Knapp 28.000 Anträge trafen beim zweiten EAG-Fördercall auf einen Fördertopf, der nur für rund 3.000 Projekte reichte. Das Wirtschafts- und Energieministerium nimmt diese Schieflage zum Anlass, die österreichische PV-Förderung ab 2027 grundlegend umzubauen: weniger Zuschuss, mehr Speicher, mehr Eigenverbrauch und mehr Netzdienlichkeit lauten die politischen Vorgaben. Nach der derzeitigen ministeriellen Ankündigung soll zudem für Wechselrichter eine Made-in-Europe-Pflicht kommen – verbindlich ist diese Detailregel allerdings noch nicht. Ob sie tatsächlich und in welcher Form umgesetzt wird und ob für kleine PV-Anlagen eine Speicherpflicht entsteht, werden erst der Begutachtungsentwurf, die endgültige Novelle und die darauf aufbauenden Förderbestimmungen zeigen.

Beim zweiten EAG-Fördercall standen rund 20 Millionen Euro zur Verfügung. Beantragt wurden Förderungen in Höhe von etwa 120 Millionen Euro. Knapp 28.000 Förderwerber meldeten sich, nur rund 3.000 von ihnen konnten berücksichtigt werden. Anders gesagt: Fast neun von zehn Antragstellern gingen leer aus. Bereits beim ersten Call waren nach Angaben des Ministeriums rund 16.000 Anträge abgelehnt worden.

Man kann diese Zahlen auf zwei Arten lesen. Die erste Lesart liefert das Wirtschafts- und Energieministerium: Das bestehende Fördersystem sei nicht mehr zeitgemäß, weil es knappe Mittel zu breit verteilen wolle und den Nutzen für Netze und Strommarkt zu wenig berücksichtige. Die zweite Lesart lautet: Das Interesse an Photovoltaik ist weiterhin enorm, der Fördertopf aber schlicht zu klein.

Beide Erklärungen schließen einander nicht aus. Sie führen nur zu unterschiedlichen politischen Antworten. Man könnte mehr Geld bereitstellen. Oder man könnte den Kreis jener Anlagen verkleinern, die künftig überhaupt noch in den Genuss einer Förderung kommen. Das Ministerium hat sich erkennbar für die zweite Richtung entschieden.

Der Fördertopf reicht nur für jeden neunten Antrag

Für den zweiten Fördercall waren zunächst zwölf Millionen Euro vorgesehen. Weitere acht Millionen Euro kamen aus Restmitteln hinzu. Dem Gesamtbudget von rund 20 Millionen Euro stand damit ein sechsfach höheres beantragtes Fördervolumen gegenüber. Etwa 25.000 Projekte erhielten keinen Platz im Fördertopf. Die EAG-Förderabwicklungsstelle verweist diese Antragsteller auf den dritten Fördercall, der vom 8. bis 22. Oktober 2026 stattfinden soll.

Für 2026 gelten noch die bekannten Fördersätze. Anlagen bis zehn kWp erhalten 150 Euro pro kWp, Anlagen zwischen zehn und 20 kWp 140 Euro. In den Kategorien C und D gelten höchstzulässige Sätze von 130 beziehungsweise 120 Euro pro kWp. Stromspeicher werden mit 150 Euro pro kWh unterstützt, sofern sie gemeinsam mit einer neuen oder erweiterten PV-Anlage beantragt werden. Eigenständige Speichererweiterungen sind nicht förderfähig.

In den kleinen Kategorien A und B entscheidet weiterhin der Zeitpunkt der Ticketziehung. Wer früh genug durch das digitale Nadelöhr kommt, hat bessere Chancen. In den größeren Kategorien werden die Anträge nach dem angegebenen Förderbedarf pro kWp gereiht. Das System belohnt dort zumindest jene Projekte, die mit weniger Zuschuss auskommen. Bei kleinen Anlagen bleibt der Fördercall dagegen ein Wettrennen gegen die Uhr.

Genau dieses Modell steht nun vor dem Umbau.

Nicht mehr nur PV, sondern ein Energiesystem

„Raus aus der Gießkanne“ lautet die politische Botschaft von Energie-Staatssekretärin Elisabeth Zehetner. Die geplante EAG- und ÖSG-Novelle soll Förderungen stärker auf Speicher, Eigenverbrauch, Systemdienlichkeit und Marktintegration ausrichten. Kleine PV-Anlagen sollen künftig nicht mehr allein danach beurteilt werden, wie viel zusätzliche Erzeugungsleistung auf einem Dach entsteht. Entscheidend soll auch werden, wann der Strom erzeugt, gespeichert, verbraucht oder ins Netz eingespeist wird.

