Energiepreise als Standortfaktor: Was die Stromkostenstruktur in Europa für die Zuliefererauswahl bedeutet

Wie sich unterschiedliche Industriestrompreise in Europa auf Angebotspreise, Lieferkettenrisiken und Verlagerungsentscheidungen auswirken, und welche Kriterien Einkäufer bei der Standort- und Lieferantenauswahl berücksichtigen sollten.

Status quo: Energiekosten sind zu einem zentralen Beschaffungskriterium geworden

Wer Zulieferer in Europa vergleicht, stößt inzwischen auf eine Frage, die vor wenigen Jahren bei Ausschreibungen kaum eine Rolle spielte: Wo steht das Werk energetisch, und wie stabil sind seine Energiekosten? Der Hintergrund ist einfach. Energie ist in vielen Fertigungsprozessen ein relevanter Kostenblock, und die Preise dafür unterscheiden sich innerhalb Europas so stark, dass sie die Wettbewerbsfähigkeit ganzer Standorte beeinflussen. Wettbewerbsfähige Industriestrompreise gelten dabei als zentrale Voraussetzung, um Länder als attraktiven Produktionsstandort im internationalen Vergleich zu sichern.

Für Einkäufer ändert das die Perspektive auf das Gesamtpaket Lieferant: Nicht nur Fertigungskompetenz, Kapazität und Logistik entscheiden über die Wirtschaftlichkeit einer Quelle, sondern auch die Kostenstruktur am Standort: insbesondere bei strom- und gasintensiven Prozessen wie Gießen, Schmieden, Wärmebehandlung oder oberflächenveredelnden Verfahren. Wer nur den Einzelpreis je Position vergleicht, übersieht, dass ein attraktives Angebot unter ungünstigen Energiekosten eine andere Zukunft hat als ein gleichwertiges Angebot aus einem Land mit niedrigeren Energielastkosten.

Zugleich ist das Thema politisch aufgeladen: Regierungen reagieren mit Entlastungen, Förderungen und marktpolitischen Eingriffen. Das bedeutet für die Beschaffung, dass Energiekosten kein statischer Faktor sind, sondern einem Regelwerk unterliegen, das sich kurzfristig ändern kann. Genau diese Kombination aus deutlichen Länderspreads und politischer Beeinflussbarkeit macht Energiekosten zu einem eigenständigen Bewertungskriterium in der Lieferantenauswahl.

Die Preisschere in Europa: Was die Daten zeigen

Die Zahlen belegen, wie groß die Unterschiede sind. Nach Statista-Auswertung von Eurostat-Daten zahlten irische Industriekunden mit einem Jahresverbrauch zwischen 500 und 1.999 Megawattstunden im zweiten Halbjahr 2025 rund 24,78 Cent pro Kilowattstunde: der höchste Wert in der EU bei dieser Verbrauchsmenge. Deutsche Industriekunden lagen bei derselben Menge bei 18,28 Cent und damit zwar darunter, aber immer noch auf hohem Niveau. Am unteren Ende der Skala stehen Länder wie Finnland mit 4,94 Cent in dieser Verbrauchskategorie.

Einige Muster lassen sich aus den Daten ablesen. Bei der 500-MWh-Kategorie liegen neben Irland und Deutschland vor allem Ungarn und Italien über 16 Cent. Skandinavische Länder sowie Portugal und Spanien bewegen sich in diesem Segment deutlich darunter. Bei größeren Verbrauchsmengen ändert sich das Bild teilweise: In der Kategorie 20.000 bis 69.999 MWh liegen Finnland bei 7,16, Spanien bei 9,91 und Polen bei 9,72 Cent, während Irland mit 15,54 Cent und Ungarn mit 15,54 Cent weiter oben bleiben. Deutschland registriert in dieser Kategorie 15,54 Cent, fällt also weniger stark ab als andere.

Warum die Preise so unterschiedlich sind: Marktpreise, Netzentgelte, Abgaben

Der Strompreis für Industriekunden setzt sich im Wesentlichen aus drei Blöcken zusammen: Beschaffung beziehungsweise Erzeugung inklusive Vertrieb, Netzentgelte sowie Steuern, Abgaben und Umlagen. Für die Standortbewertung ist entscheidend, dass diese Blöcke nicht in allen Ländern gleich gewichtet sind. Nach einer von der Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft in Auftrag gegebenen Studie sind in Deutschland gerade Netzentgelte sowie Steuern, Umlagen und Abgaben überdurchschnittlich hoch. Die stromintensivsten Unternehmen in Deutschland zahlen demnach mit knapp 3 Cent die höchsten Netzentgelte unter allen EU-Mitgliedstaaten: beinahe doppelt so viel wie der EU-Durchschnitt von 1,73 Cent.

