Strom mit Minuspreis: Warum die Börse mittags Geld drauflegt – was PV-Besitzer wissen müssen

Am 1. Mai 2026, um 13:30 Uhr, fiel der Day-Ahead-Preis für Strom in Österreich auf minus 498,65 Euro je Megawattstunde. Wer in dieser Viertelstunde Strom zum Börsenpreis einspeiste, hätte rechnerisch fast 50 Cent pro Kilowattstunde dafür bezahlen müssen, dass ihn jemand abnimmt. Unter null lag der Preis an diesem Tag ohne Unterbrechung von 9:30 bis 17:15 Uhr (Day-Ahead-Preise für Österreich, Bundesnetzagentur/SMARD). Der Grund war keine Panne, sondern eine absehbare Kombination: Staatsfeiertag, wenig Industrie am Netz, dazu viel Sonnenstrom. Die Photovoltaik lieferte auf Anschlag, die Nachfrage war im Keller, und der Markt fand nur noch über extreme Minuspreise ein Gleichgewicht.

Ganz neu war das nicht: Schon am 2. Juli 2023 hatte der österreichische Day-Ahead-Preis in der Stunde ab 14 Uhr minus 500 Euro je Megawattstunde erreicht. Neu ist, wie oft der Preis inzwischen unter null fällt – und das hat für Haushalte mit PV-Anlage sehr konkrete Folgen.

Warum ein Preis überhaupt unter null fallen kann

Negative Strompreise wirken auf den ersten Blick absurd, folgen aber einer simplen Logik. Strom lässt sich im großen Stil nach wie vor nur begrenzt speichern, Erzeugung und Verbrauch müssen sich in jeder Sekunde die Waage halten. Wenn an einem sonnigen Frühsommermittag die Photovoltaik massiv produziert, gleichzeitig aber Laufwasserkraftwerke an Donau und Inn weiterlaufen und die Nachfrage feiertagsbedingt niedrig ist, gibt es schlicht mehr Strom, als irgendjemand braucht. Manche Kraftwerke können oder wollen trotzdem nicht abschalten – weil das Herunter- und wieder Hochfahren teurer wäre als ein paar Stunden Minuspreis, oder weil Förderregime das Einspeisen auch dann attraktiv machten, wenn der Markt längst übersättigt war. Dann zahlen Erzeuger dafür, ihren Strom loszuwerden.

Wie stark die Zahl dieser Stunden gestiegen ist, zeigen die Day-Ahead-Preise für die österreichische Preiszone, die die deutsche Bundesnetzagentur auf ihrer Plattform SMARD veröffentlicht. Wir haben sie ausgezählt:

Quelle: Day-Ahead-Preise der Preiszone Österreich, veröffentlicht von der Bundesnetzagentur auf SMARD.de; eigene Auszählung, Stand 18. Oktober 2026. Seit 1. Oktober 2025 wird der Day-Ahead-Preis je Viertelstunde ermittelt; ab dann zählen vier negative Viertelstunden als eine Stunde.

Der Trend ist klar, aber nicht gerade: 2026 lag die Zahl bis Mitte Oktober unter jener des ganzen Vorjahres, obwohl der Mai laut GeoSphere Austria um 26 Prozent mehr Sonnenstunden brachte als das Klimamittel 1991 bis 2020 und der fünftsonnigste Mai der Messgeschichte war (GeoSphere Austria, 1. Juni 2026). Wie oft der Preis unter null fällt, hängt eben nicht nur an der Sonne, sondern auch an Nachfrage, Wasserkraft und Exportmöglichkeiten.

Für Haushalte ohne eigene Anlage ist das zunächst eine Randnotiz, die sich höchstens indirekt auswirkt – etwa über die Frage, wie sich die Strompreise 2026 insgesamt entwickeln. Für Besitzerinnen und Besitzer einer PV-Anlage ist es deutlich mehr als das.

Der OeMAG-Tarif klebt an der gesetzlichen Untergrenze

Am direktesten spüren den Preisverfall jene, die ihren Überschussstrom an die Abwicklungsstelle OeMAG verkaufen. Deren Marktpreis wird seit 2024 monatlich und im Nachhinein ermittelt. Ausgangspunkt ist der mengengewichtete Börsenpreis des Monats; nach unten ist er auf 60 Prozent, nach oben auf 100 Prozent des Quartalsmarktpreises begrenzt, den die E-Control nach Paragraf 41 des Ökostromgesetzes feststellt, jeweils abzüglich des Aufwands für Ausgleichsenergie. Dieser Abzug beträgt 2026 für Photovoltaik 0,408 Cent pro Kilowattstunde (OeMAG, Marktpreis).

Von April bis Juli 2026 lag der ausbezahlte Marktpreis genau auf dieser Untergrenze: 6,772 Cent pro Kilowattstunde von April bis Juni, 6,146 Cent im Juli. Erst im August und September stieg er wieder auf 8,997 und 10,168 Cent (OeMAG). Ohne den gesetzlichen Boden wäre der Tarif in den Sonnenmonaten noch tiefer gefallen, weil die Börsenpreise genau dann am niedrigsten sind, wenn PV-Anlagen am meisten liefern – mittags, bei Sonne. Je mehr Solarstrom gleichzeitig ins Netz drückt, desto weniger ist jede einzelne Kilowattstunde wert.

