Deutschland wieder Stromnettoexporteur - Q1-2026-Befund der Bundesnetzagentur
Was der Q1-2026-Befund über den europäischen Strombinnenmarkt und das EEG verrät.
I. Einleitung: Der aktuelle Befund
Nach Angaben der Bundesnetzagentur hat Deutschland im ersten Quartal 2026 erstmals seit dem vierten Quartal 2023 wieder mehr Strom exportiert als importiert. Den 17,9 TWh Exporten standen 15,3 TWh Importe gegenüber – ein Nettoexport von 2,6 TWh. Zum Vergleich: Im Vorjahresquartal hatte der Importüberschuss noch 4,0 TWh betragen.
Die Bundesnetzagentur nennt als Hauptursache, dass die deutschen Großhandelspreise stärker gefallen sind als die in den meisten Nachbarländern. 57,1 % der Exporte stammten aus erneuerbaren Energien, größter Einzelanteil war Onshore-Wind. Auf der Importseite stieg der EE-Anteil auf 50,2 %, wobei Kernenergie weiterhin den größten Einzelbeitrag stellte. Größter Abnehmer war Österreich, größter Lieferant Dänemark. Auffällig: Die Exporte nach Frankreich gingen gegenüber dem Vorjahr um rund die Hälfte zurück – plausibel erklärbar durch die wieder hohe französische Kernkraftverfügbarkeit.
Hinter diesen Zahlen verbergen sich zwei eng verzahnte Regelungskomplexe: das europäische Strombinnenmarktrecht, das die Grundlage des grenzüberschreitenden Handels bildet, und das nationale EEG, das über die Förderung erneuerbarer Energien die deutsche Preisbildung strukturell beeinflusst. Wer das Q1-2026-Ergebnis verstehen will, muss beide Ebenen zusammen denken.
II. Der Rechtsrahmen des europäischen Strombinnenmarkts
1. Primärrechtliche Grundlage: Art. 194 AEUV
Die Kompetenz der EU im Energiebereich folgt aus Art. 194 AEUV. Ziel der Energiepolitik der Union ist nach Abs. 1 unter anderem das Funktionieren des Energiemarkts und die Gewährleistung der Energieversorgungssicherheit. Bemerkenswert für den Binnenmarktbezug ist Abs. 2: Die EU darf Maßnahmen ergreifen, die das Funktionieren des Energiemarkts gewährleisten – das Recht der Mitgliedstaaten, „die Bedingungen für die Nutzung ihrer Energieressourcen, ihre Wahl zwischen verschiedenen Energiequellen und die allgemeine Struktur ihrer Energieversorgung zu bestimmen", bleibt aber gewahrt.
Dieses Spannungsverhältnis – Binnenmarktintegration einerseits, mitgliedstaatliche Energiesouveränität andererseits – durchzieht das gesamte Sekundärrecht.
2. Verordnung (EU) 2019/943 (Elektrizitätsbinnenmarktverordnung – „EMR")
Zentrales Sekundärrecht ist die Elektrizitätsbinnenmarktverordnung (EMR). Sie ist als Verordnung unmittelbar in den Mitgliedstaaten anwendbar (Art. 288 Abs. 2 AEUV) und stellt damit die operative Grundlage des grenzüberschreitenden Stromhandels dar. Mit der Reform durch die VO (EU) 2024/1747 wurde sie zuletzt grundlegend novelliert.
Vier Kernprinzipien sind für die Einordnung des Q1-2026-Befunds zentral:
Diskriminierungsfreier Netzzugang (Art. 6 EMR): Der Zugang zu Übertragungs- und Verteilnetzen darf nicht diskriminierend ausgestaltet sein – weder gegenüber inländischen noch gegenüber Marktteilnehmern aus anderen Mitgliedstaaten.
Freie Preisbildung (Art. 10 EMR): Großhandelspreise dürfen grundsätzlich nicht administrativ gedeckelt werden. Insbesondere sind negative Großhandelspreise ausdrücklich zulässig und Bestandteil eines funktionierenden Marktes. Die Verordnung formuliert dies als Bekenntnis zur „freien Preisbildung", flankiert durch eng begrenzte Krisenausnahmen.
Mindestkapazität für den grenzüberschreitenden Handel (Art. 16 EMR): Die Übertragungsnetzbetreiber müssen mindestens 70 % der Übertragungskapazität auf den Grenzkuppelstellen für den grenzüberschreitenden Handel zur Verfügung stellen („70%-Regel"). Diese Vorgabe zielt direkt auf die Unterbindung nationaler Marktabschottung.
Marktkopplung (Art. 7–8 EMR i.V.m. VO 2015/1222 – „CACM"): Day-Ahead- und Intraday-Märkte werden europaweit gekoppelt, sodass Strom dort fließt, wo der Preis höher ist – soweit Kapazität vorhanden. Dieser Mechanismus ist der eigentliche „Übersetzer" zwischen Preisdifferenz und Stromfluss.
