Schweizer Speicherseen 2026 – Update 24.Juli
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.
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, quintessenz, das Wasser im See wird entweder aktiv trubiniert oder es fliesst nur wenig Wasser nach, sonst wäre er zum aktuellen Zeitpunkt 24.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)
(2016–2025)
(43 → 51 %)
(~20. Juli, 2017)
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)
(4'981 GWh)
(7'348 GWh)
(netto, bis 1.11.)
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.
~3'020 / 8'895 GWh
1'059 / 4'070 GWh
772 / 1'980 GWh
704 / 1'600 GWh
423 / 1'245 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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