3,5 Jahre ENTSO-E Daten (seit Jan 2023) · ← Zurück zur Karte
Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen pro Monat. Der Solarausbau (Mittags-Peak Juni: 1,2 GW → 4,1 GW seit 2023) drückt die Preise an sonnigen Tagen unter null — Erzeuger zahlen fürs Einspeisen.
Anzahl negativer Preisstunden nach Tageszeit und Jahr. Klar erkennbar: das Mittags-Solarfenster weitet sich Jahr für Jahr aus.
Die Capture Rate zeigt, welchen Anteil des Durchschnittspreises Solar/Wind tatsächlich am Markt erlösen (erzeugungsgewichteter Preis ÷ Baseload-Preis). Solar erlöste im April 2026 nur noch ~24% des Durchschnittspreises — wer mittags einspeist, verdient kaum noch etwas. Wind bleibt nahe 100%.
Theoretischer Jahreserlös eines 1 MW-Batteriespeichers (1 Zyklus/Tag, 90% Wirkungsgrad, perfekte Voraussicht): billigste Stunden laden, teuerste entladen. Die wachsende Preisspreizung durch Solar macht Speicher immer lukrativer.
Durchschnittlicher Tagesverlauf (Apr–Sep) der Residuallast (Last minus Solar & Wind) je Jahr. Das Mittagstal wird jedes Jahr tiefer — die Flexibilitätsanforderung an Wasserkraft, Speicher und Import/Export steigt.
Durchschnittlicher Day-Ahead-Preis nach Tageszeit. Das Muster kippt: Mittags früher am teuersten, heute am billigsten. Abendspitze (19–21 Uhr) wird immer ausgeprägter.
Monatliche Erzeugung nach Kategorie vs. Last. Im Sommer decken Erneuerbare zeitweise >99% der Last, im Winter bleibt Österreich auf Gas und Importe angewiesen.