Wenn wir auf den Erzeugungsmix der ersten drei Monate dieses Jahres schauen, sehen wir ein Bild, das vor zehn Jahren niemand für realistisch gehalten hätte — und das gleichzeitig die nächste Welle struktureller Probleme sichtbar macht. Die Daten, die Fraunhofer ISE im Portal Energy Charts veröffentlicht und die durch die Marktstammdaten der BNetzA sowie die AGEB-Auswertung gestützt werden, ergeben für das Quartal Januar bis März 2026 in der Größenordnung folgende Verteilung der öffentlichen Nettostromerzeugung: Windkraft (on- und offshore zusammen) rund 38 Prozent, Photovoltaik etwa 14 Prozent, Erdgas circa 11 Prozent, Braunkohle ungefähr 8 Prozent, Biomasse rund 6 Prozent, Steinkohle nur noch etwa 3 Prozent, Wasserkraft circa 3 Prozent, der Rest aus Sonstigen und Müllverbrennung. Hinzu kommen ein leicht negativer Import-Saldo gegenüber Frankreich und Dänemark sowie ein wachsender, aber noch kleiner Beitrag von Großbatterien als Regelenergielieferanten.

Diese Zahlen sind vorläufig — endgültige Quartalsstatistiken der AGEB folgen üblicherweise im Sommer. Die Größenordnungen sind aber belastbar, und sie erlauben einen Vergleich mit den Vorjahren, der das eigentlich Interessante sichtbar macht.

Was sich gegenüber 2020 und 2024 verschoben hat

Im Q1 2020, in einem ungewöhnlich milden und windreichen Winter, lag der Erneuerbaren-Anteil an der öffentlichen Nettostromerzeugung bei rund 52 Prozent — getragen vor allem durch eine Wind-Spitze im Februar. Damals galt das als statistischer Ausreißer. Im Q1 2024 lag der Anteil bereits bei etwa 60 Prozent, gestützt durch den Kohleausstieg-Pfad und den anhaltenden PV-Zubau. Im aktuellen Quartal landen wir nun in der Größenordnung von 64 bis 66 Prozent. Was 2020 ein meteorologischer Sonderfall war, ist heute Normallastfall.

Bemerkenswert ist die Verschiebung innerhalb des fossilen Restes. Steinkohle ist faktisch zur Reserve geworden — die wenigen verbliebenen Blöcke laufen nur noch in Dunkelflauten oder in Tagen mit hohen Gaspreisen ein. Braunkohle hält sich hartnäckig bei rund 8 Prozent, was politisch erklärbar ist (Tagebau-Sozialverträge, Rheinisches Revier), wirtschaftlich aber ein Anachronismus wird. Erdgas wiederum hat seine Funktion verschoben: weg von der Grundlast-Ergänzung, hin zur preissetzenden Spitzenlast — was im Strommarkt-Design genau die Rolle ist, die das Merit-Order-Prinzip ihm zuweist, aber gleichzeitig den Großhandelspreis weiterhin an die Gasnotierungen koppelt.

Die zweite Verschiebung betrifft die Verteilung über den Tag. Vor fünf Jahren war der Wind die volatile Größe und die Sonne das saisonale Stiefkind des Winters. Heute sehen wir auch in den dunklen Monaten Mittagsspitzen aus PV, die regelmäßig die Last unterbieten — mit Negativpreisen in zweistelliger Stundenzahl pro Monat als Folge. Im März 2026 zählten Energy Charts in der Vorabauswertung rund 95 Stunden Negativpreis am Day-Ahead-Markt; im März 2024 waren es etwa 50.

Was die Volatilität für das System bedeutet

Mit dieser Strukturveränderung ist die Volatilität endgültig vom statistischen Randthema zum operativen Kernproblem geworden. Die Dunkelflaute Mitte Januar — neun zusammenhängende Tage mit Wind- und PV-Erzeugung unter 15 Prozent der installierten Kapazität — hat die Strompreise im Day-Ahead-Markt zeitweise auf über 700 Euro pro MWh getrieben. Erdgas-Spitzenlast-Kraftwerke und österreichische Pumpspeicher haben gerettet, was zu retten war, aber die Reserve-Kohleblöcke mussten zusätzlich gefahren werden — eine Konstellation, die das Klima-Konto des Quartals merklich belastet hat. Die CO₂-Intensität der Stromerzeugung lag im Januar laut UBA-Vorabschätzung bei rund 420 g CO₂/kWh, gegenüber einem Tiefstwert von etwa 180 g im April 2025.

