Energiemarktbericht 07/2026: Warum steigende Strom- und Gaspreise jetzt zur Portfoliomanagement-Frage werden

Der Juli verändert die Ausgangslage für die Energiebeschaffung

Der Energiemarkt hat sich im Juli 2026 deutlich verteuert. Für die Immobilienwirtschaft ist dabei weniger entscheidend, dass Strom- und Gaspreise gestiegen sind. Entscheidend ist, wo innerhalb der Terminstruktur die Preisbewegungen stattfinden und welche Lieferzeiträume eines Portfolios davon betroffen sind.

Strom Cal-27 stieg innerhalb von vier Wochen um 12,1 Prozent auf 104,24 Euro je Megawattstunde. Noch ausgeprägter war die Bewegung im Winterquartal Q4 2026: Der Kontrakt verteuerte sich um 22,0 Prozent auf 139,46 Euro je Megawattstunde.

Beim Gas fiel der Anstieg noch stärker aus. Gas Cal-27 erreichte Ende Juli 43,64 Euro je Megawattstunde und lag damit 20,0 Prozent über dem Niveau von vier Wochen zuvor. Q4 2026 verteuerte sich um 35,7 Prozent auf 59,94 Euro je Megawattstunde.

Für Asset Manager, Property Manager und Bestandshalter bedeutet das: Die Energiebeschaffung für 2027 sollte nicht isoliert anhand eines einzelnen Jahrespreises beurteilt werden. Relevant sind Vertragslaufzeiten, Lieferbeginn, Mengenstruktur und die Frage, welcher Teil des Portfolios bereits preislich abgesichert ist.

Die Kostenwirkung wird bei größeren Portfolios schnell materiell

Preisbewegungen von wenigen Euro je Megawattstunde wirken auf den ersten Blick überschaubar. Auf Portfolioebene entstehen daraus jedoch erhebliche Budgeteffekte.

Allein der Anstieg von Strom Cal-27 innerhalb von vier Wochen entsprach Ende Juli einer rechnerischen Mehrbelastung von rund 11.250 Euro je Gigawattstunde Jahresverbrauch. Gegenüber dem Stand zwölf Monate zuvor betrug die Differenz rund 21.840 Euro je Gigawattstunde.

Bei einem Immobilienportfolio mit fünf Gigawattstunden Stromverbrauch für das Lieferjahr 2027 entspricht die Vier-Wochen-Bewegung damit rechnerisch rund 56.000 Euro. Im Zwölf-Monats-Vergleich liegt die Differenz bei etwa 109.000 Euro.

Dabei handelt es sich ausschließlich um die Veränderung des Großhandelswerts. Netzentgelte, Umlagen, Steuern, Bilanzierungs- und Vertriebskosten sowie Lieferantenmargen sind noch nicht enthalten.

Aus immobilienökonomischer Sicht ist diese Unterscheidung wichtig. Höhere Energiekosten können Betriebskostenbudgets erhöhen, die Nebenkostenbelastung von Mietern verändern und – soweit Kosten beim Eigentümer verbleiben – unmittelbar den operativen Cashflow und den NOI beeinflussen.

Energieeinkauf ist damit nicht nur eine Aufgabe des technischen oder kaufmännischen Property Managements. Die Preisentwicklung kann auf Portfolioebene eine wirtschaftliche Größenordnung erreichen, die für das Asset Management relevant wird.

Der Blick auf Jahreskontrakte reicht nicht aus

Eine der wichtigsten Erkenntnisse aus der aktuellen Marktstruktur ist die erhebliche Spreizung zwischen einzelnen Lieferzeiträumen.

Strom Q4 2026 lag Ende Juli bei 139,46 Euro je Megawattstunde. Q2 2027 kostete dagegen lediglich 87,35 Euro. Das Winterquartal lag damit rund 60 Prozent über dem zweiten Quartal 2027.

Beim Gas zeigt sich ein ähnliches Bild. Q4 2026 notierte bei 59,94 Euro je Megawattstunde, Q2 2027 bei 40,84 Euro.

