Im ersten Quartal 2026 betrug der Stromverbrauch (die Netzlast) insgesamt 127,2 TWh. Das entspricht einem Zuwachs von 1,9 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal. Eine höhere Netzlast wurde zuletzt im ersten Quartal 2022 registriert.

Die Residuallast fiel um 8,5 Prozent auf 72,9 TWh. Es wurde also trotz des insgesamt höheren Stromverbrauchs ein größerer Teil der Netzlast durch die Energieträger Wind und Sonne gedeckt als im ersten Quartal 2025*.

Deutlich höhere Einspeisung als im Vorjahresquartal

Die realisierte Erzeugung** stieg um 7,0 Prozent im Quartalsvergleich auf 126,0 TWh. Dabei handelt es sich um die höchste quartalsweise Gesamterzeugung seit dem ersten Quartal 2023 und den höchsten Anstieg zwischen zwei Vergleichsquartalen seit dem zweiten Quartal 2021. Der Anteil der Erneuerbaren an der Gesamterzeugung betrug 52,8 Prozent, was rund 66,5 TWh entspricht. Im Vorjahresquartal lag der EE-Anteil bei 49,4 Prozent und deren Einspeisung bei 58,1 TWh.

Wind Onshore machte wie im Vorjahresquartal den größten Anteil der einzelnen Energieträger an der Gesamterzeugung aus. Mit 33,1 TWh stieg die Einspeisung um 22,8 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal (26,9 TWh). Da das Vorjahresquartal insgesamt eher windarm war, stellte die im langfristigen Vergleich durchschnittlich hohe Einspeisung einen deutlichen Zuwachs dar. Zum Vergleich: In den ersten Quartalen der Jahre 2022 bis 2024 wurden durch Wind-Onshore-Anlagen insgesamt jeweils mehr als 37 TWh Strom eingespeist.

Beim Energieträger Wind Offshore wurde hingegen ein Quartalshöchstwert von 9,7 TWh und ein Zuwachs von 45,4 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal erreicht. Die bisher höchste Einspeisung von 9,0 TWh wurde im vierten Quartal 2025 erreicht, der bisher höchste Wert für ein erstes Quartal stammte mit 8,9 TWh aus dem Jahr 2020.

Die Einspeisung durch Photovoltaik*** ging gegenüber dem Vorjahresquartal minimal zurück. Mit 11,5 TWh wurde nahezu der gleiche Wert erreicht wie im ersten Quartal 2025 und damit die zweithöchste PV-Einspeisung aller bisherigen ersten Quartale. Dabei wurden im Januar und März die bisherigen Höchstwerte aus den jeweiligen Monaten im Vorjahr noch leicht übertroffen, im Februar jedoch mit 2,5 TWh eine niedrigere Einspeisung als die 3,0 TWh aus dem Februar 2025 erreicht. Dass dies trotzdem den zweithöchsten Wert für einen Februar darstellte, obwohl dieser Monat vergleichsweise sonnenarm war (DWD), verdeutlicht den stark voranschreitenden Ausbau der installierten Erzeugungsleistung bei der Photovoltaik.

Unter den konventionellen Energieträgern verzeichneten nur Erdgas und Sonstige Konventionelle einen Zuwachs gegenüber dem Vorjahresquartal. Mit 22,5 TWh wurden 5,8 Prozent mehr Strom durch Erdgas eingespeist als im ersten Quartal 2025. Die Einspeisung durch Braunkohle fiel hingegen um 5,0 Prozent auf 20,1 TWh und die Einspeisung durch Steinkohle um 3,0 Prozent auf 10,7 TWh.

Trotz des andauernden Konflikts im Iran lagen die Gas-Großhandelspreise im ersten Quartal 2026 im Durchschnitt unter denen im Vorjahresquartal. Zwar stiegen die Preise im März deutlich an, im Januar und Februar waren sie aber wesentlich niedriger als im Vorjahreszeitraum. Gleichzeitig stieg der Preis für CO2-Zertifikate gegenüber dem Vorjahresquartal was Gaskraftwerke gegenüber Kohlekraftwerken günstiger in der Stromerzeugung macht, da sie weniger CO2 ausstoßen. Da die Gaspreise mit Beginn des Iran-Konfliktes jedoch anstiegen, fielen Gaskraftwerke in der Merit-Order häufiger hinter Kohlekraftwerke zurück.

In den Zeitreihen zeigt sich diese Entwicklung: Die Einspeisung durch Erdgas fiel nach Beginn des Konflikts Ende Februar, während mehr Strom durch Kohlekraftwerke eingespeist wurde. Die Stromerzeugung durch Gaskraftwerke lag im Januar (9,8 TWh) und Februar (8,0 TWh) noch auf monatlichen Höchstwerten, im März ging die Einspeisung auf 4,6 TWh zurück. Dass im März weniger Strom aus konventionellen Energieträgern erzeugt wird als im Januar und Februar, ist nicht außergewöhnlich, da im März die Einspeisung durch Photovoltaik zunimmt – auch dies ist in den Zeitreihen gut zu erkennen. In den Vorjahren war der Rückgang bei den Konventionellen jedoch weniger ausgeprägt, so dass die Einspeisung durch Erdgas im März 2025 mit 5,7 TWh noch deutlich höher war.

Großhandelspreise gehen zurück

Der durchschnittliche Strom-Großhandelspreis im Day-Ahead-Handel fiel im ersten Quartal um 8,7 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal auf 102,17 Euro/MWh. Damit lag er im Gegensatz zum ersten Quartal 2025 unterhalb des Durchschnittspreises der Anrainerstaaten, der sogar leicht auf 105,43 Euro/MWh anstieg. Ausschlaggebend dafür waren die oben beschriebene hohe Einspeisung durch Erneuerbare sowie die über das gesamte Quartal gesehen niedrigeren Gaspreise.

