Strom, Gas, CO2 und Erneuerbare im umfassenden Monatsrückblick
Unsere Themen in diesem Monatsrückblick
April 2026: Zwischen Preisentspannung, Speicherfrage und wachsender Strommarkt-Dynamik
Im April 2026 zeigte sich der Energiemarkt in einer Phase hoher Gleichzeitigkeit: Am Gasmarkt entspannte sich das Preisniveau gegenüber den akuten Ausschlägen der Vorwochen zwar teilweise wieder, zugleich blieb die Unsicherheit rund um Speicherbefüllung, LNG-Verfügbarkeit und geopolitische Risiken hoch. Im Strommarkt nahmen saisonal bedingt sehr niedrige und negative Spotpreise zu, getrieben durch die stärkere Einspeisung aus Photovoltaik und Wind. Parallel blieb der Markt politisch geprägt – etwa durch Diskussionen um CO2, Kapazitätsmarkt, Fördermittel und den Industriestrompreis. Für Unternehmen wurde damit noch deutlicher: Energiepreise lassen sich nicht mehr isoliert betrachten, sondern nur im Zusammenspiel von Beschaffung, Flexibilität, Regulierung und eigener Organisationsfähigkeit.
Was den April geprägt hat
Niedrige Gasspeicherstände erhöhten die Preissensibilität mit Blick auf die anlaufende Einspeichersaison; der Füllstand in Deutschland lag am 9. Mai bei 27,59 %.
Die Gasmärkte blieben stark von geopolitischen Spannungen und der Bedeutung globaler LNG-Flüsse geprägt, insbesondere mit Blick auf zentrale Transportrouten und Erwartungen am Markt.
Im Strommarkt stieg die Zahl sehr niedriger und negativer Preise saisonal an, weil hohe PV-Einspeisung auf begrenzte Flexibilität und zeitweise schwächere Nachfrage traf.
Die Diskussion um einen künftigen Kapazitätsmarkt verdeutlichte den Strukturwandel im Stromsystem: Überschussstunden und Absicherungsbedarf bestehen zunehmend parallel.
CO2-Kosten, Industriestrompreis, Entlastungen und Fördermittel unterstrichen, wie stark Energiepreise und Transformationsentscheidungen inzwischen politisch mitgeprägt werden.
Strommarkt im Rückblick:
Erneuerbare Einspeisung dämpfte den Terminmarkt, erhöhte aber die Spotdynamik
Der Stromterminmarkt zeigte sich im April 2026 wechselhaft, insgesamt jedoch etwas entspannter als in den Vormonaten. Die enge Kopplung an den Gasmarkt und die geopolitische Lage blieb bestehen, gleichzeitig gewannen saisonale Entlastungsfaktoren an Bedeutung. Vor allem die zunehmende Einspeisung aus erneuerbaren Energien wirkte preisdämpfend. Dennoch reagierte der Markt weiterhin sensibel auf externe Impulse, weil fossile Kraftwerke in Phasen schwächerer Einspeisung weiterhin preisbestimmend bleiben. Für die Jahreskontrakte ergaben sich im Betrachtungszeitraum folgende Veränderungen: 2027 -1,1 %, 2028 +1,5 % und 2029 -1,1 %. Bei den Quartalskontrakten lagen die Veränderungen bei Q3.26 -3,7 %, Q4.26 -3,2 % und Q1.27 -1,1 %.
Die Entwicklung im April zeigte damit zweierlei: Einerseits sorgten die erneuerbaren Energien zunehmend für Entlastung, andererseits wurde der Strommarkt zeitlich differenzierter. Gerade die steigende Photovoltaik-Einspeisung verstärkte den Druck auf die Preise in einzelnen Stunden, ohne die grundsätzliche Volatilität vollständig aufzulösen. Unternehmen mussten deshalb stärker zwischen kurzfristigen Preisbewegungen und strukturellen Veränderungen der Strompreislogik unterscheiden.
Negative Preise zeigen nicht, dass Strom wertlos wird – sie zeigen, dass Flexibilität wirtschaftlich wertvoller wird. Unternehmen sollten deshalb nicht nur auf den Energiepreis schauen, sondern auf die Frage, wann und wie flexibel sie Strom nutzen können.
Preisentwicklung Strom | Spotmarkt
Strom | EEX Day-Ahead
Am Strom-Spotmarkt lagen die durchschnittlichen Preise im April 2026 unter dem Niveau des März. Im Vergleich zum Vormonat sanken die durchschnittlichen monatlichen Spotpreise an der EPEXSPOT um 20,9 %. Der Markt war dabei klar wettergetrieben: Hohe Wind- und Solarstromerzeugung führten zu deutlichen Preisrückgängen, an einzelnen Tagen und insbesondere an Wochenenden mit niedrigerer Nachfrage auch zu sehr niedrigen oder negativen Preisen. Umgekehrt sorgten schwankende Einspeisung und zeitweise steigende Nachfrage für schnelle Gegenbewegungen.