Auch bei staatlich verursachten Preisbestandteilen liegt Deutschland laut dieser Studie höher als in fast allen Vergleichsländern, einzige Ausnahme ist Polen. In anderen Ländern wirken Subventionen oder Preisdeckel dämpfend. Das heißt für Einkäufer: Der reine Börsen- oder Beschaffungspreis ist nur ein Baustein. Die nationale Regulierung, vom Zugang zu regulierten Tarifen bis zur Ausgestaltung der Netzentgelte, prägt die letztlich geltende Preishöhe oft stärker als der Markt selbst.

Neben Strom spielt auch Erdgas eine Rolle, gerade für Wärme- und Umformprozesse in der Zulieferindustrie. Die INSM-Studie kommt zu dem Ergebnis, dass deutsche Industrieunternehmen für Erdgas etwa das Fünffache dessen zahlen, was Unternehmen in den USA, Kanada oder Mexiko zahlen, und bewertet diesen Nachteil als strukturell und auf absehbare Zeit kaum zu beseitigen. Für die Beschaffung innerhalb Europas bedeutet das: Prozesse mit hohem Gasbedarf reagieren besonders empfindlich auf die nationale Energiepreisstruktur des Fertigungsstandorts.

Entwicklungen, die die Bewertung zusätzlich verändern

Politische Entlastungen: oft befristet

Ein Beispiel für die politische Beeinflussbarkeit: Die Bundesregierung einigte sich am 9. November 2023 auf eine Senkung der Stromsteuer für die Industrie in den Jahren 2024 und 2025 auf ein Minimum von 0,05 Cent pro Kilowattstunde. Solche Entlastungen wirken unmittelbar auf die Kostenstruktur der Lieferanten: sie sind aber zeitlich befristet und können auslaufen oder verändert werden. Einkäufer sollten deshalb bei der Lieferantenbewertung zwischen strukturellen Kostennachteilen (etwa Netzentgelten) und kurzfristigen Entlastungen unterscheiden.

Steigende Netzkosten als Perspektivrisiko

Die INSM-Studie verweist auf Schätzungen von bis zu 730 Milliarden Euro Netzausbaukosten bis 2045 und warnt vor einer möglichen Verdreifachung der industriellen Netzentgelte. Falls sich dieser Pfad realisiert, würde der heute bereits hohe deutsche Netzentgeltsatz weiter ansteigen. Für Beschaffungsentscheidungen mit langen Laufzeiten, etwa Rahmenverträge über mehrere Jahre, ist das ein relevanter Unsicherheitsfaktor, der sich nicht auf heutige Angebotspreise reduzieren lässt. Es ist eine Prognose, kein feststehender Fakt; wie sich Netzentgelte tatsächlich entwickeln, hängt von politischen und regulatorischen Weichenstellungen ab.

Verbrauchsgröße als Hebel

Die Daten zeigen in fast allen Ländern einen klaren Skaleneffekt: Große Verbraucher zahlen deutlich weniger je Kilowattstunde als kleine. Nach Eurostat-Werten für die erste Jahreshälfte 2025 lag der durchschnittliche Strompreis für Großverbraucher mit über 150 Millionen kWh Jahresverbrauch in der EU bei rund 10,2 Cent, für kleine Unternehmen unter 20.000 kWh dagegen bei rund 24,8 Cent. Übertragen auf die Zuliefererauswahl heißt das: Große Werke mit hohen Abnahmemengen profitieren von günstigeren Energiebezugsbedingungen, kleinere Betriebe tragen relativ höhere Energiekosten: ein Faktor, der sich in deren Preisstrukturen niederschlagen kann und beim Vergleich mittelständischer Lieferanten untereinander relevant wird.