Ein Jahreskontrakt bildet aus diesen unterschiedlichen Quartalen einen Durchschnitt. Für die Portfoliosteuerung kann dieser Durchschnitt jedoch relevante Informationen verdecken.

Gerade bei Tranchenmodellen und mehrjährigen Beschaffungsstrategien sollte deshalb nicht ausschließlich das Jahresband beobachtet werden. Die Quartalsstruktur zeigt genauer, in welchen Lieferperioden der Markt aktuell Risiken bewertet.

Für Immobilienportfolios mit hohem Wärmebedarf ist dies besonders relevant. Hotels, Healthcare-Immobilien, Pflegeeinrichtungen oder Wohnungsbestände weisen eine andere saisonale Verbrauchsstruktur auf als beispielsweise Logistik- oder Retail-Portfolios. Ein hoher Verbrauch während teurer Winterquartale kann dazu führen, dass der tatsächliche wirtschaftliche Effekt deutlich von einem einfachen Jahresdurchschnitt abweicht.

Warum sich vor allem die kurzfristigen Lieferjahre verteuert haben

Auffällig ist, dass die Preisbewegung im Juli nicht gleichmäßig über die gesamte Terminstruktur verlief.

Bei Strom lag Cal-27 Ende Juli bei 104,24 Euro je Megawattstunde, Cal-28 bei 86,82 Euro und Cal-29 bei 77,87 Euro. Cal-29 notierte damit rund 25 Prozent unterhalb des Frontjahres.

Auch beim Gas war die Differenz ausgeprägt: Cal-27 lag bei 43,64 Euro, Cal-28 bei 31,37 Euro und Cal-29 bei 27,21 Euro je Megawattstunde.

Der Markt bewertet kurzfristige Risiken damit wesentlich höher als spätere Lieferjahre.

Im Strommarkt wirkten im Juli mehrere Faktoren gleichzeitig: hohe Temperaturen und damit verbundener Kühlbedarf, zeitweise eingeschränkte französische Kernkraftwerkskapazitäten, schwächere Windstromerzeugung sowie ein deutlich gestiegener Gaspreis.

Diese Faktoren trafen vor allem die kurzfristigen Kontrakte und Winterquartale. Die hinteren Lieferjahre reagierten erheblich schwächer.

Für die Immobilienwirtschaft ist diese Kurvenform strategisch relevant. Wer Energie ausschließlich kurz vor Lieferbeginn beschafft, konzentriert das Preisrisiko zwangsläufig auf den Frontbereich des Marktes. Bei einer mehrjährigen Beschaffung können dagegen unterschiedliche Lieferjahre und Beschaffungszeitpunkte getrennt betrachtet werden.

Auch Wettbewerber im Immobilien-Energieeinkauf setzen zunehmend auf strukturierte und längerfristige Beschaffungsansätze. Aktuelle Marktbeispiele zeigen unter anderem mehrjährige Ausschreibungen und Festpreisvereinbarungen für Immobilienportfolios.

Gas bleibt für Immobilien ein besonderes Risikothema

Der Gasmarkt besitzt für die Immobilienwirtschaft eine besondere Bedeutung, weil Preisänderungen direkt in die Wärmekosten vieler Bestandsgebäude einfließen.

Ende Juli 2026 waren die deutschen Gasspeicher zu 46,84 Prozent gefüllt. Ein Jahr zuvor lag der Füllstand zum gleichen Zeitpunkt bei 60,79 Prozent, 2024 sogar bei 89,19 Prozent.

Der Abstand zum Vorjahr betrug damit rund 14 Prozentpunkte. Eine unmittelbare Versorgungslücke lässt sich daraus nicht ableiten. Der geringere Speicherfüllstand erhöht jedoch den Befüllungsbedarf vor der Heizperiode und damit die Sensitivität gegenüber zusätzlicher Nachfrage, kaltem Wetter oder Lieferstörungen.

Hinzu kommen geopolitische Risiken und der globale Wettbewerb um LNG-Mengen. Gerade bei Gas sollte deshalb nicht allein auf den aktuellen Spotpreis geschaut werden.