Damit bestätigte der April einmal mehr, dass der Spotmarkt immer stärker von kurzfristigen Wetteränderungen und Einspeiseprofilen beeinflusst wird. Geopolitische Faktoren wirkten im Strom-Spotmarkt eher indirekt, während die eigentliche Volatilität vor allem aus der Gleichzeitigkeit hoher erneuerbarer Einspeisung und begrenzter Flexibilität im System entstand. Besonders relevant ist das für Unternehmen mit tageszeitlich geprägtem Lastprofil, denn je nach Verbrauchsstruktur lassen sich Preisvorteile sehr unterschiedlich realisieren.
Gasmarkt im Rückblick:
Speicherbefüllung und LNG-Risiken hielten den Gasmarkt trotz Preisrückgang nervös
Der Gasterminmarkt blieb im April 2026 stark von geopolitischen Entwicklungen geprägt und zeigte weiterhin eine erhöhte Volatilität. Im Fokus standen insbesondere die Spannungen im Nahen Osten, die Bedeutung der LNG-Transportrouten sowie die Frage, wie Europa die anstehende Speicherbefüllung organisieren kann. Zwar kam es zeitweise zu Entlastungsbewegungen, unterstützt durch mildere Witterung und geringere saisonale Nachfrage. Diese Entspannung blieb jedoch fragil, weil jede neue politische Meldung schnelle Gegenreaktionen auslöste. Für die Jahreskontrakte ergaben sich im Betrachtungszeitraum Rückgänge von 7,5 % für 2027, 3,4 % für 2028 und 2,8 % für 2029. Die Quartalskontrakte gaben um 8,7 % für Q3.26, 8,5 % für Q4.26 und 8,1 % für Q1.27 nach.
Gleichzeitig blieb der strukturelle Preisdruck bestehen, weil die Speicherstände niedrig waren und die Einspeichersaison damit stärker zum Markttreiber wurde. Im Webinar wurde hervorgehoben, dass die nächsten Quartale preislich ungewöhnlich eng beieinanderlagen – ein Hinweis darauf, dass nicht nur der Winter, sondern bereits die Monate der Speicherbefüllung als risikosensibel bewertet wurden. Gaspreise waren damit im April weniger Ausdruck einer akuten Mangellage als vielmehr ein Spiegel von Erwartung, Risikoaufschlägen und internationaler Beschaffungsunsicherheit.
Gas | EEX Cal THE | Jahr 2027 - 2029
Die Terminmarktbewegung im April war trotz zwischenzeitlicher Entspannung ein klares Signal für die weiter bestehende Nervosität. Der Markt reagierte nicht nur auf reale Flüsse, sondern vor allem auf die Frage, wie zuverlässig Europa in den kommenden Monaten LNG beschaffen und Speicher befüllen kann. Für Unternehmen bedeutete das: Offene Gasmengen sollten nicht isoliert nach Tagespreis, sondern im Kontext von Speicherpfad, Beschaffungszeitfenstern und Risikotragfähigkeit bewertet werden.
Erdgas | EEX Day-Ahead
Der Erdgasspotmarkt wies im April 2026 einen Monatsdurchschnitt von 46,084 €/MWh auf und lag damit 12,5 % unter dem Märzwert. Trotz dieses Rückgangs blieb das Marktumfeld sensibel und stark stimmungsgetrieben. Milde Temperaturen und ein saisonal sinkender Heizbedarf wirkten grundsätzlich entlastend, wurden aber regelmäßig durch geopolitische Nachrichten relativiert. Der Markt reagierte damit weniger auf klassische Fundamentalfaktoren allein, sondern sehr stark auf Erwartungen und Risikoabwägungen der Marktteilnehmer.
Erdgasspeicher | Deutschland
Mit einem Gasspeicherfüllstand von 27,59 % am 9. Mai startete Deutschland unterhalb der politischen Zielgröße von 30 % zum 1. Februar in die Phase der Einspeicherung. Das war noch keine akute Versorgungskrise, aber ein anspruchsvoller Ausgangspunkt. Gerade weil Speicherfüllung, LNG-Beschaffung und politische Vorgaben ineinandergreifen, blieb der Gasmarkt im April besonders empfindlich. Für Energieabnehmer war damit entscheidend, Gaspreise nicht losgelöst, sondern im Zusammenhang mit der Befüllungslogik für den nächsten Winter zu lesen.
