Der Stromverbrauch (die Netzlast) betrug in Deutschland im 3. Quartal 2026 insgesamt 110,1 TWh und damit 1,1 Prozent mehr als im Vorjahresquartal. Die Residuallast – also der Anteil des Stromverbrauchs, der nicht durch Wind- und Sonnenenergie gedeckt werden kann – belief sich auf 47,8 TWh und lag damit um 15,8 Prozent unter dem Vergleichswert.

Starker Anstieg der PV-Einspeisung

Die Einspeisung ins Netz der allgemeinen Versorgung stieg gegenüber dem 3. Quartal 2025 um 11,0 Prozent auf 111,1 TWh. Den größten Anteil der einzelnen Energieträger machte wie im Vorjahresquartal die Photovoltaik*** aus. Mit 31,5 TWh wurde die höchste Einspeisung durch Photovoltaik aller bisherigen dritten Quartale erreicht, sowie der zweithöchste Quartalswert überhaupt. In allen drei Monaten des Quartals wurde ein Höchstwert für den jeweiligen Monat erreicht, im Juli sogar die bislang höchste monatliche PV-Einspeisung überhaupt mit 12,0 TWh.

Neben dem fortlaufenden Ausbau der Erzeugungskapazitäten war vor allem das außergewöhnlich sonnige Wetter für diesen Anstieg verantwortlich (DWD). Im dritten Quartal setzte sich außerdem ein seit 2024 bestehender Trend fort, dass bereits im September die gesamte PV-Einspeisung des jeweiligen Vorjahres übertroffen wurde.

Auch beim Energieträger Wind gab es Zuwächse im Vergleich zum Vorjahresquartal: Mit 5,9 TWh stieg die Einspeisung durch Wind-Offshore-Anlagen um 4,0 Prozent, für Wind Onshore stieg die Einspeisung um 16,8 Prozent auf 24,9 TWh. In beiden Fällen handelt es sich um die bisher höchsten erreichten Werte für dritte Quartale. Bei der Wasserkraft, der Biomasse und den sonstigen Erneuerbaren ging die Erzeugung hingegen zurück. Insgesamt betrug der Anteil der Erneuerbaren 66,5 Prozent, leicht über den 65,0 Prozent des Vorjahresquartals und sogar minimal über den 66,4 Prozent des 2. Quartals 2026.

Bei den Konventionellen stieg die Gesamteinspeisung durch Braunkohle leicht um 1,5 Prozent auf 15,4 TWh an. Ihr Anteil an der Gesamterzeugung ging jedoch im Vergleich zum Vorjahresquartal zurück. Den stärksten Anstieg verzeichnete die Einspeisung durch Steinkohle, diese lag mit 6,4 TWh um 39,3 Prozent höher als im Vorjahresquartal. 

Die Einspeisung durch Erdgas fiel hingegen um 8,1 Prozent auf 8,9 TWh. Entscheidend für diese Entwicklungen waren die aufgrund des Irankonflikts um rund 91 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal gestiegenen Gas-Großhandelspreise, welche im dritten Quartal 2026 bei durchschnittlich 64,10 Euro/MWh lagen. Dadurch fielen Gaskraftwerke in der Merit-Order häufiger hinter den Energieträger Kohle zurück.

Großhandelspreise steigen europaweit deutlich

Die höheren Gaspreise wirkten sich auch auf den Großhandelsstrompreis aus: Mit 125,51 Euro/MWh stieg dieser um 51,7 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal. Negative Großhandelspreise wurden in 675 von 8.832 Viertelstundeneinheiten des Quartals aufgerufen, während es im Vorjahresquartal noch 544 Viertelstunden waren. Mit -19,00 Euro/MWh lag der niedrigste gezahlte Großhandelspreis jedoch über den -61,08 Euro/MWh aus dem Vorjahresquartal.