Für ein Immobilienportfolio ist entscheidender, wie die für den jeweiligen Lieferzeitraum relevanten Terminprodukte bewertet werden und welche Mengen noch offen sind.

Aus Energiekosten wird zunehmend Eigentümerrisiko

Parallel zur Preisentwicklung verändert sich die regulatorische Kostenverteilung.

Damit gewinnt die Frage an Bedeutung, wer steigende Wärmekosten wirtschaftlich tatsächlich trägt.

Das CO₂-Kostenaufteilungsgesetz führt bereits heute dazu, dass CO₂-Kosten bei Wohngebäuden abhängig von der energetischen Qualität zwischen Mieter und Vermieter aufgeteilt werden. Bei Nichtwohngebäuden erfolgt grundsätzlich eine hälftige Aufteilung.

Mit den 2026 beschlossenen Änderungen des Heizungsrechts gewinnt diese Betrachtung weiter an Bedeutung. Das Gebäudemodernisierungsgesetz ersetzt die bisherige pauschale 65-Prozent-Vorgabe und erweitert bei bestimmten neu eingebauten fossilen Heizungen in vermieteten Bestandswohngebäuden künftig die Kostenteilung. Die Bundesregierung stellte das Gesetz im parlamentarischen Verfahren ausdrücklich als Neuausrichtung des bisherigen Heizungsrechts dar.

Damit verändert sich die Wirtschaftlichkeitsrechnung einer Heizungsentscheidung.

Ein fossiles Heizsystem ist nicht nur unter Investitionsgesichtspunkten zu bewerten. Relevant sind auch die während der Nutzungsdauer beim Eigentümer verbleibenden Energie-, CO₂- und gegebenenfalls weiteren Betriebskosten.

Für das Asset Management entsteht dadurch eine Verbindung zwischen Energiebeschaffung, technischer Dekarbonisierungsstrategie und langfristiger Cashflow-Planung.

Was der Markt für den NOI bedeutet

Für Eigentümer ist nicht jede Energiepreissteigerung automatisch eine Belastung des NOI. Viele Energie- und Wärmekosten können abhängig von Mietvertrag, Nutzung und Rechtsrahmen als Betriebskosten weitergegeben werden.

Die wirtschaftliche Betrachtung darf deshalb nicht bei der Energierechnung enden.

Steigende Betriebskosten können die Total Occupancy Costs eines Mieters erhöhen. Das kann die Wettbewerbsfähigkeit eines Gebäudes beeinflussen, insbesondere bei ohnehin hohen Nebenkosten oder energieintensiver Nutzung.

Zusätzlich verbleiben bestimmte Kostenbestandteile zunehmend beim Eigentümer. CO₂-Kosten sind dafür das sichtbarste Beispiel.

Damit entstehen mehrere Wirkungsebenen: Ein höherer Energiepreis belastet zunächst das Betriebskostenbudget. Nicht umlagefähige Bestandteile wirken unmittelbar auf den Cashflow. Höhere Nebenkosten können gleichzeitig die Attraktivität und Vermietbarkeit eines Assets beeinflussen. Bei energieintensiven oder energetisch schwachen Gebäuden kann daraus langfristig auch ein Thema für Asset Value und CapEx-Planung werden.

Energiebeschaffung und Dekarbonisierung sollten deshalb nicht unabhängig voneinander gesteuert werden.

Was Asset und Property Management jetzt prüfen sollten

Aus der aktuellen Marktlage ergibt sich nicht automatisch die Empfehlung, sämtliche offenen Mengen sofort zu fixieren. Auch ein pauschales Abwarten wäre keine belastbare Strategie.

Die entscheidende Frage lautet vielmehr, welches Preisrisiko das jeweilige Portfolio noch trägt.

Dafür sollten zunächst die Energieverträge sämtlicher Objekte konsolidiert werden. Benötigt werden insbesondere Lieferstellen, Vertragslaufzeiten, Kündigungsfristen, Lieferbeginn, Jahresverbräuche, Lastprofile beziehungsweise Standardlastprofile sowie bereits beschaffte und noch offene Mengen.

