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Was sind negative Strompreise?

Negative Strompreise entstehen, wenn mehr Strom erzeugt wird als verbraucht werden kann. Erzeuger zahlen dann dafür, dass ihr Strom abgenommen wird. Das passiert vor allem bei hoher Solar- und Windeinspeisung in Kombination mit niedriger Nachfrage, typischerweise an sonnigen Wochenenden und Feiertagen. Der 1. Mai 2026 war dafür das Paradebeispiel: Feiertag, strahlender Sonnenschein, wenig Verbrauch.

Die Day-Ahead-Preise werden an der EPEX Spot in 15-Minuten-Auflösung gehandelt. Kurze Preisausschläge werden dadurch sichtbarer als früher im Stundenraster.

Wie haben sich die Negativstunden in Österreich entwickelt?

Die Entwicklung der letzten Jahre zeigt, wie schnell sich das Bild dreht: Im Hochpreisjahr 2022 gab es praktisch keine einzige Negativstunde, seit 2023 verdreifachen sich die Werte fast im Jahresrhythmus.

Warum hat Österreich weniger Negativstunden als Deutschland?

Der Vergleich ist auffällig: Deutschland steht 2026 bereits bei über 385 negativen Stunden (Stand 06.08.2026), Österreich bei 237,5 (Stand 06.08.2026). Beide Märkte sind eng gekoppelt, die Extremtage (27./28. Februar, Ostern, 1. Mai) fallen fast immer zusammen. Trotzdem federt Österreich mehr ab.

Der Hauptgrund ist die Wasserkraft: Pumpspeicher- und Speicherkraftwerke können Erzeugung verschieben und Überschüsse aufnehmen, eine Flexibilität, die Deutschland in diesem Umfang fehlt. Bemerkenswert: Im Januar 2026 gab es in Österreich keine einzige negative Viertelstunde, während Deutschland bereits 2,5 Negativstunden verzeichnete.

Der Trend zeigt aber auch in Österreich klar nach oben. Der PV-Ausbau erzeugt zunehmend Mittagsspitzen, die auch die heimische Wasserkraft nicht mehr vollständig glätten kann. Fast alle negativen Viertelstunden 2026 fallen in die Solarstunden zwischen 10 und 16 Uhr.

Für wen sind Negativpreisstunden relevant?

PV-Anlagen in der Direktvermarktung und Marktprämien-Förderung

Wie stark negative Preise wehtun, hängt vom Vermarktungsmodell und der Steuerbarkeit der Anlage ab. Fernsteuerbare Anlagen in der Direktvermarktung werden in Negativphasen typischerweise abgeregelt: Dann zahlt niemand drauf, aber die Erzeugung ist verschenkt, die Anlage steht still, während die Sonne scheint. Anlagen ohne Fernsteuerung speisen dagegen weiter ein und erzielen in diesen Viertelstunden negative Erlöse. Kleine Anlagen mit OeMAG-Abnahme zum Quartalsmarktpreis oder Fixpreisvertrag spüren einzelne Negativstunden kaum direkt.

Für EAG-geförderte Anlagen gilt § 15 EAG: Die Marktprämie wird ausgesetzt, wenn die Preise mindestens sechs Stunden am Stück negativ sind, dann allerdings für den gesamten Negativzeitraum. Das ist milder als das deutsche Solarspitzengesetz (dort entfällt die Vergütung ab der ersten negativen Viertelstunde), aber die Regel greift zunehmend: 2024 wurde die Schwelle bereits in mehr als der Hälfte der Negativpreis-Fälle ausgelöst, und der offizielle EAG-Evaluierungsbericht empfiehlt eine schrittweise Verschärfung Richtung einer Stunde, dem deutschen Modell folgend.

Batteriespeicher sind hier die eleganteste Antwort: Statt abzuregeln und die Energie zu verschenken, lädt der Speicher in den Negativphasen und speist ein, wenn der Strom wieder etwas wert ist. Wer heute eine Anlage plant, sollte mit strengeren Regeln kalkulieren und die Speicherfrage von Anfang an mitdenken.

Dynamische Stromtarife: Lastprofil schlägt Negativstunden

Mit dem neuen Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG), in Kraft seit Januar 2026, haben Kund:innen in Österreich das Recht auf fixe wie dynamische Stromtarife.". Negativstunden allein sind aber kein guter Grund für den Wechsel. Entscheidend ist das eigene Lastprofil: Wer große Verbraucher flexibel steuern kann (Kühlung, Druckluft, E-Fuhrpark), profitiert von der gesamten Preisspreizung. Der durchschnittliche Tagesspread liegt in Österreich 2026 bei über 13 ct/kWh, da sind die wenigen Negativstunden nur die Spitze des Eisbergs. Mit unserer Simulationssoftware lässt sich auf Basis des realen Lastgangs berechnen, was ein dynamischer Tarif und ein Batteriespeicher für einen konkreten Gewerbebetrieb bringen würden.

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Handelsbatterien: Spread ist wichtiger

Für Batteriespeicher im reinen Day-Ahead-Arbitrage-Betrieb ist das Vorzeichen des Einkaufspreises ökonomisch zweitrangig. Relevant ist die Differenz zwischen Tief- und Hochpreisphasen. Tage mit vielen Negativstunden korrelieren allerdings stark mit hohen Spreads, als Proxy funktioniert die Kennzahl also durchaus.

Unterm Strich: Die Anzahl der Negativpreisstunden macht ein abstraktes Thema greifbar. Aber wer eine Investitionsentscheidung trifft, braucht mehr als eine Zahl.

Datenquelle und Methodik

Die Daten stammen von der ENTSO-E Transparency Platform und werden täglich automatisch aktualisiert. Wir verwenden die Day-Ahead-Preise (Sequence 1, SDAC) der Gebotszone AT in 15-Minuten-Auflösung.

Negative Stunden berechnen wir als Anzahl der Viertelstunden mit einem Preis unter 0, geteilt durch 4. Eine „negative Stunde" entspricht somit vier 15-Minuten-Intervallen mit negativem Preis.

Tagesspread ist die Differenz zwischen dem höchsten und niedrigsten Preis eines Tages.

Alle Preise sind in ct/kWh angegeben (Umrechnung aus EUR/MWh durch Division mit 10).