3. Richtlinie (EU) 2019/944 und Umsetzung im EnWG
Flankiert wird die EMR durch die Strombinnenmarktrichtlinie (RL 2019/944), die in Deutschland insbesondere durch das EnWG umgesetzt ist. Sie regelt u.a. Verbraucherrechte, die Rolle aktiver Kunden und Energiegemeinschaften sowie organisatorische Anforderungen an Netzbetreiber.
4. Flankierende Verordnungen
| Verordnung | Regelungsgegenstand |
|---|---|
| VO (EU) 2015/1222 (CACM) | Kapazitätsvergabe Day-Ahead/Intraday |
| VO (EU) 2016/1719 (FCA) | Forward Capacity Allocation |
| VO (EU) 2017/2195 (EB) | Electricity Balancing |
| VO (EU) 2019/942 (ACER) | EU-Regulierungsbehörde ACER |
Das Zusammenspiel dieser Regelwerke schafft das, was die Bundesnetzagentur als gegeben voraussetzt, wenn sie für Q1 2026 schlicht feststellt, der Preiseffekt habe zu Nettoexporten geführt: einen integrierten Markt, in dem Preisdifferenzen automatisch Stromflüsse auslösen.
III. Merit-Order und das ökonomische Substrat des Befunds
Die Bundesnetzagentur bezeichnet die deutschen Preisrückgänge als Hauptursache des Nettoexports. Rechtlich relevant ist dabei der Mechanismus dahinter: die Merit-Order an der Strombörse.
In der Merit-Order werden Kraftwerke nach ihren Grenzkosten aufsteigend geordnet. Der Preis bildet sich am Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage – das letzte „eingeschaltete" Kraftwerk setzt den Preis für alle. Erneuerbare Energien haben Grenzkosten nahe null. Jeder zusätzliche EE-Ausbau verdrängt damit teurere konventionelle Kraftwerke aus dem preissetzenden Bereich („Merit-Order-Effekt"). Strukturell drückt das den Großhandelspreis – und genau dies macht Deutschland im europäischen Vergleich zum attraktiven Exportstandort, wenn die EE-Erzeugung hoch ist.
Hinzu kommt ein zweites Phänomen: Negative Strompreise. Bei sehr hoher EE-Erzeugung und gleichzeitig niedriger Last kann der Preis auf der Day-Ahead-Auktion unter null fallen – Erzeuger zahlen also Geld, um ihren Strom abzunehmen. Was wie ein Marktversagen wirkt, ist tatsächlich – wie Art. 10 EMR ausdrücklich bestätigt – ein bewusst zugelassenes Preissignal. Es signalisiert Knappheit an Nachfrage bzw. Speichermöglichkeit. Wirtschaftspolitisch und energierechtlich ist es jedoch hochproblematisch, weil es die Refinanzierung von Erzeugungsanlagen unterminiert.
IV. Negative Strompreise im Spannungsfeld zwischen EMR und EEG
1. Rechtliche Zulässigkeit auf Marktebene
Negative Preise sind, wie dargestellt, europarechtlich legitimiert. Art. 10 EMR untersagt administrative Preisdeckel auf dem Großhandelsmarkt. Die deutsche Regelung muss sich also innerhalb dieses Rahmens bewegen – Verbote negativer Preise wären unionsrechtswidrig.
2. Das Grundproblem: Förderung trotz negativer Marktpreise
Das EEG sieht für viele EE-Anlagen eine Marktprämie vor: Der Anlagenbetreiber vermarktet seinen Strom direkt, erhält aber zusätzlich die Differenz zwischen einem „anzulegenden Wert" und dem tatsächlichen Marktpreis. Bei negativen Marktpreisen würde dies bedeuten, dass die Förderung ansteigt, je tiefer der Preis fällt – obwohl der Strom aus volkswirtschaftlicher Sicht in diesem Moment niemand braucht. Der finanzielle Ausgleich für die Marktprämie wurde bis zum 30. Juni 2022 über die EEG-Umlage finanziert. Seit dem Wegfall der Umlage – auf null abgesenkt zum 1. Juli 2022, vollständig abgeschafft durch das zum 1. Januar 2023 in Kraft getretene Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) – wird die Finanzierung über das Sondervermögen Klima- und Transformationsfonds (KTF, ehemals Energie- und Klimafonds) abgewickelt, welches durch das Klima- und Transformationsfondsgesetz (KTFG) errichtet ist und – obwohl rechtlich Sondervermögen des Bundes – wirtschaftlich aus Steuermitteln, vor allem aber aus Einnahmen des europäischen und nationalen Emissionshandels (EU-ETS und BEHG) gespeist wird. Genau dieser KTF stand 2024 und 2025 wegen der erheblichen Mehrkosten für die EEG-Förderung – nicht zuletzt aufgrund der Vergütungen bei negativen Preisen – stark unter Druck (Mehrbedarf 2024 zunächst 8,8 Mrd. €, mit weiteren Aufschlägen im Jahresverlauf).
