Strompreis-Prognose Sommer 2026: Was du wirklich erwarten kannst

Im Sommer 2026 drücken vor allem Solarstrom und langes Tageslicht die Börsenpreise – besonders mittags, teils bis in den negativen Bereich. Wie hoch der Preis konkret liegt, hängt von Wetter, Gas und Nachfrage ab und lässt sich seriös nur als Muster und Bandbreite angeben, nicht als feste Zahl.

Rechne im Sommer 2026 mit niedrigen Börsenpreisen tagsüber und höheren Preisen morgens und abends. An sonnigen Mittagen sind Negativpreise wahrscheinlich. Eine exakte ct/kWh-Prognose für einen einzelnen Sommertag ist unseriös – wer dir eine feste Zahl nennt, rät. Verlässlich ist nur das Muster: viel Sonne am Tag = billiger Strom an der Börse.

Seriös prognostizierbar ist die Struktur: ausgeprägte Preistäler zur Mittagszeit, Preisspitzen in der Dunkelflaute morgens/abends, mehr Negativpreis-Stunden als im Winter. Nicht seriös prognostizierbar ist das absolute Preisniveau eines konkreten Tages, weil es an Gaspreis, Windangebot, Kraftwerksausfällen (auch in Frankreich) und der Wetterlage hängt. Miss jede kursierende Sommer-2026-Zahl daran, ob eine Quelle und ein Datum dabeisteht.

In Deutschland zählen wir für 2026 bislang 409 Stunden mit negativen Strompreisen an der Börse (eigene ENTSO-E-Auswertung), der tiefste Wert lag bei −500 EUR/MWh. Solche Extreme entstehen fast immer mittags bei viel Sonne und wenig Verbrauch. Im Sommer nimmt die Zahl solcher Stunden erfahrungsgemäß zu, weil die Solareinspeisung ihr Jahresmaximum erreicht.

Solaranlagen speisen in den Sommermonaten am meisten ein und verdrängen teure Gas- und Kohlekraftwerke aus dem Preis. Wenn zur Mittagszeit mehr Strom erzeugt als gebraucht wird, fällt der Börsenpreis – im Extremfall unter null, weil Erzeuger für die Abnahme zahlen. Kühleres, bewölktes Wetter oder eine Windflaute können den Effekt aber jederzeit dämpfen.

Erwarte im Sommer 2026 eine klare Tageskurve: teuer in der Morgenspitze, tiefe Preise über die Mittagsstunden, wieder steigend zur Abendspitze nach Sonnenuntergang, wenn Solar wegfällt. Für dich heißt das: Verbrauch (Wärmepumpe, Warmwasser, E-Auto-Ladung, Wäsche) möglichst in die Mittagsstunden legen zahlt sich am stärksten aus.

Mit einem dynamischen Stromtarif profitierst du direkt von den Mittagstiefs; mit Speicher oder flexiblen Verbrauchern lässt sich der günstige Solarstrom in die teuren Abendstunden verschieben. Für Anlagenbetreiber ist die Kehrseite wichtig: In Negativpreis-Stunden gibt es unter §51 EEG keine Marktprämie – das kann die Erlöse spürbar treffen und macht das gezielte Abregeln oder Speichern zum Thema.

Eine Strompreis-Prognose schätzt, wie sich der Börsenstrompreis (Day-Ahead- bzw. Spotmarkt in €/MWh) in den nächsten Stunden und Tagen entwickelt. Wichtig zu verstehen: Der morgige Tag ist streng genommen keine Prognose mehr, sondern steht fest. Die Day-Ahead-Auktion an der Strombörse schließt um 12 Uhr am Vortag; danach liegen die Preise für jede Stunde des Folgetags — seit September 2025 sogar viertelstündlich — verbindlich vor. Eine echte Prognose beginnt erst danach: Machine-Learning-Modelle (bei uns z. B. Prophet) rechnen aus historischen Preisen, erwarteter Netzlast und dem Wetter — vor allem der Einspeisung aus PV und Wind — einen Ausblick über mehrere Tage. Unsere Prognose läuft stündlich über 7 Tage für Deutschland und Nachbarländer wie AT, FR, NL oder PL.