Damit vollzieht die Förderpolitik einen bemerkenswerten Perspektivenwechsel. Bisher stand vor allem die installierte Leistung im Mittelpunkt. Ab 2027 könnte das Verhalten der Anlage wichtiger werden.

Eine PV-Anlage, die mittags mit voller Leistung in ein bereits stark beanspruchtes Netz einspeist, soll politisch betrachtet weniger wert sein als ein System, das einen Teil des Stroms speichert, Verbraucher intelligent steuert und die Einspeisespitze reduziert. Gefördert würde dann nicht mehr in erster Linie das Modul auf dem Dach, sondern das Zusammenspiel aus PV, Wechselrichter, Speicher, Energiemanagement und Verbrauchern.

Das ist energiewirtschaftlich nachvollziehbar. Es macht aus einer bisher relativ überschaubaren Investitionsförderung allerdings ein technisch deutlich anspruchsvolleres Auswahlverfahren.

Kommt die Speicherpflicht?

Die kurze Antwort lautet: Das weiß derzeit noch niemand.

Das Ministerium kündigt an, Förderungen im Klein-PV-Bereich „stärker an netzdienliche Speicher“ zu knüpfen. Daraus geht nicht hervor, ob ein Speicher ab 2027 zwingende Voraussetzung für jede Förderung wird oder ob Anlagen mit Speicher lediglich bevorzugt, höher gefördert oder in einer eigenen Kategorie gereiht werden sollen. Auch eine Kombination dieser Varianten ist denkbar.

Das geltende EAG behandelt den Speicher noch als freiwillige Ergänzung. Eine PV-Anlage kann derzeit mit oder ohne Stromspeicher gefördert werden. Ist ein Speicher vorhanden, muss er mindestens 0,5 kWh Kapazität je kWp beantragter PV-Leistung aufweisen. Gefördert werden höchstens 50 kWh.

Von einer gesetzlichen Speicherpflicht ist in der geltenden Regelung nichts zu finden. Die politische Ankündigung reicht daher noch nicht aus, um Kunden heute zu erklären, eine Photovoltaikanlage ohne Batterie werde ab 2027 von jeder Förderung ausgeschlossen.

Sehr wohl lässt sich aber ablesen, wohin die Reise geht: Wer eine kleine PV-Anlage ohne Speicher, Energiemanagement oder steuerbare Verbraucher plant, muss damit rechnen, künftig schlechtere Förderchancen zu haben.

„Netzdienlich“ klingt gut – und bedeutet noch wenig

Noch größer ist das Fragezeichen hinter dem Begriff „netzdienlicher Speicher“. Ein Batteriespeicher wird nicht allein dadurch netzdienlich, dass er neben dem Wechselrichter im Technikraum steht.

Wird der Speicher aus dem Netz geladen, während dieses bereits stark beansprucht ist, erhöht er die Last zusätzlich und kann bestehende Belastungsspitzen weiter verschärfen. Wird er regelmäßig schon am Vormittag vollständig geladen, fehlt mittags möglicherweise die freie Kapazität, um die höchste PV-Einspeisespitze aufzunehmen. Optimiert das System ausschließlich den Strompreis des Kunden, muss dieses Verhalten ebenfalls nicht mit den Anforderungen des örtlichen Netzes übereinstimmen.

Netzdienlich wäre ein Speicher vor allem dann, wenn er Bezugs- oder Einspeisespitzen nachweisbar reduziert, lokale Netzengpässe berücksichtigt oder auf zeitliche Steuerungs- und Preissignale reagieren kann. Auch die E-Control hält fest, dass Speicher innerhalb von Kundenanlagen Einspeisespitzen reduzieren, Lastspitzen abdecken und vorhandene Netzanschlusskapazitäten effizienter nutzen können. Gleichzeitig bezeichnet die Regulierungsbehörde die derzeitigen gesetzlichen Rahmenbedingungen für Speicher und Hybridanlagen als unzureichend und teilweise unklar.

Für die Förderung ab 2027 muss der Gesetzgeber deshalb wesentlich konkreter werden: Reicht eine dauerhaft eingestellte Einspeisebegrenzung? Muss der Speicher über ein Energiemanagementsystem verfügen? Braucht er eine standardisierte Schnittstelle? Muss er auf Signale des Netzbetreibers reagieren können? Ist ein bestimmter Ladezustand als Netzreserve freizuhalten? Und wer bestätigt am Ende, dass die versprochene Betriebsweise über Jahre hinweg tatsächlich eingehalten wird?

Erst die Antworten auf diese Fragen machen aus einem politischen Schlagwort eine brauchbare Fördervoraussetzung.

