Market Insights: Mittagstief und Abendspitze – was der Juni-Spotmarkt über Cal 27 und Ihr Lastprofil verrät

Wer Mitte Juni 2026 auf den deutschen Strommarkt blickt, sieht zwei Märkte in einem. Mittags drückt die Solareinspeisung die Day-Ahead-Preise regelmäßig gegen null oder darunter, abends steigen sie auf ein Vielfaches. Am Terminmarkt dagegen herrscht weitgehend Ruhe. Für Einkäufer ist genau diese Kombination entscheidend – denn sie bestimmt, was ein Lastprofil tatsächlich kostet.

Terminmarkt: Cal 27 ruhig und unter den Kosten eines Gaskraftwerks

Laut Marktbericht der ElCom vom 9. Juni notierte der deutsche Base-Frontjahreskontrakt bei 95,0 EUR/MWh nach 95,7 EUR/MWh in der Vorwoche. Im Bericht vom 26. Mai hatte die ElCom noch 90,3 EUR/MWh ausgewiesen. Für Österreich lag das Frontjahr bei 104,6 EUR/MWh, für Italien bei 108,0 EUR/MWh und für die Schweiz bei 96,2 EUR/MWh.

Aufschlussreich ist der Vergleich mit den Erzeugungskosten. Die ElCom beziffert die Grenzkosten eines effizienten Gaskraftwerks für das Frontjahr auf 102,81 EUR/MWh, die eines Braunkohlekraftwerks auf 100,03 EUR/MWh. Der deutsche Base-Kontrakt liegt damit unter beiden Werten. Unsere Lesart: Der Markt rechnet damit, dass 2027 in vielen Stunden nicht fossile Kraftwerke, sondern Wind und Sonne den Preis setzen, und bildet das als Abschlag ab.

Die Brennstoffseite bleibt dennoch ein Risikofaktor. TTF-Gas für das Frontjahr notierte bei 37,7 EUR/MWh, der Frontmonat bei 49,8 EUR/MWh. Der CO2-Dezemberkontrakt gab binnen Wochenfrist um 2,8 Prozent auf 77,0 EUR/t nach.

Spotmarkt: Das Mittagstief wird zur Regel

Nach unserer Auswertung der viertelstündlichen Day-Ahead-Preise für Deutschland/Luxemburg (Daten der Bundesnetzagentur/SMARD, abgerufen über Energy-Charts) lag der Durchschnitt zwischen 11 und 15 Uhr vom 1. bis 11. Juni bei 41,52 EUR/MWh, zwischen 19 und 22 Uhr dagegen bei 170,15 EUR/MWh. Über alle Viertelstunden ergab sich ein Mittel von 102,27 EUR/MWh.

Im Mai war das Muster noch ausgeprägter: Die Mittagsstunden kamen im Schnitt auf 14,59 EUR/MWh, die Abendstunden auf 168,82 EUR/MWh. In 315 Viertelstunden – das entspricht 78,75 Stunden – waren die Preise negativ. Am 1. Mai fiel der Day-Ahead-Preis zur Mittagszeit auf minus 499,99 EUR/MWh.

Die Abendrampe: Wenn die Sonne geht, kommt die Spitze

Die Kehrseite des Mittagstiefs ist die Abendrampe. Am Montag, 1. Juni, stieg der deutsche Day-Ahead-Preis laut ElCom auf über 400 EUR/MWh, weil kaum Wind wehte, die Solarerzeugung zurückging und die Abendnachfrage hoch blieb. Der höchste Viertelstundenwert lag nach unserer Auswertung bei 422,28 EUR/MWh um 20:45 Uhr. Im Mai hatte das Maximum bei 468,31 EUR/MWh am 28. Mai um 20:30 Uhr gelegen.

Wie wetterabhängig das Bild ist, zeigte die erste Juniwoche: Die deutsche PV-Erzeugung sank gegenüber der Vorwoche von 3.067 auf 2.309 GWh, die Windeinspeisung stieg von 1.298 auf 2.323 GWh. Negative Preise traten dennoch in 15,75 Stunden auf, der tiefste Wert lag am Sonntag, 7. Juni, bei minus 50,25 EUR/MWh.