Im zweiten Schritt sollte eine Lieferjahresmatrix entstehen. Sie zeigt beispielsweise, welcher Anteil des Strom- und Gasverbrauchs für 2027, 2028 und 2029 bereits abgesichert ist.

Anschließend kann die aktuelle Terminstruktur gegen Budgetwerte und Risikolimits gestellt werden.

Für das Asset Management ist besonders relevant, welcher Kostenkorridor innerhalb der Businessplanung tragfähig ist. Property Manager benötigen dagegen operative Transparenz darüber, welche Verträge wann ausgeschrieben oder verlängert werden müssen.

Bei größeren Portfolios sollte außerdem vermieden werden, dass sämtliche Objekte und Mengen denselben Beschaffungszeitpunkt erhalten. Eine zeitliche Diversifikation kann das Risiko reduzieren, das gesamte Volumen zufällig in einer ausgeprägten Hochpreisphase kontrahieren zu müssen.

Beschaffungsstrategie statt Prognose

Die aktuelle Marktentwicklung zeigt erneut, warum professionelle Energiebeschaffung nicht primär aus einer Preisprognose bestehen sollte.

Ob Strom Cal-27 oder Gas Q4 2026 in den kommenden Wochen steigen oder fallen, lässt sich nicht verlässlich vorhersagen. Wetter, Kraftwerksverfügbarkeit, Speicherentwicklung und geopolitische Ereignisse können kurzfristig erhebliche Auswirkungen haben.

Strategisch steuerbar sind dagegen andere Faktoren: der Beschaffungshorizont, die Aufteilung der Mengen, die Zahl der Einkaufszeitpunkte, die Vertragsstruktur, die Ausschreibungsbreite und die Festlegung von Entscheidungsregeln.

Genau darin liegt der Unterschied zwischen Marktbeobachtung und Beschaffungsmanagement.

Eine professionelle Strategie beantwortet nicht die Frage „Wann ist der perfekte Preis?“, sondern: Wie verhindern wir, dass ein einzelner Marktzeitpunkt das Energiebudget eines gesamten Immobilienportfolios bestimmt?

Fazit: Energie wird Teil der Portfoliosteuerung

Der Juli 2026 hat gezeigt, wie schnell sich die wirtschaftliche Ausgangslage verändern kann.

Besonders relevant ist dabei die Struktur des Anstiegs: Kurzfristige Strom- und Gasprodukte sowie die Winterquartale verteuerten sich erheblich stärker als spätere Lieferjahre. Gleichzeitig erhöhen regulatorische Veränderungen die Bedeutung der Frage, welche Energiekosten künftig beim Eigentümer verbleiben.

Für professionelle Immobilienunternehmen reicht es deshalb nicht mehr, Energieverträge lediglich rechtzeitig vor ihrem Ablauf neu auszuschreiben.

Energie sollte auf Portfolioebene gesteuert werden – mit Transparenz über Verbräuche, Vertragslaufzeiten, offene Mengen, Budgetrisiken und Lieferjahre.

Die strategische Aufgabe lautet nicht, den Energiemarkt vorherzusagen. Sie besteht darin, Preisrisiken so zu strukturieren, dass sie mit Cashflow, NOI, Betriebskostenbudget und Dekarbonisierungsstrategie des Portfolios vereinbar bleiben.

Quellen und Datengrundlage

Marktdaten, Berechnungen und immobilienspezifische Einordnung basieren auf dem NeoBid Marktbericht 07/2026 mit Börsenstichtag 31.07.2026 und regulatorischem Stand 20.08.2026. Die dort verwendeten Primärquellen umfassen unter anderem EEX, EPEX, SMARD/Bundesnetzagentur, AGSI/Trading Hub Europe, Bundesgesetzblatt, Bundesregierung und EU-Kommission.

Die EEX veröffentlicht für ihre Stromterminprodukte offizielle Settlement- und Final-Settlement-Daten und bildet damit eine wesentliche Datengrundlage für die Marktbeobachtung professioneller Energiebeschaffung.