Strompreise: Wie RWE Deutschlands Markt beherrscht

Am 1. Mai 2026 fiel der Großhandelsstrompreis an der Strombörse auf minus 499 Euro pro Megawattstunde. Fast alle deutschen Haushalte zahlten trotzdem denselben Festpreis wie immer: 37 Cent pro Kilowattstunde, zehn Cent mehr als Verbraucher in Frankreich. Das Bundeskartellamt hat im Februar 2026 präzise vermessen, warum der Großhandelsmarkt und der Endkundenpreis so weit auseinanderfallen. Einen formalen Kartellverstoß gibt es nicht. Aber einen strukturellen Mechanismus, der systemisch höhere Preise produziert, sehr wohl.

Was das Kartellamt im Februar 2026 gemessen hat

Der sechste Marktmachtbericht des Bundeskartellamts, veröffentlicht am 19. Februar 2026, benutzt ein präzises analytisches Instrument: die Pivot Hours. Eine Stunde gilt als Pivot Hour, wenn ein einzelner Stromanbieter als unverzichtbarer Grenzanbieter die Nachfragedeckung sicherstellt. Ist ein Unternehmen der einzige Anbieter, dessen Kapazität in diesem Moment benötigt wird, kann es den Preis setzen, ohne dass Wettbewerber einspringen können. Das Strommarktdesign überträgt dem systemnotwendigen Anbieter faktisch die Preissetzungsmacht.

Laut Bericht lag RWE in bis zu 11,1 Prozent aller Stunden des gemessenen Zeitraums in dieser Pivotstellung. Der ostdeutsche Braunkohlekonzern LEAG kam auf bis zu 7,6 Prozent. Der Schwellenwert, ab dem das Kartellamt eine Marktbeherrschungsvermutung annimmt, liegt bei 5 Prozent. Beide Konzerne überschreiten ihn. EnBW liegt bei bis zu 4,1 Prozent, formal unterhalb der Schwelle, steht aber ebenfalls unter Beobachtung des Amts, weil EnBW in Süddeutschland eine regionale Sonderrolle innehat.

Eine sachliche Richtigstellung ist hier nötig, die in der öffentlichen Debatte oft fehlt: E.ON ist seit der Aufspaltung 2016 kein bedeutender Stromerzeuger mehr. Die fossilen Kraftwerke wanderten damals zu Uniper, E.ON selbst positionierte sich als Verteilnetzbetreiber und Stromhändler. Die drei marktmächtigen Stromproduzenten in Deutschland sind 2026 RWE, LEAG und EnBW. Dass RWE und LEAG Marktmacht gewonnen haben, hängt strukturell mit dem Kohleausstieg zusammen: Je mehr steuerbare Kapazität abgeschaltet wird, desto weniger Anbieter gibt es für jene Stunden, in denen Sonne und Wind nicht liefern. Das Kartellamt benennt es im Bericht ausdrücklich: Die Energiewende erhöht die Marktmacht derjenigen, die noch konventionelle Erzeugung kontrollieren.

Das Amt kann feststellen, dokumentieren und warnen. Automatische Bußgelder oder eine erzwungene Entflechtung folgen aus dem Bericht nicht. Er ist Diagnose, kein Eingriff.

Das Paradox am 1. Mai: Negativstrom, den niemand nutzt

Die deutlichste Manifestation dieser Marktstruktur spielte sich am 1. Mai 2026 ab. Gegen 14 Uhr rutschte der Großhandelsstrompreis an der Strombörse EPEX Spot auf minus 499,99 Euro pro Megawattstunde, den technisch möglichen Tiefstkurs. Feiertag, kaum Industrienachfrage, gleichzeitig starke Sonneneinstrahlung mit zeitweise über 50.000 Megawattstunden Solarleistung. Der Großhandelsmarkt war bereit, Strom zu verschenken und Abnehmer dafür zu bezahlen, dass sie ihn abnehmen.

Für die überwiegende Mehrheit der deutschen Haushalte war das eine Meldung ohne persönliche Konsequenz. Nur wer einen dynamischen Stromtarif abgeschlossen hat und über einen aktiv genutzten intelligenten Stromzähler verfügt, kann von solchen Stunden profitieren. Die Bundesnetzagentur schätzte, dass Ende 2025 erst ein kleiner einstelliger Prozentsatz der Haushalte die technischen und vertraglichen Voraussetzungen erfüllte, um wirklich dynamische Preise zu nutzen. Für 2026 werden 700 bis 900 Stunden mit negativen Großhandelspreisen erwartet. Für fast alle Haushalte sind diese Stunden ohne Wirkung.