Am Montag, den 14. September 2026 wurde für die Viertelstunde von 19.45 bis 20.00 Uhr der Preis von 740,01 Euro/MWh am Day-Ahead-Markt aufgerufen. In diesem Zeitraum wurde kaum Strom durch Windkraftanlagen eingespeist und die Einspeisung von Solarstrom lag tageszeitbedingt bei nahezu null. Die Netzlast lag bei 14,6 GWh, die Gesamterzeugung jedoch nur bei 10,3 MWh. Pumpspeicher speisten in diesem Zeitraum etwa 1,2 GWh ein. Die Stromerzeugung wurde im Wesentlichen durch Braunkohle und Erdgas bedient, wodurch teurere Kraftwerke in der Merit-Order preissetzend waren. In vielen Anrainerstaaten waren die Großhandelspreise ähnlich hoch, so dass Importe nur bedingt zur Stabilisierung der Preise beitragen konnten.

Insgesamt wurden im abgelaufenen Quartal in 79 Viertelstundeneinheiten besonders hohe Großhandelspreise von mehr als 300 Euro/MWh gezahlt. Im Vorjahresquartal war dies in 48 Viertelstunden der Fall.

Im europäischen Vergleich stieg der durchschnittliche Großhandelsstrompreis in Deutschland jedoch weniger stark an: im Durchschnitt verzeichneten die Anrainerstaaten einen Anstieg von 64,7 Prozent, wobei die Großhandelspreise nur in Polen (plus 32,3 Prozent) und im Marktgebiet Schweden 4 (plus 50,5 Prozent) weniger stark anstiegen als in Deutschland. Besonders in den Marktgebieten Norwegen 2 (plus 81,0 Prozent), Belgien (plus 82,5 Prozent) und Frankreich (plus 144,2 Prozent) kam es zu deutlichen Teuerungen.

Steigende Brennstoffpreise machen sich im gesamten Binnenmarkt bemerkbar, nahezu unabhängig vom genauen Erzeugungsmix. Die Marktkopplung bewirkt, dass Angebot und Nachfrage länderübergreifend bedient werden und sich Großhandelspreise somit tendenziell angleichen.

Importe gehen zurück, Exporte steigen

Der Stromimport nach Deutschland belief sich im dritten Quartal 2026 auf insgesamt 15,8 TWh, ein Rückgang von 22,7 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal. Exportiert wurden 16,8 TWh Strom, ein Anstieg von 39,2 Prozent. Damit wurde im dritten Quartal des Jahres ein Nettoexport in Höhe von 1,0 TWh erzielt.

Mit 3,9 TWh ging der Stromimport aus Dänemark zwar leicht zurück, das Land stellte jedoch wie im Vorjahresquartal den größten Anteil der Stromimporte. Danach folgten die Niederlande mit 3,3 TWh (-4,5 Prozent) und Frankreich mit 2,4 TWh (-37,4 Prozent). Im Vorjahresquartal wurde noch mehr Strom aus Frankreich als aus den Niederlanden importiert.

Österreich war mit 3,0 TWh der größte Abnehmer von in Deutschland erzeugtem Strom, gefolgt von Dänemark mit knapp unter 3,0 TWh und den Niederlanden mit rund 2,4 TWh. Den stärksten Zuwachs gab es bei den Exporten nach Frankreich. Diese stiegen um 209,2 Prozent auf 1,3 TWh. Verglichen mit anderen Anrainerstaaten sind die durchschnittlichen Großhandelspreise in Frankreich außergewöhnlich stark gestiegen. Daher war es für französische Marktteilnehmer häufiger finanziell sinnvoll, Strom aus Deutschland zu beziehen, als noch im Vorjahresquartal.

Der Anteil der Erneuerbaren an den Importen blieb nahezu unverändert bei 50,7 Prozent. Von den einzelnen Energieträgern machte Kernkraft wie im Vorjahresquartal den größten Anteil aus, gefolgt von Wasserkraft. Sowohl anteilig als auch bei der importierten Strommenge gingen beide Energieträger jedoch deutlich zurück.

Bei den Exporten stieg der Anteil der Erneuerbaren leicht auf 72,2 Prozent. Photovoltaik machte wie im Vorjahresquartal den größten Anteil der Exporte aus und stieg sowohl anteilig am Gesamtexport als auch bei der tatsächlich exportierten Strommenge noch einmal deutlich an. Bei den meisten anderen Energieträgern nahm zwar die exportierte Strommenge zu, der Anteil am Gesamtexport jedoch ab.

Näheres zur Berechnungsmethode des energieträgerscharfen Außenhandels erläutern wir hier.

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

_____________________________________________
*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.