MARKTKOMMENTAR
Marktkommentar Juli 2026
Die Hitze setzt uns und dem Strommarkt zu. Was sich auf den ersten Blick wie eine bloße Wetterlage liest, ist in Wahrheit ein Preisschock im Tagesrhythmus: Besonders hohe Kühllast trifft auf geringe Windeinspeisung und abends auf kaum noch merkliche PV-Erzeugung. Die vergangene Woche war im Strom deutlich teurer als die Vorwoche, und die abendlichen Preisspitzen sind Ausdruck der Transformation, in der wir uns befinden.
Die höchsten Einzelviertelstundenpreise des Jahres fielen in Österreich und Deutschland auf die vergangene Woche. Am 24. Juni um 20:45 Uhr erreichte der Preis in Österreich 645 EUR/MWh, in Deutschland 747 EUR/MWh. Damit war Deutschland im Peak deutlich teurer als Österreich. Der Österreich-Aufschlag, der im Winterhalbjahr noch zwischen 12,6 und 31,3 EUR/MWh lag, rutschte im Juni erstmals seit August 2025 wieder in den negativen Bereich und notiert bei -1,8 EUR/MWh. Die Gründe dafür sind vielschichtig: schwache Windauslastung, kaum negative Preise und eine Situation, in der Österreich in den besonders teuren Stunden häufig die letzte Einheit für die Nachbarn liefert. Pumpspeicher sind aktuell ab etwa 18:00 Uhr in vielen Stunden im Einsatz.
Besonders eindrücklich zeigt sich die Knappheit am Beispiel Ungarns. Am 29. Juni um 21:00 Uhr, liegt der Preis dort bei 785 EUR/MWh. Österreich notiert im selben Moment bei 281 EUR/MWh, also bei 36 % des ungarischen Niveaus, Deutschland bei 319 EUR/MWh beziehungsweise 41 %. Das macht sichtbar, wie steil die Angebotskurve in Knappheitsphasen werden kann und wie wenig zusätzliche Laständerung bereits eine signifikante Preiswirkung entfaltet.
Die Hitze trifft nicht nur die Nachfrage, sondern auch das Angebot. Niedrige Wasserführung reduziert die Laufwasserkraft, gleichzeitig bedingen hohe Flusstemperaturen Kühlwasserrestriktionen für thermische Kraftwerke und AKWs. Die extrem hohen Abendpreise sind damit das Ergebnis mehrerer gleichzeitiger Engpässe, die alle mit der Hitze zusammenhängen. Umso auffälliger ist der Kontrast zur Mittagszeit, in der die Preise oft nahe null liegen. Die PV-Einspeisung in Österreich liegt zum Halbjahresende rund 16 % über dem Vorjahresniveau beim Wochenhöchstwert und im Tagesspitzenmittel knapp 30 % darüber. Den Jahreshöchstwert markierte allerdings nicht der aktuelle Hochsommer, sondern das Frühjahr: In der Woche ab 27. April wurden bis zu knapp 5.600 MW erreicht. Die aktuellen Juniwerte liegen rund 9 bis 10 % darunter, was der reduzierten Modulleistung bei sommerlicher Hitze entspricht.
Grundsätzlich ergänzen sich Wind und PV saisonal gut. Stabile Hochdruckgebiete wie aktuell führen jedoch zu geringer Windkraftausbeute. Die Spreizung zwischen Mittagstief und Abendspitze wird mit weiterem Erneuerbaren-Ausbau und sonstigem Stillstand nicht kleiner, sondern größer. Die durchschnittliche Standardabweichung der Preise pro Tag folgt einem ausgeprägten Jahresgang: Im Winter lag sie bei rund 18 bis 26 EUR/MWh, stieg im Frühjahr kräftig an und erreicht im Juni rund 76 EUR/MWh. In der letzten Woche lag sie in Österreich bei 97 EUR/MWh, in Deutschland bei 109 EUR/MWh und in Ungarn bei 121 EUR/MWh. Das ist ein klares Signal für den weiteren Weg der Energietransformation.
