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Strommarkt Q3 2026: Rekord-Solar trifft auf 52 Prozent höheren Großhandelspreis
Im dritten Quartal 2026 erreichte die Photovoltaik einen neuen Quartalsrekord, Deutschland wurde zum Nettoexporteur. Zugleich stieg der durchschnittliche Day-Ahead-Preis um 51,7 Prozent.
Strommarkt Q3 2026: Rekord-Solar trifft auf 52 Prozent höheren Großhandelspreis
Im dritten Quartal 2026 erreichte die Photovoltaik einen neuen Quartalsrekord, Deutschland wurde zum Nettoexporteur. Zugleich stieg der durchschnittliche Day-Ahead-Preis um 51,7 Prozent.
Deutschlands Strommarkt hat im dritten Quartal 2026 gleichzeitig mehr erneuerbare Erzeugung und deutlich höhere Großhandelspreise verzeichnet. Nach der Quartalsauswertung der Bundesnetzagentur wurden 111,1 Terawattstunden in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist. Das waren 11,0 Prozent mehr als im Vorjahresquartal. Der Netzverbrauch stieg dagegen nur um 1,1 Prozent auf 110,1 Terawattstunden.
Photovoltaik war mit 31,5 Terawattstunden die größte einzelne Erzeugungsquelle. Damit erreichte sie den höchsten Wert aller bisherigen dritten Quartale und den zweithöchsten Quartalswert insgesamt. Zusammen kamen die erneuerbaren Energien auf 66,5 Prozent der realisierten Erzeugung.
Vom Nettoimport im zweiten zum Nettoexport im dritten Quartal
Im kommerziellen Außenhandel importierte Deutschland 15,8 Terawattstunden Strom, 22,7 Prozent weniger als ein Jahr zuvor. Die Exporte legten zugleich um 39,2 Prozent auf 16,8 Terawattstunden zu. Unter dem Strich entstand ein Nettoexport von 1,0 Terawattstunden.
Das ist ein materielles Delta zum zweiten Quartal 2026: Damals war Deutschland trotz eines ähnlich hohen Erneuerbaren-Anteils von 66,4 Prozent noch Nettoimporteur. Der neue Datenstand beschreibt deshalb nicht nur eine Fortschreibung des bestehenden Q2-Themas, sondern einen Richtungswechsel im Außenhandel bei gleichzeitig neuer Rekord-Solareinspeisung.
Der Anteil der Photovoltaik allein lag bei 28,4 Prozent. Auch Wind an Land erreichte mit 24,9 Terawattstunden einen Höchstwert für ein drittes Quartal. Die Residuallast – der Verbrauchsanteil, der nicht durch Wind und Sonne gedeckt wird – sank um 15,8 Prozent auf 47,8 Terawattstunden.
Mehr Erneuerbare bedeuteten keinen niedrigeren Durchschnittspreis
Der durchschnittliche Day-Ahead-Großhandelspreis stieg gegenüber dem dritten Quartal 2025 um 51,7 Prozent: von 82,76 auf 125,51 Euro je Megawattstunde. Die Bundesnetzagentur führt das vor allem auf höhere Gaspreise zurück. Sie beeinflussten die Grenzkosten preissetzender Kraftwerke und machten sich über die europäische Marktkopplung auch in Deutschland bemerkbar.
Zugleich nahmen die Preisausschläge in beide Richtungen zu. Negative Preise wurden in 675 von 8.832 Viertelstunden festgestellt, nach 544 Viertelstunden im Vorjahresquartal. Preise über 300 Euro je Megawattstunde gab es in 79 Viertelstunden statt zuvor 48. Der höchste Viertelstundenpreis lag bei 740,01 Euro je Megawattstunde.
Für Unternehmen ist deshalb nicht nur der Quartalsmittelwert relevant. Erzeugungsrekorde können mit teuren Stunden zusammenfallen, wenn Wind und Sonne kurzfristig wenig liefern und flexible Kapazitäten knapp oder teuer sind. Beschaffung, Speicher, Ladeinfrastruktur und verschiebbare Lasten sollten daher auf zeitlich aufgelöste Preis- und Verbrauchsdaten ausgerichtet werden. Die Quartalszahlen sind kein Tarifausblick, zeigen aber klar, dass ein hoher Erneuerbaren-Anteil allein Preisspitzen nicht verhindert.
Konzept und redaktionelle Auswahl basieren auf Vorgaben von Christian Hohlfeld; Recherche und Formulierung wurden durch KI unterstützt. Eine individuelle menschliche Freigabe steht noch aus.