Seit Oktober 2025 werden alle Produkte an den Strombörsen in viertelstündlichen Einheiten gehandelt. Die Daten auf SMARD wurden dementsprechend ebenfalls auf viertelstündliche Werte umgestellt. Beim Vergleich der hier genannten Zahlen zu früheren Quartals- und Jahresartikeln muss diese Umstellung bedacht werden.

Besonders hohe Großhandelspreise von mehr als 300 Euro/MWh wurden in 12 von 8.640 Viertelstundeneinheiten im abgelaufenen Quartal gezahlt. Im Vorjahresquartal war dies in 60 Viertelstunden der Fall. Der höchste Day-Ahead-Großhandelspreis des Quartals wurde am 04. März in der Viertelstunde von 17.45 bis 18.00 Uhr aufgerufen. Hier wurden 429,36 Euro/MWh gezahlt. Die Anzahl der Viertelstunden mit negativen Großhandelspreisen blieb nahezu unverändert bei 172 von 8.640 (Q1 2025: 176).

Nach Beginn des Iran-Konflikts zeigt sich eine Veränderung im zeitlichen Verlauf der viertelstündigen Großhandelspreise: Diese fluktuierten ab Ende Februar deutlich stärker, schlugen also häufiger und stärker in positive oder negative Preisspitzen aus. Dieser Effekt ist im März nicht unüblich, da die Einspeisung durch Photovoltaik, wie oben beschrieben, zunimmt. Gleichzeitig sinkt der Stromverbrauch, vor allem da weniger geheizt wird. Es wird also häufiger und mehr günstig erzeugter Strom angeboten, während die Nachfrage tendenziell sinkt. Dadurch kommt es häufiger zu Phasen mit sehr niedrigen Preisen. Im März 2026 kamen durch die steigenden Gaspreise aber auch mehr Preisausschläge nach oben hinzu: 8 der insgesamt 12 Vierteilstundeneinheiten, in denen Preise von mehr als 300 Euro/MWh gezahlt wurden, fielen in den März.

In den einzelnen Anrainerstaaten zeigten sich teils große Unterschiede bei der Entwicklung der durchschnittlichen Großhandelspreise. Insgesamt sank der deutsche Day-Ahead-Preis stärker als in den meisten Anrainern und lag absolut gesehen im Mittelfeld.

Deutschland erstmalig seit 2023 wieder Nettoexporteur von Strom

Insgesamt exportierte Deutschland im abgelaufenen Quartal 17,9 TWh Strom und damit 23,5 Prozent mehr als im Vorjahresquartal. Die Stromimporte beliefen sich auf 15,3 TWh, was einen Rückgang von 17,5 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal bedeutet. Daraus ergibt sich ein Nettoexport von 2,6 TWh. Im ersten Quartal 2025 lag noch ein Nettoimport von 4,0 TWh vor. Es ist das erste Quartal seit dem vierten Quartal 2023, in dem ein Nettoexport verzeichnet wurde.

Begünstigt wurde diese Entwicklung vor allem dadurch, dass die Großhandelspreise in Deutschland stärker fielen als in den meisten Nachbarländern. Somit war es für Stromversorger in diesen Ländern häufiger finanziell sinnvoll, Strom von deutschen Erzeugern einzukaufen. Umgekehrt gab es für deutsche Stromversorger seltener einen finanziellen Anreiz, Strom im Ausland einzukaufen.

Größter Stromabnehmer war wie im Vorjahresquartal Österreich. Die Exporte stiegen leicht auf 4,1 TWh. Die größten Zuwächse gab es bei den Exporten nach Dänemark (plus 113,4 Prozent auf 2,3 TWh) und nach Norwegen (plus 530,9 Prozent auf 0,8 TWh).
Deutlich weniger Strom wurde hingegen nach Frankreich exportiert, mit 0,6 TWh fielen die Exporte um rund die Hälfte gegenüber dem Vorjahresquartal. Auch bei den Exporten nach Belgien und in die Schweiz gab es Rückgänge, die Exporte in alle anderen Abnehmerländer stiegen hingegen an.

Größter Stromlieferant war Dänemark, von wo die Importe in Höhe von 3,9 TWh zwar um 29,1 Prozent zurückgingen, aber weiterhin größer waren als die Importe aus den Niederlanden (3,0 TWh, minus 14,4 Prozent) und aus Frankreich (2,7 TWh, plus 2,1 Prozent). Die deutlichsten Veränderungen gab es bei den Importen aus Schweden, die um 74,4 Prozent auf 0,2 TWh sanken.

Mehr Strom aus Erneuerbaren exportiert

Bei den deutschen Stromexporten machte Wind Onshore den größten Anteil der einzelnen Energieträger aus****. Insgesamt 57,1 Prozent der Stromexporte stammten aus Erneuerbaren, im ersten Quartal 2025 lag dieser Anteil bei 54,7 Prozent. Die Anteile der konventionellen Energieträger am Gesamtexport gingen hingegen alle zurück, nur Erdgas und Sonstige Konventionelle stiegen leicht an. Bemerkenswert ist, dass die exportierten Strommengen der einzelnen Energieträger fast alle zunahmen. Lediglich der Export von aus Wasserkraft und Sonstigen Erneuerbaren erzeugtem Strom ging leicht zurück.

Bei den Stromimporten stieg der Anteil der Erneuerbaren leicht an, von 50,0 Prozent im Vorjahresquartal auf 50,2 Prozent im abgelaufenen Quartal. Kernenergie machte erneut den größten Anteil der einzelnen Energieträger aus, die importierte Strommenge ging jedoch leicht zurück.

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.