Auswirkungen auf Angebotspreise, Margen und Lieferkettenrisiken

Aus beschaffungstechnischer Sicht wirken Energiekosten auf drei Ebenen. Erstens direkt auf die Angebotspreise: Ein Lieferant mit hohen Strom- und Gaskosten muss bei energieintensiven Prozessen entweder höhere Preise verlangen oder eine geringere Marge akzeptieren. Beides hat Konsequenzen: im ersten Fall für den Einkauf, im zweiten für die Finanzstabilität der Quelle. Ein am Markt unterbewertetes Kostenniveau kann dazu führen, dass ein Lieferant die Kostenentwicklung nicht vollständig in seinen Preisen abbildet und später unter Druck gerät.

Zweitens auf die Preisstabilität: Liegt ein relevanter Teil der Kostenstruktur in volatilen Energiepreisen, sind auch die angebotenen Preise weniger planbar. Vertragliche Schutzmechanismen wie Energiepreisklauseln oder Indexierungen können das adressieren, machen Angebote aber schwerer vergleichbar. Drittens auf das Lieferrisiko: Ein Standort, dessen Energiekosten gegenüber Wettbewerbern strukturell ungünstig sind, trägt ein höheres Risiko, dass Investitionen in Kapazität oder Technologie woanders stattfinden, dass Preise nachziehen oder dass die Qualifizierung eines eingespielten Lieferanten sich langfristig nicht amortisiert. Diese Risiken sind weniger sichtbar als eine übervolle Auftragsbörse, aber für mehrjährige Beschaffungsstrategien existenzrelevant.

Eine Einschätzung, die sich aus den Daten ableiten lässt, nicht aber aus einer einzelnen Quelle als Fakt: Der Abschluss von Energieintensivprozessen in Ländern mit niedrigen Industriestrompreisen und die Konzentration energieintensiver Schritte dort, wo die Gesamtkostenstruktur stimmt, dürften die地理 Verteilung der europäischen Zulieferindustrie mittel- bis langfristig beeinflussen. Welche Branchen und Prozesse davon in welchem Ausmaß betroffen sind, ist derzeit offen und hängt auch davon ab, wie sich Regulierung und Netzkosten entwickeln.

Was das für Reshoring- und Verlagerungsentscheidungen bedeutet

Die Debatte um Reshoring wird meist unter Gesichtspunkten wie Lieferfähigkeit, Qualitätskontrolle, Transportkosten oder geopolitische Abhängigkeiten geführt. Energiekosten fügt eine weitere Ebene hinzu, und sie fällt nicht immer zugunsten des Reshorings aus. Wenn ein Inhouse- oder heimischer Standort energetisch teurer fährt als ein europäischer Alternativstandort, kann die Verlagerung innerhalb Europas günstiger sein als die Rückverlagerung. Ebenso kann ein Reshoring, das Primärkosten senkt (Transport, Bestände, Kommunikationsaufwand), durch höhere Energiekosten am Zielstandort zumindest teilweise kompensiert werden.

Für die Bewertung von Verlagerungsoptionen bedeutet das: Die Energiekostenstruktur gehört in die Rechenpfade der TCO-Analyse, und zwar mit Ausblick auf die Vertragslaufzeit, nicht nur mit heutigen Preisen. Praktisch relevant sind dabei vier Fragen:

1. Wie groß ist der Energiekostenanteil im jeweiligen Fertigungsprozess, und unterscheidet er sich messbar zwischen den Kandidatenstandorten?
2. Wie ist die Energiepreiskomponente strukturiert: Welche Anteile sind marktbestimmt, welche staatlich reguliert, welche befristet entlastet?
3. Wie wahrscheinlich ist es, dass sich die Energiekostenstruktur am Standort während der geplanten Lieferbeziehung signifikant verschiebt: etwa durch Netzentgeltänderungen oder das Auslaufen von Entlastungen?
4. Wie stabil ist die Energieversorgung am Standort, und welche Absicherungsmöglichkeiten bieten sich vertraglich an?

Kriterienkatalog: Energiekosten in der Lieferantenbewertung operationalisieren

Aus den beschriebenen Entwicklungen lassen sich konkrete Kriterien ableiten, die Einkäufer in Ausschreibungen und Lieferantenbewertungen berücksichtigen können. Sie ersetzen nicht die klassische Lieferantenqualifizierung, sondern ergänzen sie um eine energetische Dimension.