Dieses Zugangsproblem ist kein technisches Versagen, sondern ein politisches. Deutschland hat beim Smart-Meter-Rollout im europäischen Vergleich erheblichen Rückstand. Ohne flächendeckende Messdateninfrastruktur in Echtzeit können keine wirklich funktionierenden dynamischen Tarife entstehen. Die EU-Strommarktreform von April 2024 verpflichtet alle Grundversorger, dynamische Tarife als Pflichtangebot bereitzustellen. An der praktischen Umsetzung in Deutschland fehlt es bisher.

Die Preisdifferenz zu anderen europäischen Ländern ist erheblich. Deutschland liegt 2026 bei 37,2 Cent pro Kilowattstunde für Haushalte, laut BDEW-Strompreisanalyse 2026. Frankreich verlangt 26,64 Cent, eine Differenz von 39 Prozent. Norwegen und Schweden liegen bei rund 15,8 Cent, also 58 Prozent unter dem deutschen Niveau. Skandinavien profitiert von Wasserkraft und Kernenergie als niedrigkostiger Grundlastversorgung, was einen direkten Vergleich etwas verzerrt. Aussagekräftiger ist der Vergleich mit Frankreich: ähnliche Wirtschaftsstruktur, ähnlicher Industrieanteil, ein direkt vergleichbarer Regulierungsrahmen, aber eine Regulierungsbehörde mit anderen Befugnissen.

Noch deutlicher wird die Spreizung im Binnenvergleich. Industrieunternehmen zahlen für Neuabschlüsse am Großmarkt rund 16,7 Cent pro Kilowattstunde, also weniger als die Hälfte des Haushaltspreises. Diese Quersubventionierung ist politisch gewollt und im internationalen Vergleich normal. Sie bedeutet aber, dass normale Verbraucher die volle Last der Marktstruktur tragen, ohne die Instrumente zu haben, ihr auszuweichen.

Die regulatorische Lücke: Milliarden vom Staat, Marge für den Versorger

Der Bund hat 2026 einen Zuschuss von 6,5 Milliarden Euro an die vier Übertragungsnetzbetreiber gezahlt, um Netzentgelte zu senken. Das Ergebnis war messbar: Die Übertragungsnetzentgelte sanken um 57 Prozent. Die durchschnittlichen Netzentgelte insgesamt gingen um 17,6 Prozent zurück. Aber die Verbraucherzentrale Bundesverband und regionale Verbraucherschutzorganisationen dokumentierten im Jahresverlauf 2026, dass ein erheblicher Teil dieser Kostensenkungen nicht vollständig bei den Endkunden ankam. Viele Stromversorger gaben die Ersparnisse ganz oder teilweise nicht weiter.

Das ist keine Ausnahme, sondern eine systemische Lücke: Netzentgelte werden staatlich bezuschusst, Endpreise bleiben Sache des Marktes. Ohne gesetzliche Weitergabepflicht profitiert zuerst die Marge des Versorgers. Die Bundesnetzagentur besitzt keine direkte Preisfestsetzungskompetenz für Endkundenstrompreise. Sie kann Netzmissbrauch feststellen, Transparenz einfordern und ex post intervenieren. Eine Preissenkung anordnen, bevor ein Erhöhungsbeschluss vollzogen ist, kann sie nicht.

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) gehört zu den finanzstärksten Lobbyverbänden Deutschlands. Das Lobbyregister des Bundestags weist für den BDEW ein Budget von mehreren Millionen Euro jährlich aus. Wichtiger als die Zahl ist der Zugang: Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, war bis 2017 stellvertretende Fraktionsvorsitzende der Grünen im Bundestag. Sie sitzt heute an der Spitze des Verbands, der die Interessen jener Energieunternehmen bündelt, die sie als Parlamentarierin beaufsichtigte. Der BDEW war nach Recherchen mehrerer Medien bei den Koalitionsverhandlungen 2025 als einer von wenigen Verbänden direkt in die Gespräche eingebunden.