Peak unter Base: Ein Signal für die Profilbewertung

Ein Detail aus der ersten Juniwoche verdient Aufmerksamkeit: Der deutsche Peak-Preis lag laut ElCom mit 87,1 EUR/MWh unter dem Base-Preis von 95,6 EUR/MWh, Offpeak kam auf 100,4 EUR/MWh. Die gewohnte Logik, nach der Tagesstrom teurer ist als Strom in den Rand- und Nachtstunden, gilt in sonnenreichen Wochen nicht mehr. Für die Bewertung von Lastprofilen heißt das: Entscheidend ist nicht allein die Jahresmenge, sondern wann sie verbraucht wird.

Regionale Unterschiede im DACH-Raum und in Italien

Für Unternehmen mit Standorten in mehreren Ländern lohnt der Blick auf die Preisunterschiede am Terminmarkt. Das österreichische und das italienische Frontjahr notieren spürbar über dem deutschen, während die Schweiz nahe am deutschen Niveau liegt. In der Schweiz kommt ein saisonaler Faktor hinzu: Die Speicherseen setzten laut ElCom ihren Fülltrend fort, waren Anfang Juni aber erst zu einem Viertel ihrer Kapazität gefüllt – 7 Prozentpunkte unter dem langfristigen Durchschnitt. Für die Wasserkraftproduktion im weiteren Jahresverlauf ist das ein Faktor, den Schweizer Abnehmer beobachten sollten.

Für die Beschaffung bedeutet das: Ein einheitlicher Absicherungszeitpunkt für alle Standorte ist selten optimal. Die Preisbildung folgt in jedem Markt eigenen Treibern – vom Solarausbau über die Gasabhängigkeit der Stromerzeugung bis zur Wasserführung.

Was das für Ihre Beschaffung bedeutet

• Profilkosten sichtbar machen. Legen Sie Ihr Lastprofil neben die Preisstruktur des Spotmarkts. Ein Verbrauch mit Schwerpunkt am Abend verursacht in dieser Marktphase höhere Strukturkosten als ein Mittagsprofil – auch wenn beide über Base-Produkte abgesichert sind.
• Cal 27 in Tranchen prüfen. Das Frontjahr hat sich in der ersten Juniwoche kaum bewegt. Eine gestaffelte Absicherung nutzt ruhige Phasen, ohne das gesamte Volumen an einen Tag zu binden. Das Brennstoffrisiko auf der Gas- und CO2-Seite bleibt bestehen.
• Flexibilität bewerten. Lastverschiebung in die Mittagsstunden, Speicher oder steuerbare Prozesse können bei dieser Spreizung einen Beitrag leisten. Ob sich das rechnet, hängt von Ihrem Vertrag ab – insbesondere davon, ob Spotanteile oder Strukturaufschläge an Sie weitergegeben werden.
• Eigenerzeugung realistisch ansetzen. Wer PV-Strom einspeist oder PPA-Mengen bewertet, sollte mit dem Preisniveau der Mittagsstunden rechnen, nicht mit dem Tagesdurchschnitt.

Wie stark die Preisstruktur Ihre Energiekosten beeinflusst, zeigt erst der Abgleich mit Ihrem Lastgang. Sprechen Sie uns an – wir prüfen gemeinsam, welche Beschaffungsstruktur zu Ihrem Profil passt.

Quellen

• Quelle: ElCom – Marktbericht vom 09.06.2026 (Juni 2026)
• Quelle: ElCom – Marktbericht vom 26.05.2026 (Mai 2026)
• Quelle: Energy-Charts (Fraunhofer ISE) – Day-Ahead-Preise DE-LU 1.–11. Juni 2026, Daten Bundesnetzagentur/SMARD (Juni 2026)
• Quelle: Energy-Charts (Fraunhofer ISE) – Day-Ahead-Preise DE-LU Mai 2026, Daten Bundesnetzagentur/SMARD (Mai 2026)
• Quelle: Handelsblatt – Negativer Strompreis von 499 Euro liefert Reiche neue Argumente (Mai 2026)