Die andere Seite der Volatilität sind die Negativpreis-Stunden mit überschüssiger PV-Erzeugung in den Mittagsstunden Ende März. Sie wurden bisher von zwei Anpassungen abgefedert: dem schnellen Wachstum der Großbatterien (siehe unsere Speicher-Analyse in dieser Ausgabe) und der zunehmenden Direktvermarktung mit Abschalt-Klauseln. Aber beide Mechanismen sind noch zu klein, um den Mengen-Mismatch von einigen GWh pro Stunde komplett aufzunehmen. Die BNetzA hat in ihrem März-Monitoring-Bericht zum ersten Mal explizit von einer „strukturellen Verschiebung des Engpassmanagements” gesprochen — ein Behördensatz, der übersetzt heißt: das Redispatch-Budget reicht so nicht mehr lange.

Quartal	Erneuerbare	davon Wind	davon PV	Fossil	Importsaldo
Q1 2020	~52 %	~36 %	~6 %	~42 %	leicht negativ
Q1 2024	~60 %	~40 %	~10 %	~33 %	negativ
Q1 2026	~64–66 %	~38 %	~14 %	~22 %	leicht negativ

Die Tabelle (Größenordnungen aus Fraunhofer ISE / Energy Charts / AGEB-Vorabauswertung) zeigt die Kerngeschichte: der fossile Anteil ist halbiert, die Erneuerbaren tragen die Erzeugungsstruktur. Im Vergleich zu Q1 2020 hat sich die installierte PV-Leistung in Deutschland mehr als verdoppelt (von rund 50 auf inzwischen über 105 GW), die Wind-Leistung onshore und offshore zusammen ist von circa 63 auf rund 80 GW gestiegen.

Eine ergänzende Zahl, die im Quartalsbild aufschlussreich ist: der Anteil der Stunden, in denen die Erneuerbaren-Erzeugung kurzzeitig mehr als 100 Prozent der Inlandsstromnachfrage abdeckte, hat in Q1 2026 erstmals einen zweistelligen Wert erreicht — Energy Charts zählt rund 95 Stunden mit Erneuerbaren-Quote über 100 Prozent gegenüber Stundenlast, gegenüber circa 35 Stunden in Q1 2024. Diese Stunden sind die operative Vorderfront der nächsten Speicher-Diskussion: sie sind nicht nur ein theoretisches Phänomen, sondern eine Größenordnung, mit der das Marktdesign jetzt umgehen muss. Im EU-Verbundnetz wurde der Überschuss in diesen Stunden teils nach Frankreich, Polen und in die Niederlande exportiert; teils landeten die Stunden im Negativpreis-Bereich des Day-Ahead-Marktes und führten zu Abregelungs-Entschädigungen, die in der Summe für das Quartal in einer Größenordnung von rund 380 Millionen Euro liegen (BNetzA-Schätzung, vorläufig).

Auch die regionale Verteilung verdient eine Anmerkung. Der Wind-Beitrag des Quartals kommt zu rund 55 Prozent aus den Bundesländern entlang der Küste — Schleswig-Holstein, Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern — sowie aus Brandenburg und Sachsen-Anhalt. Die süddeutschen Länder Bayern und Baden-Württemberg tragen zusammen weniger als 8 Prozent des deutschen Wind-Stroms bei, sind aber gleichzeitig die zwei größten Stromverbraucher. Diese Schieflage ist der eigentliche Hintergrund der Netzentgelt-Debatte, die 2026 weiter schwelt — und die in der Q2-EEG-Novelle bezeichnenderweise nicht angefasst wird.

Das alles ist ein Erfolg im langfristigen Bild, gemessen am EEG-Pfad von 2014 und am Klimaschutzgesetz von 2019. Das alles ist gleichzeitig nicht genug, gemessen an dem, was 2026 für Sektorenkopplung und Wärmepumpen-Hochlauf gebraucht wird — beides erhöht die Stromlast genau in den Stunden, in denen der Mix dünn ist. Q1 2026 ist deshalb das erste Quartal, in dem sich die Frage nicht mehr stellt, ob die Energiewende funktioniert, sondern wie das System die Volatilität trägt, wenn der Erneuerbaren-Anteil weiter auf die im EEG verankerten 80 Prozent für 2030 zuläuft. Die Antwort liegt in Speichern, in flexibler Last, in der EU-Marktkopplung — und in einer EEG-Novelle, deren Q2-Entwurf wir an anderer Stelle in dieser Ausgabe lesen.