Die Geschichte des deutschen Energieoligopols zeigt, dass Regulierungsfortschritte folgenlos verpuffen können. In den 2000er Jahren führte das Kartellamt massive Verfahren gegen E.ON wegen langfristiger Exklusivverträge, die Wettbewerber vom Markt ausschlossen. Das Ergebnis war keine Dezentralisierung, sondern eine Reorganisation: E.ON spaltete die Erzeugung ab (Uniper), RWE und EnBW blieben als Erzeuger, LEAG entstand aus dem ostdeutschen Braunkohlegeschäft. Das Oligopol wurde umgebaut, nicht aufgelöst.

Verbraucherzentralen erkämpften 2026 einzelne Urteile: EVD, Fuxx, Strogon und die 365 AG wurden wegen versteckter Preiserhöhungsmitteilungen in E-Mails verurteilt. Diese hatten Preiserhöhungen in unauffälligen Betreff-Zeilen vergraben und damit das Sonderkündigungsrecht der Kunden faktisch ausgehebelt. Die Urteile sind ein Erfolg für betroffene Kunden, aber strukturell nicht ausreichend: Sie sanktionieren das Wie der Preismitteilung, nicht das Ob der Preiserhöhung.

Die Monopolkommission, das unabhängige Beratungsgremium der Bundesregierung zu Wettbewerbsfragen, stellte im Sektorgutachten Energie 2025 fest, dass Wettbewerb und Effizienz im deutschen Energiesektor erodieren. Agora Energiewende warnt, dass die Konzentration bei steuerbaren Erzeugern die Dezentralisierung der Energiewende strukturell blockiert: Kommunale Stadtwerke und mittlere Unternehmen verlieren Marktanteile an die verbliebenen Großkonzerne, also genau jene Akteure, die historisch die Energiewende vorangetrieben haben.

Was Frankreich und Großbritannien tun, was Deutschland nicht tut

Drei strukturelle Reformen haben europäische Nachbarländer bereits umgesetzt, die in Deutschland politisch nicht angegangen wurden.

Erstens: Preisfestsetzungskompetenz für die Regulierungsbehörde. Frankreichs Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) kann verbindliche Endkundentarife setzen. Die EU-Kommission akzeptiert dieses Modell, weil es an Kostenbenchmarks gebunden ist und keinen willkürlichen Markteingriff darstellt. Eine Erweiterung der BNetzA-Befugnisse in diese Richtung wäre mit dem deutschen Energiewirtschaftsgesetz vereinbar. Sie ist bisher nicht ernsthaft verfolgt worden.

Zweitens: Verbindliche Weitergabepflichten bei staatlich subventionierten Kostenentlastungen. Großbritannien hat nach der Energiepreiskrise 2022 bis 2023 regulatorisch festgelegt, dass staatlich veranlasste Kostensenkungen im Netzbereich zu definierten Anteilen an Endkunden weiterzugeben sind. Der Mechanismus, über den deutsche Versorger 2026 staatliche Subventionen als Margenerhöhung verbuchen konnten, existiert in Großbritannien in dieser Form nicht.

Drittens: Ein konsequenter Smart-Meter-Rollout. Ohne flächendeckende intelligente Messdateninfrastruktur entstehen keine wirklich funktionierenden dynamischen Tarife. Das Vereinigte Königreich hatte bis 2025 rund 66 Prozent aller Haushalte mit Smart Metern ausgestattet. Dänemark und Schweden liegen bei über 80 Prozent. Ohne diese Infrastruktur ist das EU-Ziel, dynamische Tarife als Pflichtangebot einzuführen, für die meisten deutschen Haushalte ohne praktische Wirkung.

Das Kartellamt hat am 19. Februar 2026 eine Diagnose gestellt. Die Instrumente zur Abhilfe sind bekannt und in anderen europäischen Ländern erprobt: Regulierungskompetenz stärken, Weitergabepflichten gesetzlich verankern, Smart-Meter-Rollout beschleunigen. Was die Umsetzung verzögert, ist ein Interessennetz, das seit Jahren in Koalitionsverhandlungen sitzt, parlamentarische Netzwerke pflegt und das regulatorische Umfeld mitgestaltet hat. Der Marktmachtbericht des Kartellamts landet in einem System, das er beschreibt, aber von dem er abhängt.