Von 30 auf 20 Prozent: Was tatsächlich gekürzt wird

Von 30 auf 20 Prozent: Was die Kürzung tatsächlich bedeutet

Auf den ersten Blick klingt die angekündigte Änderung drastisch: Die maximal zulässige Förderintensität soll von 30 auf 20 Prozent der förderfähigen Investitionskosten sinken. Das bedeutet für sich genommen jedoch nicht, dass jeder Förderwerber künftig automatisch ein Drittel weniger Geld erhält. Die Prozentzahl legt lediglich fest, welchen Anteil der Investitionskosten der Zuschuss höchstens ausmachen darf.

Ein Beispiel macht den Unterschied deutlich: Für eine PV-Anlage mit zehn kWp beträgt der derzeitige Zuschuss 150 Euro pro kWp, also insgesamt 1.500 Euro. Kostet die Anlage 15.000 Euro, entspricht die Förderung zehn Prozent der Investitionskosten. Auch bei einer Obergrenze von 20 Prozent könnten daher weiterhin die vollen 1.500 Euro ausbezahlt werden.

Die neue Grenze würde in diesem Beispiel erst bei förderfähigen Investitionskosten von weniger als 7.500 Euro wirksam. Bei Kosten von 6.000 Euro wären höchstens 20 Prozent und damit 1.200 Euro zulässig.

Die Senkung von 30 auf 20 Prozent ist somit für sich genommen keine automatische Kürzung der Förderung um ein Drittel. Wie hoch der Zuschuss ab 2027 tatsächlich ausfällt, hängt von der Kostenbasis, der neuen Förderobergrenze und vor allem von den später festgelegten Eurobeträgen pro kWp und kWh ab. Der Auszahlungsbetrag sinkt dann, wenn die 20-Prozent-Grenze im konkreten Projekt greift oder wenn auch die Fördersätze herabgesetzt werden.

Für die Praxis wesentlich brisanter ist daher ein zweiter Teil der Ankündigung: Ab 2027 soll das Ministerium die tatsächlichen Fördersätze per Verordnung auch deutlich unter den Empfehlungen des EAG-Gutachtens festlegen können. Damit könnten die Eurobeträge pro kWp oder kWh sinken, selbst wenn die neue 20-Prozent-Grenze im konkreten Projekt gar nicht zur Anwendung kommt.

Wie viel eine private oder gewerbliche Anlage ab 2027 tatsächlich erhält, lässt sich aus der bisherigen politischen Ankündigung daher noch nicht ableiten.

Aus dem Made-in-Europe-Bonus wird eine Eintrittskarte

Noch weitreichender könnte die geplante Herkunftsvorgabe für Wechselrichter werden. Schon heute existiert ein Made-in-Europe-Bonus. Für förderfähige Module und Wechselrichter aus europäischer Wertschöpfung kann der Investitionszuschuss jeweils um zehn Prozent erhöht werden. Für einen qualifizierten Stromspeicher gibt es ebenfalls einen Zuschlag von zehn Prozent. Als europäische Wertschöpfung gelten im derzeitigen System Produkte aus dem Europäischen Wirtschaftsraum und der Schweiz.

Die Eignung muss vom Hersteller über eine Konformitätsbewertungsstelle nachgewiesen werden. Die EAG-Förderabwicklungsstelle führt dazu laufend aktualisierte Positivlisten für Module, Wechselrichter und Speicher. Bei der Endabrechnung werden Rechnungen und verbaute Produkte mit diesen Listen abgeglichen.

Ab 2027 könnte aus diesem freiwilligen Bonus eine zwingende Voraussetzung werden. Für Wechselrichter kündigt das Ministerium ausdrücklich eine Made-in-Europe-Pflicht an. Im Klein-PV-Segment wäre ein nicht qualifizierter Wechselrichter damit möglicherweise nicht mehr nur schlechter gefördert – er könnte die Förderfähigkeit des gesamten Projekts gefährden.

Für Hersteller und Großhandel wird das zur strategischen Frage. Eine europäische Marke ist nicht automatisch ein Produkt europäischer Wertschöpfung. Entscheidend wird sein, welche Fertigungsschritte und Komponenten anerkannt werden, welche Nachweise gelten und ob die bisherigen Whitelists übernommen werden.

Auch der Umgang mit Lagerware ist ungeklärt. Großhändler und Installationsbetriebe müssen wissen, ob heute bestellte Wechselrichter in Projekten des Jahres 2027 noch förderfähig sind. Ohne Übergangsregeln droht ein unangenehmer Zustand: technisch einwandfreie Ware im Lager, die ihren Kunden plötzlich den Zugang zur Förderung versperrt.

Die Elektriker müssen das Gesamtsystem beherrschen

Für Elektrotechniker erweitert sich damit das Aufgabenfeld erheblich. Die Beratung endet künftig nicht mehr bei Dachfläche, Modulleistung und Wechselrichterdimensionierung.

