Schweizer Speicherseen 2026 – Update 31. August
Laufendes Dossier · Energie & Versorgungssicherheit 2026
Ein fortlaufend aktualisiertes Protokoll: Füllstände der Schweizer Speicherseen, Trockenheit und was der Terminmarkt daraus macht. Neuste Einträge stehen oben.
Seit Mai verfolgen wir denselben roten Faden: Die Schweizer Speicherseen kamen mit einem Rekordtief aus dem Winter, die Sommer-Auffüllung läuft, aber die Trockenheit bleibt — und der Strommarkt preist die Anspannung inzwischen deutlich ein. Dieses Dossier fasst alle Updates an einem Ort zusammen. Für jeden neuen Stand kommt oben ein weiterer Eintrag dazu.
Verlauf Füllstand Schweiz total
Maximalkapazität Gesamt-CH: 8'895 GWh. Werte: BFE Storymap, jeweilige Erhebung.
71,8 % Ende August — das Wallis rettet die Bilanz
Offizieller BFE-Wochenwert (Erhebung 31. August 2026). Einordnung auf Basis der BFE-Rohdaten 2000–2026.
(6'388 GWh)
(Ø 82.5 %)
(10 Jahre, netto)
Ø-Zuwachs
Regionen (31. August): Wallis 82.1 % (Ø 85.3), übrige Schweiz 73.6 % (Ø 82.8), Graubünden 62.2 % (Ø 81.4), Tessin 51.3 % (Ø 76.4). Maximalkapazität Gesamt-CH: 8'895 GWh. Quelle: BFE-Wochenwerte.
71,8 % Ende August — deutlich mehr als die 69 %, mit denen wir Anfang Monat gerechnet hatten (+798 GWh im August). Zwei Treiber: Die Rekordhitze (August +3,5 °C, zweitwärmster seit 1864) liess Gletscher und Schnee schmelzen und füllte vor allem die Stauseen im Wallis (82,1 %). Ab Mitte August brachte eine Kaltfront zusätzlich Regen, der auch die Seen im Tessin, in Graubünden und der übrigen Schweiz anhob — allein die Schlusswoche +305 GWh. Graubünden (62,2 %) und Tessin (51,3 %) bleiben aber 19 bzw. 25 % unter ihrem Schnitt.
Was ein Herbst noch bringt
Holt 2026 den Rückstand bis November noch auf? Kaum. Ende August sind die Seen normalerweise schon zu 82,5 % voll; sie steigen noch bis zum Höchststand Mitte Oktober und werden danach entleert. Netto bleibt vom Ende August bis 1. November im Schnitt fast nichts übrig: +12 GWh (Spanne −686 bis +759).
| Netto-Änderung Ende Aug→1. Nov | GWh | Stand 1. Nov. |
|---|---|---|
| Ø der letzten 10 Jahre | +12 | 72 % |
| nassester Herbst 2016–25 (2022) | +759 | 80 % |
| nötig für den 10-Jahres-Schnitt | +995 | 83 % |
Ausgangswert 6'388 GWh (31.8.). Ziel 83 % ≈ 7'383 GWh. Netto-Änderungen aus den BFE-Wochenwerten, Woche jeweils nächstliegend zu Ende Aug. bzw. 1. Nov.
Für den 83-%-Schnitt fehlen +995 GWh — mehr, als selbst der nasseste Herbst je brachte. Ausser Reichweite: Die Saison endet wohl unter dem Mittel, nahe am Vorjahr (77,9 %). Immerhin: Die ElCom (1. September) nennt die Versorgung „gewährleistet" — grösseres Winterrisiko sind die europäischen Gasspeicher (56 % vs. 83 %), nicht die Seen.
63 % am 10. August — Erholung ja, aber unter dem langjährigen Schnitt
Offizieller BFE-Wochenwert (Erhebung 10. August 2026). Einordnung auf Basis der BFE-Rohdaten (Wochenwerte 2000–2026).
(5'590 GWh)
(Ø 76.4 %)
(10 Jahre, netto)
Ø-Zuwachs
Regionen (10. August): Wallis 70.4 % (2'867 GWh), übrige Schweiz 67.3 % (1'077 GWh), Graubünden 54.0 % (1'069 GWh), Tessin 46.3 % (577 GWh). Maximalkapazität Gesamt-CH: 8'895 GWh. Quelle: BFE-Wochenwerte.
Die Auffüllung ist über Juli und August stetig weitergelaufen — 43 % (6.7.) → 51 % (20.7.) → 63 % (10.8.), im Schnitt rund +4 Prozentpunkte pro Woche, getrieben vor allem durch das Wallis mit den Gletscher im Einzugsgebiet der Stauseen. Der Rückstand zum Anfang Juli errechneten Bedarf (damals +3'531 GWh) hat sich dadurch auf noch +1'793 GWh verkleinert. So weit die eine Seite. Die BFE-Rohdaten zeigen aber auch, wie wenig ein Herbst normalerweise noch beiträgt.
