Der Stromverbrauch (die Netzlast*) betrug im zweiten Quartal 2026 insgesamt 109,5 TWh und lag damit um 1,5 Prozent höher als im Vorjahresquartal (107,9 TWh). Da insgesamt ein größerer Anteil der Einspeisung durch konventionelle Energieträger erzeugt wurde, stieg die Residuallast gegenüber dem Vorjahresquartal um 4,3 Prozent auf 53,2 TWh.

Höchste Quartalseinspeisung durch Photovoltaik

Die realisierte Erzeugung** lag bei 103,9 TWh und damit um 1,3 Prozent höher als im Vorjahresquartal (102,5 TWh). Der Anteil der Erneuerbaren betrug 66,4 Prozent und ging damit gegenüber den 67,7 Prozent im Vorjahresquartal leicht zurück. Er verbleibt damit auf dem zweithöchsten bisher erreichten Stand.

Den mit 30,6 Prozent größten Anteil der realisierten Erzeugung machte wie im Vorjahresquartal die Photovoltaik aus***. Die absolute Einspeisung von 31,8 TWh ist die höchste bisherige Quartalseinspeisung überhaupt und 6,9 Prozent über dem bisherigen Höchstwert von 29,7 TWh aus dem Vorjahresquartal. Im Quartalsvergleich stieg die installierte Erzeugungsleistung bei der Photovoltaik um mehr als 15 GW auf 103,3 GW. Zudem war das abgelaufene Quartal außergewöhnlich sonnig (DWD).

Die Erzeugung durch Wind-Onshore-Anlagen ging hingegen um 12,0 Prozent zurück. Im sehr windreichen Vorjahresquartal wurde mit 22,4 TWh der Höchstwert für zweite Quartale erreicht, mit 19,7 TWh lag die Einspeisung im abgelaufenen Quartal auf dem Niveau des zweiten Quartals 2023.

Die übrigen erneuerbaren Energieträger blieben mit Zuwächsen von knapp über einem Prozent bei der Einspeisung größtenteils auf dem Niveau des Vorjahresquartals, lediglich die sonstigen Erneuerbaren gingen um 1,1 Prozent zurück.

Die Einspeisung durch Braunkohle ging zwar um 0,2 Prozent zurück, machte mit 13,1 TWh aber weiter den größten Anteil der konventionellen Energieträger aus. Die Einspeisung durch Steinkohle stieg um 23,5 Prozent auf 5,7 TWh und damit prozentual von allen Energieträgern am stärksten. Auch die Einspeisung durch Erdgas stieg um 6,8 Prozent auf 9,8 TWh.

Strom-Großhandelspreise steigen europaweit deutlich

Mit 95,21 Euro/MWh lag der durchschnittliche Großhandelspreis am Day-Ahead-Markt 36,5 Prozent über den 69,73 Euro/MWh des Vorjahresquartals. Ähnliche Entwicklungen zeigten sich auch in allen benachbarten Marktgebieten. Nur in drei Anrainerstaaten waren die durchschnittlichen Großhandelspreise niedriger als in Deutschland.

Ausschlaggebend hierfür waren die stark gestiegenen Gas-Großhandelspreise, die im zweiten Quartal 2026 um rund 25 Prozent höher lagen als im Vorjahresquartal. Zudem wurde – wie oben erläutert – auch mehr Strom aus Erdgas und generell aus konventionellen Energieträgern erzeugt. Die Großhandelspreise fluktuierten generell mehr als noch im Vorjahresquartal. So kam es mehrfach zu deutlichen Preisausschlägen am Day-Ahead-Markt, die spürbare Auswirkungen auf den durchschnittlichen Großhandelspreis hatten. So lag der Großhandelspreis in 5.168 von 8.736 Viertelstundeneinheiten des Quartals über 100 Euro/MWh. Im Vorjahresquartal war dies nur in 2.496 Viertelstundeneinheiten der Fall.

Hohe Großhandelspreise während Hitzewelle

Während der Hitzewelle vom 18. bis 30 Juni, die große Teile Europas erfasste, wurden an mehreren Tagen äußerst hohe Großhandelspreise gezahlt. Von den 86 Viertelstundeneinheiten des Quartals, während denen der Day-Ahead-Preis über 300 Euro/MWh lag, fielen 76 in den Monat Juni und 68 in den Zeitraum der Hitzewelle. Preise über 100 Euro/MWh wurden während der Hitzewelle in 873 Viertelstundeneinheiten gezahlt. Das Preisminimum in diesem Zeitraum lag bei -0,92 Euro/MWh.