• Standortprofil erfassen: Bundesland beziehungsweise Land, Netzgebiet, Verbrauchsprofil des Werks und Bezugskonditionen für Strom und Gas als Teil der Lieferantenqualifizierung abfragen.
• Preiskomponenten trennen: Bei Angeboten aus Ländern mit befristeten Entlastungen (etwa Stromsteuerermäßigungen) klären, ob diese in den Angebotspreis eingeflossen sind und wie sich der Preis verhält, wenn sie auslaufen.
• Skaleneffekte nutzen: Bei Mehrlieferantenstrategien prüfen, ob die Bündelung von Volumen bei einem Lieferanten mit großem Energiebezug dessen Kostenvorteil teilweise weitergibt.
• Prozessenergiebilanz anfragen: Für energieintensive Fertigungsschritte den Energiebedarf je Bauteil oder je Charge erfragen, um Angebote unterschiedlich energieeffizienter Lieferanten vergleichbar zu machen.
• Preisstabilität vertraglich adressieren: Energieindexierungen, Preisänderungsmechanismen oder Laufzeitstaffeln explizit aushandeln statt sie der Marktrealität zu überlassen.
• Netzkostenperspektive einpreisen: Bei langen Rahmenverträgen die Wahrscheinlichkeit steigender Netzentgelte am Lieferantenstandort als Risikoposition bewerten, insbesondere in Ländern mit bereits hohen Netzentgelten.

Für die Strukturierung solcher Kriterien in Ausschreibungen und Lieferantenauswahlen kann ein Marktplatz wie Amplifa unterstützen, indem er Anbieterprofile und Anfrageprozesse so aufsetzt, dass solche standort- und prozessbezogenen Angaben systematisch abgefragt und verglichen werden können. Das nimmt der Bewertung nicht die fachliche Verantwortung ab, sondern macht die Daten disponibles, die für eine fundierte Entscheidungsgrundlage nötig sind.

Unsicherheiten und offene Fragen

Die hier dargestellten Erkenntnisse beruhen auf Daten verschiedener Erhebungszeiträume und Quellen, die teilweise unterschiedliche Verbrauchskategorien und Preisbestandteile abbilden. Einige Punkte bleiben unsicher und verdienen eine klare Kennzeichnung:

• Die Werte der zitierten Statistiken stammen aus unterschiedlichen Halbjahren und Anwendungsfällen; sie sind nicht ohne Weiteres direkt vergleichbar und ändern sich mit jeder Erhebung.
• Die Schätzung von Netzausbaukosten in Höhe von bis zu 730 Milliarden Euro bis 2045 sowie die Annahme einer möglichen Verdreifachung der Netzentgelte sind Szenarioannahmen einer einzelne Studie, keine feststehenden Entwicklungen.
• Welche Effekte die europäische Energiepreisstruktur langfristig auf die Verteilung der Zulieferindustrie hat, ist offen. Es existieren plausible Mechanismen, aber keine belastbaren Daten dazu, in welchem Umfang und in welchen Branchen Verlagerungen tatsächlich stattfinden.
• Die politische Steuerung von Energiepreisen ist ein offener Prozess: Entlastungen, Preisdeckel oder Netzentgeltreformen können die relativen Standortvorteile kurzfristig verändern.

Fazit: Energiekosten als eigenständige Dimension der Lieferantenstrategie

Energiekosten sind in der europäischen Beschaffung vom Nebenaspekt zu einem eigenständigen Bewertungskriterium geworden. Die Preisschere zwischen Ländern ist erheblich, die Ursachen liegen teils in Marktpreisen, teils in nationalen Netzentgelten, Steuern und Umlagen, und sie unterliegen politischen Weichenstellungen, die sich schnell ändern können. Wer als Einkäufer oder Supply-Chain-Verantwortlicher Zulieferer auswählt oder Verlagerungsentscheidungen vorbereitet, sollte deshalb die Energiekostenstruktur der Kandidatenstandorte systematisch erfassen, die Zusammensetzung der Preise verstehen und die Perspektivrisiken, insbesondere steigende Netzkosten und auslaufende Entlastungen, in die Laufzeiten der Verträge einpreisen. Dazu gehört auch, in Ausschreibungen die passenden Datenpunkte zu erfragen, statt sich auf singularisierbare Angebotspreise zu verlassen. Wer die energetische Dimension der Lieferantenbewertung sauber operationalisiert, macht seine Beschaffung widerstandsfähiger gegen die Preis- und Regulierungsdynamik der kommenden Jahre.

Fachlich verantwortlich

Anthony Filipiak

CEO & Co-Founder bei Amplifa

Anthony führt Amplifa als CEO und Co-Founder.

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