Was ein Herbst normalerweise noch bringt
Im Schnitt der letzten 10 Jahre sind die Speicherseen Mitte August bereits zu 76 % gefüllt — die Schneeschmelze ist dann weitgehend durch. Ab da füllen sie sich kaum noch: Der mittlere Netto-Zuwachs vom 10. August bis 1. November beträgt nur +575 GWh (Spanne 2016–2025: −121 bis +1'315 GWh). 2026 liegt mit 63 % rund 13 Prozentpunkte unter diesem August-Schnitt und müsste bis November überdurchschnittlich zulegen, um aufzuschliessen.
| Herbst-Zuwachs Aug→Nov | GWh | Stand 1. Nov. |
|---|---|---|
| Ø der letzten 10 Jahre | +575 | 69 % |
| nassester Herbst 2016–25 (2022) | +1'315 | 78 % |
| nötig für den 10-Jahres-Schnitt | +1'793 | 83 % |
Ausgangswert 5'590 GWh (10.8.). Ziel 83 % ≈ 7'383 GWh. Netto-Zuwächse aus den BFE-Wochenwerten, Woche jeweils nächstliegend zu 10.8. bzw. 1.11.
Selbst der nasseste Herbst der letzten zehn Jahre würde 2026 nur auf rund 78 % bringen — der langjährige Schnitt von 83 % liegt damit praktisch ausser Reichweite. Ein Vorbehalt zugunsten von 2026: Der +575-Schnitt ist niedrig, weil die Seen normalerweise Mitte August schon fast voll sind und wenig Platz nach oben haben. 2026 hat mehr Reserve und füllt noch kräftig — der Zuwachs könnte daher höher ausfallen als in einem typischen Jahr.
Wie viel Regen fehlt für die 83 %?
Mit demselben groben Energiemodell wie im Mai-Artikel (~9 GWh je mm effektiver Niederschlag über die Einzugsgebiete): Für die fehlenden +1'793 GWh braucht es bis zum 1. November rund 199 mm. Etwa 64 mm davon (+575 GWh) liefert ein normaler Herbst von selbst — der Zusatzbedarf über einen Normalherbst hinaus liegt bei rund 135 mm. Zum Vergleich: Der nasseste Herbst der letzten 10 Jahre entsprach etwa 146 mm; für die 83 % müsste 2026 diesen Wert nochmals um gut 50 mm übertreffen.
„mm" meint hier effektiven, in Speicherenergie umgesetzten Niederschlag über die Einzugsgebiete — nicht Regenmesser-mm. Abfluss, Verdunstung und die Kraftwerksbewirtschaftung gehen nicht 1:1 ein. Grobe Energiebilanz, keine Präzisionsgrösse.
Was die Behörden sagen
Unterm Strich: Die Erholung ist real, und die Versorgung ist laut ElCom derzeit gesichert. Die Speicherseen dürften die Füllsaison aber unter dem langjährigen Schnitt und wohl unter Vorjahr abschliessen — die 83 % sind ohne aussergewöhnlich nassen Herbst nicht in Reichweite.
Der Markt zieht nach: Terminpreise 2027 deutlich teurer
Fokus diesmal: was der Strom-Terminmarkt aus der Wasserlage macht — plus ein Blick vor Ort an den Lai da Curnera (GR).
Vor Ort: Lai da Curnera, 4. vs. 24. Juli
Ein konkretes Beispiel aus dem Curnera-Tal (Kraftwerke Vorderrhein, Betrieb Axpo). Zwei Aufnahmen derselben Bogenmauer im Abstand von 20 Tagen. Auffällig ist die nicht vorhandene Veränderung des hellen Uferstreifens an beiden Terminen: Der See ist bei weitem nicht voll.
Hinweis: Curnera ist Teil einer bewirtschafteten Kaskade (Nalps–Curnera–Santa Maria). Der Pegel folgt nicht 1:1 der Schneeschmelze, sondern der Kraftwerksfahrweise: Das Wasser wird entweder aktiv turbiniert oder es fliesst nur wenig nach — sonst wäre der See Ende Juli nicht so leer.
Terminmarkt:
Strom für kommende Jahre wird an der Börse im Voraus gehandelt — das ist der Terminmarkt. Vergleicht man die heutigen Preise mit jenen von vor einem Jahr, fallen zwei Dinge auf: Erstens ist Strom generell deutlich teurer geworden. Zweitens gilt: Je weiter das Lieferjahr in der Zukunft liegt, desto günstiger der Preis — am teuersten ist das kommende Jahr 2027.
| Lieferjahr | Stand 23.07.2025 | Stand 23.07.2026 | Δ |
|---|---|---|---|
| Cal-2026 | 86.93 | in Lieferung | — |
| Cal-2027 | 77.90 | 112.30 | +44.2 % |
| Cal-2028 | 69.19 | 88.85 | +28.4 % |
| Cal-2029 | 68.13 | 77.00 | +13.0 % |
| Cal-2030 | 67.24 | 71.66 | +6.6 % |
| Cal-2031 | 66.84 | 69.50 | +4.0 % |
Baseload, Schweiz, EUR/MWh. Handelstage 23.07.2025 vs. 23.07.2026.
vor 1 Jahr vs. heute
(Frontjahr 26 → 27)
EUR/MWh
Erholung geht weiter: 51 % — aber weiter unter dem Schnitt
Offizieller BFE-Wochenwert (Sonntag 20. Juli, deckt die Woche um den 19. Juli ab).