Zwischen dem 18. und 30. Juni lagen die Großhandelspreise mit 131,24 Euro/MWh insgesamt höher als der Durchschnitt des gesamten Quartals. Dabei lagen die durchschnittlichen Preise der sogenannten Peak-Produkte – Stromkäufe am Großhandelsmarkt für Zeiteinheiten zwischen 8.00 und 19.45 Uhr – bei 88,16 Euro/MWh. In diesen Zeiträumen ist zwar der Strombedarf meist höher, dafür wird üblicherweise aber auch mehr Strom durch PV-Anlagen eingespeist. Für Off-Peak-Produkte, also Stromkäufe für die Zeiteinheiten zwischen 20.00 und 7.45 Uhr, lag der Durchschnittspreis bei 174,32 Euro/MWh.

Der höchste Großhandelspreis trat am 24. Juni in der Viertelstunde von 20.45 bis 21.00 Uhr auf. Für diesen Zeitraum wurde im Day-Ahead-Handel 747,10 Euro/MWh gezahlt. Für das Entstehen dieser hohen Preise war ein Zusammenspiel mehrerer Faktoren verantwortlich:

Grundsätzlich korrelieren hohe Großhandelspreise meist mit einer hohen Residuallast. Diese bezeichnet den Teil der Netzlast, der nicht durch die Energieträger Wind und Sonne gedeckt wird, deren Grenzkosten nahe null liegen. Eine hohe Residuallast bedeutet also, dass mehr Strom durch Kraftwerke mit höheren Grenzkosten eingespeist wird, was den Großhandelspreis insgesamt steigen lässt.

Während des Extremwetterereignisses war die Residuallast in den Abendstunden vergleichsweise hoch, da unter anderem der Kühlungsbedarf die Netzlast erhöhte. Dies wurde tagsüber durch die hohe PV-Einspeisung gedeckt, in den Abendstunden ging diese aber zurück. Gleichzeitig wurde nur wenig Strom durch Windkraftanlagen eingespeist. So stieg die Residuallast mit Beginn des Sonnenuntergangs auf teils über 50 GW. Das ist zwar ein hoher, aber kein Extremwert. Im November 2025 kam es während mehrerer sogenannter Dunkelflauten zu Residuallasten von ca. 64 GW, während die Preise jedoch niedriger ausfielen.

Hier spielen Kraftwerksverfügbarkeiten und -fahrweisen eine Rolle. So standen im November 2025 mehr konventionelle Kraftwerke zur Bedienung der Residuallast zur Verfügung. Im Sommer werden üblicherweise mehr Kraftwerksrevisionen durchgeführt, da aufgrund des niedrigeren Strombedarfs und des höheren Angebots von Solarstrom im Sommer die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für konventionelle Kraftwerke gegenüber dem Winter nachteiliger ausfallen.

Ein durchgehender Betrieb lohnt sich für viele konventionelle Kraftwerke im Sommer nicht, da die Großhandelspreise in den Mittagsstunden aufgrund der meist hohen PV-Einspeisung niedriger als im Winter ausfallen. Daher werden konventionelle Kraftwerke oft nur in den Abendstunden gezielt angefahren. Die dabei entstehenden An- und Abfahrkosten müssen in den wenigen Einsatzstunden refinanziert werden und werden entsprechend vom Betreiber eingepreist.

Auch deutliche Preisausschläge in den negativen Bereich

Negative Großhandelspreise wurden im abgelaufenen Quartal seltener aufgerufen als im Vorjahresquartal: in 1.006 Viertelstundeneinheiten war dies der Fall, verglichen mit 1.380 Viertelstundeneinheiten im Vorjahresquartal.

Am Freitag, den 01. Mai wurde in der Zeitspanne von 13.15 bis 14.30 waren die Preise in Deutschland, aber auch anderen europäischen Ländern besonders niedrig. In diesem Zeitraum war der Himmel über ganz Europa nahezu wolkenlos, wodurch am gesamten Strombinnenmarkt viel Einspeisung durch PV-Anlagen zur Verfügung stand. Da der 01. Mai in den meisten europäischen Ländern ein Feiertag ist, war die Stromnachfrage europaweit gering.