CO2-Zertifikate und Wechselwirkungen:
Politische Unsicherheit prägte die Preisbildung am CO2-Markt
Der Markt für Emissionszertifikate blieb im April 2026 volatil und ein wichtiger Einflussfaktor für die Preisbildung am Strommarkt. Betrachtet am Leitkontrakt Dezember 2026 schlossen die CO2-Zertifikate in der letzten Aprilwoche bei 73,80 €/t; im Monatsverlauf ergab sich ein Plus von 2,9 %. Politische Diskussionen über mögliche Anpassungen des europäischen Emissionshandelssystems sowie Unsicherheiten über künftige regulatorische Eingriffe sorgten für wechselnde Marktreaktionen. Gleichzeitig verstärkten spekulative Positionierungen die kurzfristigen Ausschläge.
Im Webinar wurde zusätzlich betont, dass politische Unsicherheit zu Jahresbeginn zwischenzeitlich auch preisdämpfend wirkte, weil Zweifel an einer Verknappung von Zertifikaten den Markt belasteten. Die Wechselwirkung ist damit klar: CO2-Kosten sind längst nicht nur ein regulatorischer Hintergrundfaktor, sondern ein aktiver Kosten- und Steuerungsmarkt, der die Strompreisentwicklung direkt mitbeeinflusst. Für Unternehmen wird es deshalb immer wichtiger, CO2-Szenarien in Beschaffungs-, Investitions- und Transformationsentscheidungen mitzudenken.
EUA | EEX EUA Futures | Dec 2016
Rolle der erneuerbaren Energien:
Mehr Photovoltaik und stärkere Windeinspeisung veränderten die Marktlogik sichtbar
Die Einspeisung aus erneuerbaren Energien entwickelte sich in den ersten vier Monaten 2026 stärker als im Vorjahreszeitraum. Laut Marktreport stieg die Photovoltaik-Einspeisung gegenüber 2025 um 8,0 %, die Windeinspeisung um 31,4 %. Im Webinar wurde zugleich eingeordnet, dass die Windentwicklung zwar besser als 2025 verlief, aber noch unter den Werten von 2024 lag. Vor allem die Photovoltaik machte sich im April deutlich bemerkbar und erhöhte den Druck auf den Strommarkt in den Mittagsstunden.
Diese Entwicklung zeigte, dass erneuerbare Energien nicht nur den Durchschnittspreis beeinflussen, sondern die zeitliche Preislogik des Stromsystems verändern. Je höher die Gleichzeitigkeit der Einspeisung, desto stärker steigen Anforderungen an Speicher, Lastmanagement, Netze und flexible Nachfrage. Für Unternehmen bedeutet das: Der wirtschaftliche Wert von Strom hängt zunehmend davon ab, wann er bezogen oder selbst erzeugt wird.
Einspeisung Erneuerbare Energien
Bedeutung für Ihr Unternehmen
Was Sie aus diesem Monat mitnehmen sollten
Der April 2026 hat deutlich gemacht, dass der Energiemarkt nicht nur volatil, sondern strukturell anspruchsvoller geworden ist. Am Gasmarkt standen niedrige Speicherstände, LNG-Abhängigkeit und geopolitische Risiken im Vordergrund. Im Strommarkt nahmen wetter- und einspeisebedingte Preisbewegungen weiter zu, während CO2, Entlastungen und Regulierung zusätzliche Einflussgrößen blieben. Für Unternehmen heißt das vor allem: Energieentscheidungen brauchen heute mehr als Marktbeobachtung – sie brauchen klare Zuständigkeiten, belastbare Daten und strategische Entscheidungslogik.
Praktische Schlussfolgerungen
Bewerten Sie offene Strom- und Gasmengen nicht nur nach aktuellem Preisniveau, sondern nach Risikodruck, Lieferzeitraum und internen Entscheidungsfenstern.
Prüfen Sie, wie stark Ihr Lastprofil von negativen oder sehr niedrigen Strompreisen profitieren kann – und wo technische oder organisatorische Flexibilität dafür noch fehlt.
Führen Sie Energie-, CO2-, Fördermittel- und Entlastungsthemen stärker zusammen, statt sie isoliert in einzelnen Abteilungen zu betrachten.
Berücksichtigen Sie bei Investitionsentscheidungen künftig systematisch Energiepreis- und CO2-Szenarien.
Behalten Sie politische Instrumente wie Industriestrompreis und Fördermittel im Blick, prüfen Sie deren Relevanz aber immer im Zusammenhang mit Datenqualität, Zuständigkeiten und Transformationszielen
Expertenempfehlungen: Drei konkrete Punkte
Empfehlung 1: Definieren Sie klare Beschaffungsregeln für offene Mengen – inklusive Preisgrenzen, Freigaben und Eskalationswegen.
Empfehlung 2: Analysieren Sie Ihr Stromlastprofil im Hinblick auf Flexibilisierung, Eigenerzeugung und Speicheroptionen, um die neue Preislogik aktiver zu nutzen.