(4'533 GWh)
(Ø 66.5 %)
(10 Jahre, netto)
Ø-Zuwachs
Regionen (20. Juli): Wallis 52.3 % (2'127/4'070 GWh), Graubünden 48.7 % (964/1'980 GWh), Tessin 41.8 % (521/1'245 GWh), übrige Schweiz 57.6 % (921/1'600 GWh).
43 % Füllstand — reicht das bis November?
Die Sommer-Auffüllung durch Schneeschmelze ist weitgehend durch. Erholung ja — aber die Wetterlage ist ungewöhnlich trocken.
(3'817 GWh)
(Ø 58.6 %)
(10 Jahre, netto)
Ø-Zuwachs
Regionale Werte: Graubünden 44 % (871/1'980 GWh), Wallis 40 % (1'628/4'070 GWh), Tessin 39 % (486/1'245 GWh), übrige Schweiz 52 % (832/1'600 GWh). Maximalkapazität Gesamt-CH: 8'895 GWh.
Wie viel Regen fehlt jetzt noch?
Netto-Füllgewinn Juli→November der letzten 10 Jahre (BFE-Rohdaten, jeweils nächstliegende Woche zu 6. Juli und 1. November):
| Jahr | Juli-Stand | Nov.-Stand | Füllgewinn (netto) |
|---|---|---|---|
| 2016 | 4'277 GWh | 6'650 GWh | +2'373 GWh |
| 2017 | 4'653 GWh | 7'183 GWh | +2'530 GWh |
| 2018 | 5'155 GWh | 7'013 GWh | +1'858 GWh |
| 2019 | 5'681 GWh | 8'187 GWh | +2'506 GWh |
| 2020 | 5'627 GWh | 7'783 GWh | +2'156 GWh |
| 2021 | 4'288 GWh | 7'052 GWh | +2'764 GWh |
| 2022 | 4'889 GWh | 7'743 GWh | +2'854 GWh |
| 2023 | 5'307 GWh | 7'732 GWh | +2'425 GWh |
| 2024 | 5'607 GWh | 7'489 GWh | +1'882 GWh |
| 2025 | 4'815 GWh | 6'928 GWh | +2'113 GWh |
| Ø 2016–25 | — | — | +2'346 GWh |
| 2026 | 3'817 GWh | ? | +3'531 GWh nötig* |
* nötiger Netto-Füllgewinn, um den 10-Jahres-Schnitt (~83 %, 7'348 GWh) per 1.11.2026 zu erreichen.
Das Trockenheitsbulletin des Bundes (Stand Anfang Juli) zeigt über die letzten 90 Tage in praktisch der ganzen Schweiz ein grosses Niederschlagsdefizit — verbreitet nur 35–65 % der Norm. Besonders betroffen sind Alpennordseite und Wallis. Die Schneeschmelze ist früher als üblich abgeschlossen; es liegt kaum noch Reserve in Form von Schnee, die später nachliefern könnte.
34 % — Erholung unter Druck
Hitze, AKW-Drosselungen und Börsenpreise über 300 EUR/MWh setzen falsche Anreize.
Im Mai-Artikel lagen die Speicherseen bei 13 % — 10-Jahrestief. Seither hat vor allem die Schneeschmelze auf 34 % per 22. Juni angehoben. Eine Erholung — aber auf tiefem Niveau: 34 % liegt unter dem bisherigen 10-Jahres-Minimum von 2021.
(2'983 GWh)
(Ø 46.5 %)
(10 Jahre, netto)
Ø-Zuwachs
Regionen (22. Juni): Wallis 26 % (1'077 GWh), übrige Schweiz 44 % (703 GWh), Graubünden 39 % (775 GWh), Tessin 34 % (428 GWh). Maximalkapazität Gesamt-CH: 8'895 GWh.
Besonders das Wallis mit fast der Hälfte der gesamten Speicherkapazität liegt mit 26 % ebenfalls auf einem 10-Jahrestief. Der Frühling 2026 (März–Mai) war einer der trockensten seit Messbeginn 1864, Wallis und GR lagen bei nur 40–60 % der Norm. Der Schneemangel des Winters (50–75 % der Norm) begrenzt das Schmelzpotenzial zusätzlich.
Das Doppelproblem: Hitze und Börsenpreise
Das ist dieselbe Logik wie 2022: In Hochpreisphasen war der Netto-Sommer-Füllgewinn historisch am niedrigsten. Ob das 2026 wieder so kommt, ist offen — aber die Ausgangslage ist vergleichbar.
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