Viele kleine Verbrauchslasten folgen heute noch eher dem Komfortrhythmus als dem Preissignal. Gekühlt wird, wenn man heimkommt, nicht wenn Strom im Überfluss vorliegt. Klimaanlagen, Warmwasserbereitung, Ladeinfrastruktur oder Wärmepumpen sind in der Aggregation durchaus relevante Lasten. Genau dafür sind Aggregatoren vorgesehen: Akteure, die verteilte Flexibilität bündeln und marktfähig machen. Die breite Umsetzung wartet jedoch noch auf nationale Implementierung. Der einfachere Hebel liegt in der industriellen Flexibilität und wäre bereits heute mit kleinen regulatorischen Anpassungen zu großen Teilen realisierbar. Wer auf Preissignale reagiert, bewegt den Markt. Batteriespeicher entwickeln sich ebenfalls weiter; die Einsatzmöglichkeiten außerhalb der Regelenergie sind mit den aktuellen Preisspreads marktreif. Die Sektorkopplung ist dabei nicht nur ein Schlagwort, sondern Voraussetzung für ein kosteneffizientes System. Mobilität und Wärme werden in das Stromsystem integriert. Der beschwerlichste Teil der Energiewende liegt wahrscheinlich bereits hinter uns: die Serienproduktion der nötigen Technologien und die damit verbundene Kostendegression. Was es jetzt braucht, ist regulatorische Weiterentwicklung und das Bewusstsein für Laständerung bei Preisspitzen.
Während die Spotpreise in system- und marktbedingte Höhen schießen, entwickelten sich die Terminpreise insgesamt moderat bis leicht fallend im Monatsverlauf. Ausschlaggebend war natürlich die lang erhoffte Einigung zwischen dem Iran und der den USA. Der Frontmonat schloss mit 97,71 EUR/MWh nahezu auf dem gleichen Niveau wie eine Woche zuvor. Zum Juli-Beginn legt er jedoch wieder deutlich zu, nachdem Wetterprognosen für die erste Julihälfte eine erneute Hitzewelle vorhersagen. Für die laufende Woche werden zwar niedrigere Temperaturen als in der Vorwoche erwartet, die Wettermodelle zeigen für die kommende Woche jedoch erneut Werte rund 5 °C über dem langjährigen Durchschnitt. Gleichzeitig dürfte die Windeinspeisung in der laufenden Woche mit durchschnittlich 3,5 GW deutlich unter dem Normalwert liegen und damit den Spotmarkt stützen. Kurzfristig bleibt das Bild damit bullisch, während die langfristigen Produkte weiterhin die Entwicklung des Iran-Konflikts abwarten.
Im Gas setzte sich die Abwärtsbewegung in der letzten Juni-Woche weiter fort, wenn auch moderater als zuvor. Das Cal-27 gab am TTF im Wochenvergleich um 3,1 % nach und liegt bei bei 33,85 EUR/MWh. Mit einer vermeintlichen Entspannung der Geopolitik und dem Wiederanlaufen des Schiffsverkehrs in der Straße von Hormus — im Juni bislang 27 Fahrten von LNG-Schiffen und damit schon dreimal so viel wie im Mai — unterschritt das TTF-Frontmonat am Donnerstag, 25. Juni, zeitweise die Marke von 40 EUR/MWh. Gegen Ende der Woche sorgte jedoch ein Angriff auf ein Containerschiff in der Nähe der Straße von Hormus wieder für einen leichten Preisanstieg.
Auch die LNG-Importe nach Europa setzten ihre Abnahme fort. In der vergangenen Woche kamen im Schnitt 3,3 TWh pro Tag an, das sind gegenüber der Vorwoche weitere 18,5 % weniger. Über den Juni liegt Europa bislang rund 19 % unter dem Niveau des Vorjahres. Das wirkt sich auf die Einspeiseraten der europäischen Gasspeicher aus: Aktuell sind sie zu 47 % gefüllt und damit 10 % unter dem Vorjahresniveau. Bleiben die Einspeiseraten auf dem aktuellen Niveau, läge der Füllstand Anfang November bei rund 70 %. Um das EU-Speicherziel von 90 % zu erreichen, wird der Wettbewerb mit Asien um LNG-Spotlieferungen damit größer, und das Risiko höherer Preise im dritten Quartal steigt.
Mit dem Abklingen der Hitzewelle in der aktuellen Woche dürfte die Gasnachfrage in der Stromerzeugung wieder etwas nachlassen. Für die Preisentwicklung am Terminmarkt bleibt die Geopolitik entscheidend. Kurzfristig ist das Marktbild damit wetter- und windgetrieben bullisch, langfristig aber im Kern ausgeglichener. Die nächsten Wochen werden zeigen, wie stark sich die erwartete Abkühlung auf Spot und Gas auswirkt, ohne die europäische Einspeicherung zu gefährden.
Ihr Matthias Kisslinger
Für das Team der Inercomp