3. Die Lösung des Gesetzgebers: § 51 und § 51a EEG 2023
§ 51 EEG 2023 ist die Grundnorm: Der Anspruch auf die Marktprämie verringert sich auf null für die Stunden, in denen der Day-Ahead-Spotmarktpreis ununterbrochen für eine bestimmte Mindestdauer negativ ist (sog. „Stunden-Null-Regel"). Die ursprüngliche Sechs-Stunden-Schwelle wurde sukzessive abgesenkt; mit dem Solarspitzen-Gesetz vom 25. Februar 2025 (Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts) wurde die Regelung weiter verschärft – insbesondere für neu in Betrieb genommene Anlagen über bestimmten Leistungsschwellen entfällt die Förderung bereits bei einer einzigen Stunde mit negativem Preis. Wichtig ist die rechtliche Reichweite der Norm: § 51 EEG suspendiert allein den Förderanspruch gegenüber dem Anlagenbetreiber. Die Erlösmöglichkeiten aus der Direktvermarktung am Spotmarkt, aus PPAs, aus Herkunftsnachweisen oder aus Redispatch-Vergütungen bleiben unberührt. Ziel ist daher nicht, die Einspeisung zu unterbinden, sondern das ökonomisch widersinnige Signal zu beenden, bei dem der Staat die Einspeisung in den Markt subventioniert, obwohl der Markt diese Einspeisung negativ bewertet.
§ 51a EEG 2023 flankiert dies durch einen Kompensationsmechanismus: Die Stunden, in denen die Förderung wegen negativer Preise entfällt, werden am Ende der Förderdauer „angehängt". Damit wird der wirtschaftliche Verlust für den Anlagenbetreiber zeitlich gestreckt, statt ihn endgültig zu tragen. Die Norm balanciert damit das marktwirtschaftliche Steuerungsziel des § 51 mit dem Vertrauensschutz für Investoren.
Diese deutsche Regelung ist europarechtlich anschlussfähig, weil sie nicht den Marktpreis selbst manipuliert (das wäre nach Art. 10 EMR unzulässig), sondern allein die Höhe der Förderung an das Marktsignal koppelt. Sie ist beihilferechtlich genehmigt und mittlerweile durch die EU-Strommarktreform 2024 zusätzlich abgesichert: Art. 19d der EMR (eingefügt durch VO 2024/1747) schreibt für neue Investitionen in EE-Anlagen ab 17. Juli 2027 sogar zweiseitige Differenzverträge (CfD) vor – ein System, in dem Anlagenbetreiber bei sehr hohen Preisen Mittel an den Staat zurückzahlen, im Gegenzug aber bei niedrigen Preisen abgesichert sind. Damit verschiebt sich die Logik weiter weg von der klassischen Marktprämie hin zu einem symmetrischen Risikoteilungsmodell.
V. Systemische Einordnung: Vier Spannungsfelder
Aus dem Zusammenspiel von Q1-2026-Befund, EMR und EEG lassen sich vier strukturelle Spannungsfelder identifizieren:
Erstens das Verhältnis Binnenmarktintegration vs. nationale Förderpolitik. Je integrierter der Markt, desto stärker wirken nationale Fördersysteme grenzüberschreitend – sie subventionieren faktisch auch ausländische Verbraucher, wenn EE-Strom in den Export geht.
Zweitens das Verhältnis Marktpreis vs. Förderpreis. Negative Großhandelspreise sind europarechtlich zulässig (Art. 10 EMR), kollidieren aber mit der Förderlogik. § 51 EEG löst diesen Konflikt durch Förderkürzung, nicht durch Markteingriff.
Drittens das Verhältnis Erzeugungsausbau vs. Netzkapazität. Auch wenn 70 % der Kuppelkapazität für grenzüberschreitenden Handel reserviert sein müssen (Art. 16 EMR), bleibt die physische Übertragungskapazität endlich. Engpassmanagement (Redispatch) wird damit zum dauerhaft konfliktträchtigen Instrument.
Viertens das Verhältnis Marktpreis vs. Vollkostendeckung. Sinkende Großhandelspreise fördern Exporte, gefährden aber die Refinanzierung neuer Erzeugungsanlagen – ein Dilemma, das die jüngste EU-Strommarktreform mit der Einführung verpflichtender zweiseitiger Differenzverträge ab Juli 2027 (Art. 19d EMR) zu adressieren versucht.
VI. Ausblick
Der Q1-2026-Befund ist nicht nur eine Episode positiver Außenhandelsbilanz. Er ist ein Lehrstück darüber, wie europäisches Binnenmarktrecht und nationales Förderrecht ineinandergreifen. Mit der Umsetzung des Art. 19d EMR steht eine grundlegende Neujustierung des EEG-Fördersystems an, deren Konturen sich bereits in der Reformdiskussion abzeichnen: Differenzverträge, Korridormodelle, produktionsabhängige Refundierungen. Parallel bleibt die Curtailment- und Redispatch-Debatte virulent.
Was sich heute beobachten lässt – dass deutsche Erneuerbare über sinkende Großhandelspreise zu Exportüberschüssen führen, während gleichzeitig die Kosten der Marktprämie den KTF belasten – ist die wirtschaftliche Konsequenz eines Regulierungssystems, das den Marktpreis bewusst freilässt und die Förderlogik daran anpasst. Die nächste Stufe wird die Anpassung der Förderlogik an die Marktrealität sein.