Auch die Förderlandschaft kennt die Minuspreise inzwischen. Wer eine EAG-Marktprämie bezieht, bekommt nach Paragraf 15 des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes für den ganzen Zeitraum keine Prämie, sobald der Day-Ahead-Preis mindestens sechs Stunden in Folge negativ ist (EAG § 15). Und das neue Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG), das der Nationalrat am 11. Dezember 2025 beschlossen hat (Wirtschaftskammer Niederösterreich), dreht weiter an dieser Schraube: Bei neuen oder erweiterten PV-Anlagen darf der Netzbetreiber die Einspeisung auf 70 Prozent der Modulspitzenleistung begrenzen, bei einer 10-kWp-Anlage also auf 7 Kilowatt (Wirtschaftsministerium BMWET, Spitzenkappung). Ab 1. Jänner 2027 zahlen Einspeiser zudem einen Versorgungsinfrastrukturbeitrag von höchstens 0,05 Cent je eingespeister Kilowattstunde; Anlagen bis einschließlich 20 Kilowatt netzwirksamer Leistung sind davon befreit (ElWG § 75a). Wie die Investitionsförderung für neue Anlagen 2026 läuft und was ab 2027 kommen soll, steht in unserem Überblick zur PV-Förderung 2026.

Die Botschaft des Marktes ist eindeutig: Strom, den alle gleichzeitig produzieren, ist wenig wert. Belohnt wird, wer ihn dann liefert oder verbraucht, wenn er gebraucht wird.

Speicher werden vom Luxus zur Logik

Was heißt das praktisch? Zunächst: Die alte Faustregel „möglichst viel einspeisen“ hat ausgedient. Wer heute eine Anlage plant oder betreibt, fährt fast immer besser, wenn möglichst viel Sonnenstrom im eigenen Haus bleibt. Jede selbst verbrauchte Kilowattstunde ersetzt Netzstrom: Ein Durchschnittshaushalt mit 3.500 Kilowattstunden zahlt beim jeweiligen Landesversorger laut E-Control zwischen 891 und 1.218 Euro im Jahr, Netz, Steuern und Abgaben eingerechnet (E-Control, Preismonitor vom 1. Oktober 2026) – im Schnitt also rund 25 bis 35 Cent je Kilowattstunde. Die eingespeiste brachte bei der OeMAG im Sommer 6,8 Cent und weniger, in dynamischen Vermarktungsmodellen mittags mitunter gar nichts.

Damit verschiebt sich die Wirtschaftlichkeitsrechnung zugunsten von Batteriespeichern. Ein Speicher verlagert den Mittagsüberschuss in den Abend, also genau aus den Stunden mit Null- und Minuspreisen in jene, in denen Strom wieder etwas wert ist. Wie sich das konkret rechnet, welche Größen sinnvoll sind und wo die Grenzen liegen, haben wir in einer eigenen Analyse durchgerechnet: Lohnt sich ein PV-Speicher 2026? Kurz gefasst: Je weniger die eingespeiste Kilowattstunde bringt, desto mehr zählt jede, die im Haus bleibt – ob sich ein Speicher rechnet, hängt dann vor allem an seinem Preis und am eigenen Abendverbrauch.

Wer keinen Speicher hat, kann trotzdem einiges tun, um sich an die neue Preiswelt anzupassen:

• Große Verbraucher wie Warmwasserboiler, Waschmaschine, Geschirrspüler oder die Wallbox des E-Autos gezielt in die Mittagsstunden legen – manuell oder über einfache Zeitschaltungen und Energiemanager
• Bei der Anlagenplanung eine Ost-West-Ausrichtung prüfen, die die Erzeugung breiter über den Tag verteilt statt sie in der Mittagsspitze zu bündeln
• Den Einspeisevertrag vergleichen: Neben der OeMAG bieten viele Landesversorger und unabhängige Abnehmer fixe oder marktnahe Tarife an, deren Konditionen sich derzeit rasch ändern

Flexible Tarife: dieselbe Kurve, umgekehrtes Vorzeichen

Was Einspeiser schmerzt, kann Verbraucher freuen. Dynamische Stromtarife geben den Börsenpreis viertel- oder stundengenau weiter, meist mit einem fixen oder prozentuellen Aufschlag, und machen die Mittagsdellen so zum Sparfenster. Seit 1. April 2026 müssen Lieferanten, die mehr als 25.000 Zählpunkte beliefern, solche Verträge anbieten (ElWG § 22). Voraussetzung ist ein Smart Meter, der Viertelstundenwerte überträgt; wer einen dynamischen Vertrag hat, kann dieser Messung nicht widersprechen (ElWG § 54). Wie die Umstellung der Zähler läuft, steht in unserem Beitrag zum Smart Meter in Österreich.

Eine Illusion sollte man dabei allerdings gleich begraben: Geld geschenkt gibt es auch in Negativstunden praktisch nie. Netzentgelte und Abgaben fallen pro Kilowattstunde immer an, auch wenn der Energiepreis unter null liegt; am Ende bleibt meist ein deutlich niedrigerer, aber positiver Preis. Attraktiv ist das Modell vor allem für Haushalte, die nennenswerte Lasten verschieben können, allen voran E-Auto-Fahrer mit steuerbarer Wallbox oder Besitzer von Wärmepumpen mit Pufferspeicher.

Und längerfristig? Die Negativpreise sind kein Betriebsunfall, sondern ein Zwischenstadium. Sie zeigen, dass der Ausbau der Erzeugung dem Umbau des restlichen Systems davongelaufen ist – Netze, Speicher und flexible Nachfrage hinken hinterher. Schon heute lässt sich Sonnenstrom über Energiegemeinschaften regional teilen, zu Preisen, die die Mitglieder untereinander festlegen. Je mehr Strom lokal verbraucht wird, statt mittags gesammelt an die Börse zu drängen, desto seltener muss der Markt zu Minuspreisen Zwangsentlastung suchen. Bis dahin gilt für PV-Haushalte die neue Grundregel dieses Sommers: Nicht die produzierte Kilowattstunde zählt, sondern die zur richtigen Zeit.