Die Meldung ist auch vom bestehenden Wintergas-Thema getrennt: Dort geht es um Speicherfüllstände und Beschaffung für die Gasversorgung. Der neue SMARD-Bericht belegt dagegen abgeschlossene Strommarktwerte für Erzeugung, Handel und Day-Ahead-Preise im dritten Quartal.
Deutschlands Strommarkt hat im dritten Quartal 2026 gleichzeitig mehr erneuerbare Erzeugung und deutlich höhere Großhandelspreise verzeichnet. Nach der Quartalsauswertung der Bundesnetzagentur wurden 111,1 Terawattstunden in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist. Das waren 11,0 Prozent mehr als im Vorjahresquartal. Der Netzverbrauch stieg dagegen nur um 1,1 Prozent auf 110,1 Terawattstunden.
Photovoltaik war mit 31,5 Terawattstunden die größte einzelne Erzeugungsquelle. Damit erreichte sie den höchsten Wert aller bisherigen dritten Quartale und den zweithöchsten Quartalswert insgesamt. Zusammen kamen die erneuerbaren Energien auf 66,5 Prozent der realisierten Erzeugung.
Vom Nettoimport im zweiten zum Nettoexport im dritten Quartal
Im kommerziellen Außenhandel importierte Deutschland 15,8 Terawattstunden Strom, 22,7 Prozent weniger als ein Jahr zuvor. Die Exporte legten zugleich um 39,2 Prozent auf 16,8 Terawattstunden zu. Unter dem Strich entstand ein Nettoexport von 1,0 Terawattstunden.
Das ist ein materielles Delta zum zweiten Quartal 2026: Damals war Deutschland trotz eines ähnlich hohen Erneuerbaren-Anteils von 66,4 Prozent noch Nettoimporteur. Der neue Datenstand beschreibt deshalb nicht nur eine Fortschreibung des bestehenden Q2-Themas, sondern einen Richtungswechsel im Außenhandel bei gleichzeitig neuer Rekord-Solareinspeisung.
Der Anteil der Photovoltaik allein lag bei 28,4 Prozent. Auch Wind an Land erreichte mit 24,9 Terawattstunden einen Höchstwert für ein drittes Quartal. Die Residuallast – der Verbrauchsanteil, der nicht durch Wind und Sonne gedeckt wird – sank um 15,8 Prozent auf 47,8 Terawattstunden.
Mehr Erneuerbare bedeuteten keinen niedrigeren Durchschnittspreis
Der durchschnittliche Day-Ahead-Großhandelspreis stieg gegenüber dem dritten Quartal 2025 um 51,7 Prozent: von 82,76 auf 125,51 Euro je Megawattstunde. Die Bundesnetzagentur führt das vor allem auf höhere Gaspreise zurück. Sie beeinflussten die Grenzkosten preissetzender Kraftwerke und machten sich über die europäische Marktkopplung auch in Deutschland bemerkbar.
Zugleich nahmen die Preisausschläge in beide Richtungen zu. Negative Preise wurden in 675 von 8.832 Viertelstunden festgestellt, nach 544 Viertelstunden im Vorjahresquartal. Preise über 300 Euro je Megawattstunde gab es in 79 Viertelstunden statt zuvor 48. Der höchste Viertelstundenpreis lag bei 740,01 Euro je Megawattstunde.
Für Unternehmen ist deshalb nicht nur der Quartalsmittelwert relevant. Erzeugungsrekorde können mit teuren Stunden zusammenfallen, wenn Wind und Sonne kurzfristig wenig liefern und flexible Kapazitäten knapp oder teuer sind. Beschaffung, Speicher, Ladeinfrastruktur und verschiebbare Lasten sollten daher auf zeitlich aufgelöste Preis- und Verbrauchsdaten ausgerichtet werden. Die Quartalszahlen sind kein Tarifausblick, zeigen aber klar, dass ein hoher Erneuerbaren-Anteil allein Preisspitzen nicht verhindert.
Konzept und redaktionelle Auswahl basieren auf Vorgaben von Christian Hohlfeld; Recherche und Formulierung wurden durch KI unterstützt. Eine individuelle menschliche Freigabe steht noch aus.
Quellen
Transparenz: Konzept, Auswahlkriterien und inhaltliche Vorgaben stammen von Christian Hohlfeld. Recherche und Formulierung wurden nach diesen Vorgaben mit KI-Werkzeugen unterstützt. Redaktionell geprüft und freigegeben von Christian Heinrich Hohlfeld am .