Der Juni 2026 hat dem deutschen Day-Ahead-Markt beides beschert: den zweitteuersten Monat des Jahres und die schärfsten Abendspitzen. Das Monatsmittel stieg auf 109,52 €/MWh — plus 12,3 Prozent gegenüber Mai (97,54 €/MWh, Mai-Bericht) und nur knapp unter dem Januar-Wert von 110,09 €/MWh. Getrieben wurde der Monat vom Wetter: Der Deutsche Wetterdienst registrierte den zweitwärmsten Juni seit Messbeginn (19,5 °C Mittel, nur 2019 war wärmer) und verhängte ab dem 18. Juni die früheste lange Hitzewarnperiode seit Start des Warnsystems 2005 — rund zwölf Tage am Stück, mit einem Allzeit-Temperaturrekord von 41,7 °C am 28. Juni in Brandenburg.
Alle Preiswerte aus den Viertelstunden-Rohdaten der Bundesnetzagentur (SMARD) berechnet und gegen Energy-Charts (Fraunhofer ISE) sowie den EPEX-Monatsbericht quergeprüft.
Der 24. Juni: 747 €/MWh in der Abendrampe
Die Hitzewoche ab dem 22. Juni produzierte die teuersten Stunden des Jahres. Am Mittwoch, 24. Juni, kletterte der Preis in der Viertelstunde ab 20:45 Uhr auf 747,10 €/MWh; die Stunden ab 20 und 21 Uhr notierten im Mittel bei 665,82 und 660,16 €/MWh. Das Muster wiederholte sich am 23. und 30. Juni mit Abendspitzen über 500 €/MWh — insgesamt lagen 76 Viertelstunden des Monats über 300 €/MWh.
Die Mechanik dahinter: Klimatisierungslast hält die Nachfrage bis in den Abend hoch, während die PV-Einspeisung nach Sonnenuntergang wegbricht — die Abendrampe wird steiler und teurer. Für Batteriespeicher ist genau diese Rampe das Erlösfenster: mittags laden, in die teuersten Abend-Viertelstunden entladen.
Spreizung: Drittes Plus in Folge
| Kennzahl | Juni 2026 | Mai 2026 | April 2026 |
|---|---|---|---|
| Day-Ahead Base (Monatsmittel) | 109,52 €/MWh | 97,54 €/MWh | 78,52 €/MWh |
| Ø Tagesspreizung | 240,12 €/MWh | 207,94 €/MWh | — |
| Max. Tagesspreizung | 682,85 €/MWh (24.06.) | 732,98 €/MWh (01.05.) | 572 €/MWh |
| Höchstpreis | 747,10 €/MWh (24.06.) | 468,31 €/MWh | — |
| Tiefstpreis | −52,99 €/MWh (13.06.) | −499,99 €/MWh | −400,00 €/MWh |
| Negative Viertelstunden | 199 | 315 | 492 |
Die durchschnittliche Tagesspreizung von 240,12 €/MWh ist die eigentliche Nachricht des Monats: Sie liegt zum dritten Mal in Folge über dem Vormonat. Während im Frühjahr die tiefen Mittagstäler die Spreizung trieben (Extremfall: der 1. Mai), übernahmen im Juni die hohen Abendspitzen — die Spreizung hat damit zwei unabhängige Treiber, die sich saisonal abwechseln. Genau diese Doppelstruktur macht das Arbitrage-Geschäftsmodell robuster, als es ein einzelner Sondereffekt wäre.
Negative Preise: Sommerpause mit Wochenend-Ausnahme
Nur 199 negative Viertelstunden verzeichnete der Juni (Mai: 315, April: 492) — konzentriert auf sonnige Wochenenden mit schwacher Industrienachfrage: Am Sonntag, 14. Juni, waren es 44, am Samstag, 13. Juni, 41 negative Viertelstunden mit dem Monatstief von −52,99 €/MWh. An Werktagen absorbierten Nachfrage und Hitze-Klimatisierung das Solarangebot fast vollständig.
Die günstigsten Tage des Monats waren entsprechend allesamt Wochenendtage (Tagesmittel am 14.06.: 25,12 €/MWh), die teuersten die Hitze-Werktage (24.06.: 207,84 €/MWh) — eine Differenz der Tagesmittel von Faktor acht innerhalb von zehn Tagen.
Einordnung für Investoren
Der Juni liefert das Sommer-Gegenstück zur Frühjahrs-These: Die Spreizung wächst nicht nur durch billige Mittagsstunden, sondern zunehmend durch teure Abendstunden — und Hitzesommer verstärken diesen Effekt strukturell. Am Handelsvolumen zeigt sich zugleich die Professionalisierung des Marktes: EPEX meldet für den Juni ein Rekordvolumen im kontinuierlichen Intraday-Handel in Deutschland, dem Markt, in dem Speicher ihre Flexibilität am feinsten vergolden.
Für die Angebotsprüfung gilt unverändert: Spread-Annahmen im Prospekt gegen die Ist-Reihe halten (April 78 → Mai 98 → Juni 110 €/MWh Base; Spreizung 208 → 240 €/MWh) — und dabei dem Rendite-Rechner auch ein Szenario mit rückläufigen Spreads gönnen. Der Juni war spreizungsfreundlich; ein milder, windreicher Herbst sieht anders aus.