So gehst du praktisch vor: Für morgen schaust du auf die fixen Day-Ahead-Preise ab ca. 12 Uhr — die sind keine Schätzung. Für die kommende Woche nutzt du eine ML-Prognose, und je näner die Stunde, desto zuverlässiger der Wert; weiter in der Zukunft steigt die Unsicherheit, weil das Wetter dominiert. Sind viel PV und Wind angekündigt, drückt das die Preise stark nach unten, teils bis in den negativen Bereich (2026 gab es in Deutschland bereits 423 Negativstunden mit einem Tiefstwert von −500 €/MWh). Fazit auf die Frage, ob sich eine Prognose lohnt: ja, aber als Planungshilfe, nicht als Garantie. Nutze sie, um flexiblen Verbrauch, das Laden von E-Autos oder das Be- und Entladen eines Speichers in die günstigen Stunden zu verschieben — für eine feste Preiszusage über Wochen taugt keine Prognose, weil sich Wetter und Erzeugung kurzfristig ändern.

Ja, das passiert wirklich, und es hat einen nüchternen Grund: Nicht die Nachfrage allein macht den Preis, sondern die Residuallast — also der Teil der Last, den Wind und Sonne gerade nicht decken. An einem heißen Sommerabend laufen drei Effekte zusammen. Erstens fällt die PV-Einspeisung zwischen später Nachmittag und Sonnenuntergang steil ab, genau in den Stunden, in denen sie tagsüber noch fast alles getragen hat. Zweitens bleibt die Nachfrage hoch oder steigt sogar: Klimatisierung, Kühlung und Lüftung laufen nach einem Hitzetag weiter, weil Gebäude und Kühlhäuser die aufgenommene Wärme erst abends wieder loswerden. Drittens sind Hitzeperioden in Mitteleuropa typischerweise Hochdrucklagen — schwachwindig. Wind kann den PV-Wegfall also nicht auffangen. Die Lücke muss von regelbaren Kraftwerken geschlossen werden, und über die Merit-Order setzt das teuerste noch benötigte Kraftwerk (meist Gas, in Spitzenstunden Öl- oder Reservekapazität) den Preis für alle. Weil die Angebotskurve am oberen Ende sehr steil wird, treibt schon eine kleine zusätzliche Lücke den Stundenpreis überproportional nach oben. Presseberichte aus Hitzewellen nennen deshalb Börsen-Stundenpreise von über 600 €/MWh. Wichtig zum Einordnen: Das sind Börsenpreise einzelner Stunden, nicht dein Arbeitspreis fürs Jahr. Derselbe Tag kann mittags das Gegenteil zeigen — in unserer eigenen ENTSO-E-Auswertung liegen für Deutschland 2026 bisher 455 Stunden mit negativem Preis, Tiefstwert −500 €/MWh. Hoher Abendpreis und Negativpreis am Mittag sind keine Widersprüche, sondern zwei Seiten derselben Residuallast-Kurve.

Was heißt das für dich konkret? Prüfe drei Dinge in dieser Reihenfolge. Erstens: Trifft dich der Börsenpreis überhaupt? Nur wenn dein Liefervertrag spotindexiert ist (dynamischer Tarif nach §41a EnWG, Spot-Indexierung im B2B-Vertrag) oder du direkt vermarktest, schlägt eine solche Abendstunde in dein Geld durch. Bei reinem Festpreis liegt das Risiko beim Lieferanten — dann ist die Schlagzeile für dich eine Beschaffungs-, keine Rechnungsfrage. Zweitens: Wie viel Last hast du in genau diesen Stunden? Das beantwortet kein Jahresverbrauch, sondern nur dein 15-Minuten-Lastgang. Bei registrierender Leistungsmessung (RLM) liegt der gemessen vor; bei Standardlastprofil (SLP) existiert er nicht und müsste erst gemessen werden. Leg die Abendstunden mehrerer Hitzetage übereinander und sieh nach, wie viele kW und kWh dort tatsächlich liegen — oft ist die teure Stunde real kleiner als gedacht, manchmal deutlich größer. Drittens: Was davon ist verschiebbar? Kühlung mit thermischer Trägheit, Ladevorgänge, Pumpen, Aufheizprozesse lassen sich meist vorziehen; ein Produktionstakt oder eine Beleuchtung nicht. Erst aus dieser Reihenfolge — Vertragsform, gemessene Abendlast, verschiebbarer Anteil — ergibt sich, ob Lastverschiebung, Eigenerzeugung oder ein Speicher überhaupt etwas bringen. Rechne dabei immer gegen deinen tatsächlichen Vergleichspreis inklusive Netzentgelt, Steuern und Umlagen, nicht gegen den nackten Börsenpreis: Ein Abendpeak an der Börse ist nur dann ein Kostenproblem, wenn er in deinem Vertrag und in deinem Lastgang auch ankommt.