Stromexporte steigen stärker als Importe

Die deutschen Stromexporte betrugen im abgelaufenen Quartal insgesamt 14,2 TWh, was einem Anstieg von 15,6 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal entspricht. Gleichzeitig stiegen die Stromimporte leicht um 1,3 Prozent auf 18,1 TWh. Daraus ergibt sich ein Nettoimport von 3,9 TWh, welcher 30,2 Prozent niedriger ausfällt als im Vorjahresquartal (5,6 TWh).

Größter Stromabnehmer war wie im Vorjahresquartal Dänemark mit 3,2 TWh, gefolgt von den Niederlanden (2,8 TWh) und Österreich (1,6 TWh). Den stärksten Zuwachs gab es bei den Exporten in die Niederlande. Diese stiegen um 122 Prozent, wodurch sich hier im Gegensatz zum Vorjahresquartal ein Nettoexport ergab.

Mit einer Strommenge von 4,1 TWh war Dänemark außerdem größter Stromlieferant. Dahinter folgten Frankreich (2,4 TWh), den Niederlanden (2,4 TWh) und die Schweiz (2,1 TWh). Besonders deutlich stiegen die Importe aus Tschechien, welche um 105,4 Prozent auf 1,6 TWh stiegen.

Mit 37,1 Prozent machte die Photovoltaik den größten Anteil der Energieträger an den deutschen Stromexporten aus. Insgesamt stammten 74,7 Prozent aller Exporten aus erneuerbaren Energieträgern, womit der Anteil gegenüber den 74,9 Prozent im Vorjahresquartal nahezu stabil blieb.

Bei den Importen machten die Erneuerbaren einen Anteil von 52,7 Prozent aus, ein leichter Rückgang von den 54,8 Prozent im Vorjahresquartal. Die beiden anteilsstärksten Energieträger – Wasserkraft und Kernenergie – gingen zurück, während es vor allem bei Erdgas, Braunkohle, Photovoltaik und Biomasse Zuwächse gab.

Näheres zur Berechnungsmethode des energieträgerscharfen Außenhandels erläutern wir hier.

Der kommerzielle Außenhandel**** im Überblick (gerundet):
 

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*Der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms an der Netzlast unterscheidet sich von der Berechnungsgrundlage für die Zieldefinitionen der Bundesregierung zum Ausbau der erneuerbaren Energien gemäß EEG, die sich am Bruttostromverbrauch bemisst. Die Netzlast erfasst keine Kraftwerkseigenverbräuche und keine Industrienetze, so dass bei der hier angewendeten Berechnungsgrundlage, im Vergleich zum Anteil am Bruttostromverbrauch, ein tendenziell höherer erneuerbare Energien-Anteil resultiert. Die Netzlast berechnet sich aus Nettostromerzeugung abzüglich Export-Übertragungsleistung, zuzüglich der Import-Übertragungsleistung und abzüglich der Pumparbeit von Pumpspeicherkraftwerken.

**Bei der realisierten Erzeugung handelt es sich um die Nettostromerzeugung. Sie beziffert die Einspeisung in das Netz der allgemeinen Versorgung, abzüglich des Eigenverbrauchs der Kraftwerke. Die Erzeugung im Netz der Deutschen Bahn sowie innerhalb von Industrienetzen und geschlossenen Verteilnetzen ist nicht Bestandteil der realisierten Erzeugung.

***Für private Photovoltaikanlagen werden nur die Strommengen zur realisierten Erzeugung gerechnet, die in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist werden. Direkt vor Ort im Haushalt verbrauchter Strom, der sogenannte „PV-Eigenverbrauch“, wird dabei nicht
erfasst.

****Da die Berechnungsmethoden des energieträgerscharfen Außenhandels sich von denen der gesamten Im- und Exporte leicht unterscheiden, kann es beim Aufsummieren der energieträgerscharfen Werte für ein Land zu anderen Werten als den in dieser Tabelle genannten kommen.

Die in den Visualisierungen dargestellten und im Text genannten Kennzahlen können nachträglich aktualisiert werden. Weiterführende Informationen zu möglichen Aktualisierungen und den Datendefinitionen finden Sie im Benutzerhandbuch.