Am 1. Mai 2026, um 13:30 Uhr, passierte an der Strombörse etwas, das es in Österreich so noch nie gegeben hatte: Der Preis für eine Megawattstunde Strom fiel im Day-Ahead-Handel der EPEX Spot auf minus 498,65 Euro – praktisch das technische Minimum, das der Markt damals zuließ. Wer in dieser Viertelstunde Strom ins Netz einspeiste, hätte theoretisch fast 50 Cent pro Kilowattstunde dafür bezahlen müssen, dass ihn jemand abnimmt. Der Grund war keine Panne, sondern eine absehbare Kombination: Staatsfeiertag, wenig Industrie am Netz, dazu strahlender Sonnenschein über weiten Teilen des Landes. Die Photovoltaik lieferte auf Anschlag, die Nachfrage war im Keller, und der Markt fand nur noch über extreme Minuspreise ein Gleichgewicht.

Die Episode war spektakulär, aber kein Einzelfall. Sie ist das sichtbarste Symptom einer Entwicklung, die den österreichischen Strommarkt in diesem Sommer prägt wie kein zweites Thema – und die für hunderttausende Haushalte mit PV-Anlage sehr konkrete Folgen hat.

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.

Die Häufigkeit dieser Stunden hat sich binnen weniger Jahre vervielfacht. Laut einem Marktkommentar der E-Control gab es 2024 in Österreich bereits rund 300 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen – mehr als doppelt so viele wie in den Jahren davor. 2025 war die 300er-Marke – gezählt als Stunden mit Null- oder Negativpreisen – nach Angaben des Branchenverbands Oesterreichs Energie schon Anfang August erreicht. Im eng gekoppelten deutschen Marktgebiet meldete das Fachmedium pv magazine für 2025 einen Rekord von 573 Negativstunden. Und für 2026 rechnen Marktbeobachter in ihren Analysen mit einem weiteren Anstieg, in manchen Szenarien mit 800 Stunden unter null und mehr. Dass der heurige Mai laut GeoSphere Austria rund 26 Prozent mehr Sonnenstunden brachte als im Klimamittel und zu den fünf sonnigsten Maimonaten der Messgeschichte zählte, hat den Trend zusätzlich befeuert. Die Börse selbst hat reagiert: Nach dem Extremwert vom 1. Mai senkte die EPEX Spot die zulässige Preisuntergrenze im Day-Ahead-Handel von minus 500 auf minus 600 Euro je Megawattstunde. Man richtet sich offenkundig darauf ein, dass es noch tiefer gehen kann.

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 die Besitzerinnen und Besitzer der mittlerweile rund 500.000 PV-Anlagen im Land 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 Einspeisetarif wird seit Jänner 2024 monatlich und rückwirkend festgelegt und orientiert sich am Quartalsmarktpreis, den die E-Control nach Paragraf 41 des Ökostromgesetzes berechnet. Dieser Referenzwert liegt laut E-Control im zweiten Quartal 2026 bei 11,97 Cent pro Kilowattstunde, nach 9,25 Cent im ersten Quartal. Klingt ordentlich – nur kommt davon bei den Einspeisern immer weniger an.

Denn der tatsächlich ausbezahlte OeMAG-Tarif lag im Juni 2026 bei 6,772 Cent pro Kilowattstunde. Das ist exakt die gesetzliche Untergrenze: 60 Prozent des Quartalsmarktpreises, abzüglich eines Abschlags für Ausgleichsenergie von 0,408 Cent, den die OeMAG heuer für Photovoltaik ansetzt. Ohne diesen gesetzlichen Boden wäre der Tarif rechnerisch noch tiefer gefallen, weil die Börsenpreise genau dann am niedrigsten sind, wenn PV-Anlagen am meisten liefern – mittags, bei Sonne. Fachportale wie das Smart Meter Portal sprechen vom sogenannten Kannibalisierungseffekt: 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, geht nach Paragraf 15 des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes leer aus, sobald der Day-Ahead-Preis mindestens sechs Stunden in Folge negativ ist – eine Regel, die in sonnigen Monaten immer öfter greift. Und das neue Elektrizitätswirtschaftsgesetz, das der Nationalrat am 11. Dezember 2025 im Paket des „Günstiger-Strom-Gesetzes" beschlossen hat, dreht weiter an dieser Schraube: Neue Einspeiseverträge können eine Spitzenkappung enthalten, bei der die PV-Einspeisung bei drohender Netzüberlastung auf 70 Prozent der Anlagenleistung gedrosselt wird. Anlagen über 20 Kilowatt müssen ab 2027 erstmals einen Netzbeitrag für die Einspeisung leisten; kleinere Hausdachanlagen bleiben laut dem Verband Photovoltaic Austria davon ausgenommen.

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, der Haushalte je nach Tarif 20 bis 30 Cent kostet – die eingespeiste bringt bei der OeMAG derzeit eben jene 6,77 Cent, in dynamischen Vermarktungsmodellen mittags mitunter gar nichts.

Damit verschiebt sich die Wirtschaftlichkeitsrechnung deutlich 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: Die Kombination aus gefallenen Speicherpreisen und geschrumpften Einspeiseerlösen macht die Batterie in vielen Konstellationen erstmals zum wirtschaftlich naheliegenden Standard statt zum Öko-Zubehör.

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, die den Börsenpreis stundengenau weitergeben, machen die Mittagsdellen zum Sparfenster. Der Anbieter aWATTar, seit 2015 Pionier in diesem Segment, verrechnet etwa den EPEX-Spotpreis plus einen fixen Aufschlag; daneben haben unter anderem smartENERGY und der Verbund dynamische Modelle im Programm. Voraussetzung ist ein Smart Meter mit aktivierter Viertelstunden- oder Stundenmessung, die man beim Netzbetreiber per Opt-in freischalten lassen muss.

Eine Illusion sollte man dabei allerdings gleich begraben: Geld geschenkt gibt es auch in Negativstunden praktisch nie. Netzentgelte, Abgaben und Umsatzsteuer fallen pro Kilowattstunde immer an. Rechnungen von Vergleichsportalen zeigen, dass selbst bei einem Börsenpreis von minus 5 Cent am Ende noch rund 10 Cent pro Kilowattstunde auf der Rechnung stehen – deutlich weniger als die üblichen 20 bis 30 Cent, aber eben kein Zuschuss fürs Stromverbrauchen. 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. Das ElWG legt dafür einige Grundlagen, etwa den Peer-to-Peer-Stromhandel, der ab Oktober 2026 den direkten Verkauf an Nachbarn erlauben soll. Schon heute funktioniert Ähnliches über Energiegemeinschaften, in denen Haushalte ihren Sonnenstrom regional teilen – oft zu Konditionen, die über dem OeMAG-Tarif liegen. 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.