Interview sinngemäß vor Verteilungskämpfen, falls das Stromangebot nicht schnell genug erweitert wird: „Wenn wir hier nicht das Stromangebot erhöhen, gibt es in fünf Jahren Verteilungskämpfe um Strom“. Gleichzeitig betont ICIS-Analyst Sebastian Braun, dass der Strombedarf in Deutschland durch Wämepumpen, Elektroautos und Rechenzentren stark getrieben wird. Prognosen von ICIS sehen dabei in den nächsten zehn Jahren ein Wachstum von bis zu 90 Prozent bei der Nachfrage durch Rechenzentren, 270 Prozent durch Wärmepumpen und 390 Prozent durch Elektroautos.
Damit stellt sich die eigentliche Frage für die nächsten Jahre anders: Selbst wenn der reine Großhandelspreis fällt, können die Gesamtkosten steigen, weil systemische Umbau- und Absicherungskosten Zeit brauchen. Der Netzausbau ist hierfür ein zentraler Posten. Alexander Weiss, Senior Partner und Energieexperte beim Beratungsunternehmen McKinsey, formulierte den Kern auf den Punkt: „Über 80 Prozent der deutschen Netzinvestitionen werden durch den Anschluss neuer Erneuerbarer ausgelöst“. In der Praxis bedeutet das, dass mehr Erzeugung aus Wind und Solar zwar tendenziell günstigere Preissignale liefert, aber zugleich mehr Infrastruktur benötigt. Diese Netzinvestitionen werden über Netzentgelte auf alle Stromverbraucherinnen und Stromverbraucher umgelegt; und genau diese Entgelte seien in den vergangenen Jahren gestiegen, mit der Tendenz, dass sie auch künftig hoch bleiben dürften.
Auch Fördermechanismen und staatliche Zuschüsse verschieben die Kostenlast zwischen Steuerzahlern und Stromkunden. Für 2026 zahlt der Bund laut dem Text allein 6,5 Milliarden Euro als Zuschuss, um die Entgelte für die Stromübertragungsnetze zu dämpfen. Dazu kommen Milliarden, die sich in der Energiewende über den Bundeshaushalt bewegen: Die Förderung erneuerbarer Energien wird seit 2023 komplett aus dem Bundeshaushalt bestritten; für 2025 werden Kosten von 16,5 Milliarden Euro genannt. Gleichzeitig sind Entlastungsregeln für die Industrie wie Industriestrompreis und Strompreiskompensation befristet, sodass die langfristige Kostenentwicklung politisch und haushalterisch offen bleibt. Dazu passen Hinweise auf mögliche Kürzungen bei Zuschüssen, etwa bei den sogenannten Übertragungsnetzentgelten, sowie neue Zusatzkosten durch die Förderung von Back-up-Kapazitäten in Form von Gaskraftwerken, die über eine neue Umlage finanziert werden sollen.
Ein weiterer Aspekt, der im Alltag oft unterschätzt wird, ist die Rolle von Flexibilität und Lastmanagement, weil sie direkt mit dem Preisgeschehen verknüpft ist. Der politische Fokus liegt in diesem Bereich noch nicht dort, wo er wirtschaftlich wirken könnte. Benjamin Merle-Oberheide, Produktchef bei dem Energieunternehmen Enpal, brachte die Grundidee in einem Satz auf den Punkt: „Die Netzkosten explodieren, und das ist ein Zeichen dafür, dass wir immer noch viel zu sehr in der alten Energiewelt stecken“. Intelligente Flexibilität bedeutet konkret: Erzeugung und Verbrauch werden so gesteuert, dass günstige Stunden genutzt und Preisspitzen vermieden werden. Merle-Oberheide erklärt dazu ein einfaches Beispiel aus Haushalten mit Speichern und nennt die Logik der zeitlichen Verschiebung: Wenn ein Speicher mit zehn Kilowatt Leistung pro Tag nur einmal geladen werden muss, kann das in den günstigsten 20 Prozent der Stunden passieren. Für Unternehmen gilt ein analoges Prinzip: Wer seinen Verbrauch an günstige Tarife koppelt statt durchzuproduzieren, senkt nicht nur Kosten, sondern entlastet zudem das Netz.
Für die Branchenplanung ist deshalb entscheidend, dass ICIS-Szenarien zwar einen Preistrend nach unten skizzieren, aber nicht jedes Risiko ausblenden. Das Modell unterscheidet Hoch-, Basis- und Niedrigpreisszenario, wobei im Hochpreisszenario sehr stark steigende Stromnachfrage und ein hoher CO2-Preis dominieren; im Niedrigpreisszenario verläuft Elektrifizierung deutlich langsamer. Im Basisszenario kann der Durchschnittspreis bis 2033 sinken, doch die strukturellen Bedingungen drehen sich später: Das Modell erwartet, dass das Verhältnis aus Angebot und Nachfrage ab Mitte der 2030er-Jahre kippt, wenn Datenzentren, Wärmepumpen und Elektromobilität deutlicher skalieren. Zudem spielen grenzüberschreitende Faktoren hinein, etwa der geplante Rückbau französischer Atomkapazitäten: Der Text nennt als Grund, dass viele Anlagen Mitte der 2040er-Jahre das Lebenszeitende erreichen und abgeschaltet werden müssen. Unterm Strich lautet die Botschaft für Entscheidungsträger daher nicht „Börse allein“, sondern „Systemkosten managen“ – inklusive Netzinvestitionen, Flexibilitätsstrategie und Beschaffungsplanung über die Preisschwankungen hinweg.
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