Empfehlung 3: Verankern Sie Energieentscheidungen organisatorisch breiter, damit Einkauf, Technik, Controlling und Management schneller auf strukturelle Marktveränderungen reagieren können.
Das einzige, auf das Sie sich verlassen können, ist das, was Sie selber tun. Genau deshalb reicht es in einem komplexen Energiemarkt nicht mehr aus, Preisbewegungen nur zu beobachten oder auf politische Entscheidungen zu warten. Entscheidend ist, dass Unternehmen ihre eigene Handlungsfähigkeit stärken – durch klare Zuständigkeiten, belastbare Daten, vorbereitete Beschaffungsstrategien und einen bewussten Umgang mit Flexibilität, Verbrauch und Risiken. Wer intern die richtigen Strukturen schafft, kann auch in volatilen Marktphasen ruhiger, schneller und fundierter entscheiden."
Einordnung zur Aktualität dieses Beitrages
Dieser Blogbeitrag wurde im Nachgang zum first energy EnergieMarktreport-Webinar erstellt und blickt retrospektiv auf den Monat April 2026 zurück. Er dient der Einordnung der damaligen Marktbewegungen und spiegelt den Wissensstand sowie die Marktbewertung zum Zeitpunkt des Webinars im Mai 2026 wider. Spätere Entwicklungen an den Strom-, Gas- oder CO2-Märkten sind entsprechend nicht Bestandteil dieser Rückschau.
Der EnergieMarktreport - Sehen Sie die Aufzeichnung des letzten Monats
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FAQ - Schnelleinblick in die Marktentwicklungen des Aprils 2026
1) Warum blieb der Gasmarkt im April 2026 trotz sinkender Preise angespannt?
Weil die Entspannung am Preisniveau nicht bedeutete, dass die strukturellen Risiken verschwunden waren. Niedrige Speicherstände, die anlaufende Einspeichersaison, LNG-Abhängigkeit und geopolitische Risiken hielten den Markt nervös.
2) Wie stark sind die Gas-Spotpreise im April zurückgegangen?
Der Gasmarkt war der zentrale Risikotreiber des Monats. Die Jahreskontrakte 2027, 2028 und 2029 stiegen laut Monatsreport deutlich, ebenso reagierten die Quartalskontrakte spürbar. Hintergrund waren geopolitische Risiken im Nahen Osten, die Sorge um globale LNG-Ströme und die niedrigen Speicherstände in Europa und Deutschland. Dadurch wurde klar: Es lag keine einfache Mangellage vor, aber eine hohe Preisempfindlichkeit des Marktes.
3) Was war der wichtigste Treiber im Strom-Spotmarkt?
Vor allem die wetterabhängige Einspeisung aus Wind und Photovoltaik. Hohe erneuerbare Erzeugung traf zeitweise auf geringe Nachfrage und begrenzte Flexibilität im System.
4) Warum nahmen negative Strompreise im April zu?
Weil im Frühjahr die Photovoltaik-Einspeisung deutlich steigt und in einzelnen Stunden hohe Erzeugung mit begrenzter Nachfrage zusammentrifft. Das erzeugt Überschüsse, die sich in sehr niedrigen oder negativen Preisen zeigen.
5) Wie entwickelten sich die Strom-Jahreskontrakte?
Im Betrachtungszeitraum veränderten sich die Strom-Jahreskontrakte wie folgt: 2027 -1,1 %, 2028 +1,5 % und 2029 -1,1 %.
6) Welche Rolle spielte CO2 im April 2026?
CO2 blieb ein zentraler Kosten- und Einflussfaktor für den Strommarkt. Politische Diskussionen zum ETS und Unsicherheiten über regulatorische Eingriffe erhöhten die Volatilität im Zertifikatemarkt.
7) Wie hoch lag der EUA-Preis zum Monatsende?
Der Leitkontrakt Dezember 2026 schloss in der letzten Aprilwoche bei 73,80 €/t.
8) Wie entwickelten sich die erneuerbaren Energien gegenüber 2025?
Im Zeitraum Januar bis April 2026 stieg die Photovoltaik-Einspeisung um 8,0 %, die Windeinspeisung um 31,4 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum.
9) Warum ist der Kapazitätsmarkt für Unternehmen relevant?
Weil er zeigt, dass künftig nicht nur gelieferte Energie, sondern auch gesicherte Verfügbarkeit wirtschaftlich stärker bewertet werden könnte. Das kann Beschaffungsmodelle und Systemkosten verändern.
10) Was war die wichtigste Botschaft für Unternehmen im April 2026?
Energie ist kein reines Einkaufsthema mehr. Wer Preisrisiken, Flexibilität, CO2-Kosten und politische Instrumente künftig beherrschen will, braucht eine breitere organisatorische und strategische Aufstellung.
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