Zum förderfähigen Gesamtsystem könnten eine Lastganganalyse, die passende Speicherkapazität, ein Energiemanagementsystem, steuerbare Wärmepumpen, Wallboxen, dynamische Stromtarife und die Begrenzung der Netzeinspeisung gehören. Hinzu kommen Schnittstellen, Datenverbindungen, Parametrierungen und möglicherweise Vorgaben des jeweiligen Netzbetreibers.

Aus dem Errichter einer PV-Anlage wird endgültig ein Systemintegrator.

Das bietet Chancen. Beratung, Planung, Programmierung und laufende Optimierung sind Leistungen, mit denen sich Fachbetriebe vom reinen Preiswettbewerb abheben können. Gleichzeitig steigen Aufwand und Verantwortung. Wer eine Anlage als netzdienlich verkauft, muss wissen, wodurch diese Eigenschaft hergestellt wird und wie sie nachgewiesen werden kann.

Gerade bei herstellerübergreifenden Systemen ist das alles andere als trivial. Speicher, Wechselrichter, Smart Meter, Wallbox und Wärmepumpe sprechen nicht automatisch dieselbe Sprache. Manche Funktionen sind nur innerhalb eines Hersteller-Ökosystems verfügbar, andere setzen Cloud-Dienste oder proprietäre Schnittstellen voraus.

Wird die Förderung künftig an bestimmte Betriebsweisen geknüpft, braucht es deshalb klare technische Standards. Elektrotechniker dürfen nicht zum letzten Glied einer Förderkette werden, in der sie für Eigenschaften haften sollen, die von Software, Herstellerservern, Marktpreisen oder Signalen Dritter abhängen.

Negative Strompreise: Die nächste offene Baustelle

Das Ministerium kündigt außerdem klarere Regeln für negative Strompreise an. Auch hier fehlen noch die Details.

Im geltenden EAG betrifft die zentrale Regelung die Marktprämie: Ist der Day-Ahead-Strompreis mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden negativ, wird die Marktprämie für den gesamten Zeitraum der negativen Preise auf null reduziert. Eine Ausnahme besteht unter bestimmten Voraussetzungen, wenn der österreichische Intraday-Preisindex in diesen Stunden positiv ist.

Diese Regelung ist von der Investitionsförderung für kleine PV-Anlagen zu unterscheiden. Ein privater Betreiber verliert derzeit nicht automatisch seinen einmal ausbezahlten Investitionszuschuss, nur weil seine Anlage während negativer Börsenpreise Strom einspeist.

Für die angekündigte Novelle stellt sich dennoch die Frage, ob geförderte Anlagen künftig technisch in der Lage sein müssen, auf negative Preise zu reagieren. Denkbar wären die automatische Reduktion der Einspeisung, das Laden eines Speichers, die Aktivierung steuerbarer Verbraucher oder die Vermarktung über dynamische Tarife.

Noch ist davon nichts beschlossen. Klar ist nur: Eine Förderpolitik, die Marktintegration verlangt, wird sich auf Dauer nicht damit begnügen können, Module, Wechselrichter und Batterien zu zählen. Sie wird auch deren Verhalten bewerten müssen.

Der Umbau kann sinnvoll sein – oder zur neuen Förderhürde werden

Die Stoßrichtung ist grundsätzlich nachvollziehbar. Photovoltaik, Speicher, Elektromobilität und elektrische Wärmeversorgung müssen stärker zusammenspielen. Anlagen, die Einspeisespitzen reduzieren und mehr Solarstrom vor Ort nutzen, können Netze entlasten und den wirtschaftlichen Wert der Erzeugung erhöhen.

Doch eine Förderung, die mehr technische Intelligenz verlangt und gleichzeitig die Zuschüsse reduziert, bewegt sich auf einem schmalen Grat.

Sind die Vorgaben klar, technisch offen und mit vertretbarem Aufwand nachweisbar, kann daraus ein Markt für hochwertige Gesamtsysteme entstehen. Bleiben die Begriffe unbestimmt, drohen neue Bürokratie, unsichere Angebote und Förderanträge, deren Erfolg stärker von Produktlisten und Detailnachweisen abhängt als von der tatsächlichen Qualität der Anlage.

Der zweite Fördercall hat gezeigt, dass die Nachfrage nicht das Problem ist. Die Menschen wollen investieren. Knapp 28.000 Anträge sind kein Zeichen eines zusammenbrechenden Marktes, sondern eines Marktes, der noch immer auf Förderimpulse reagiert.

Nun muss die Politik entscheiden, was sie erreichen will: weniger geförderte Anlagen oder bessere Anlagen. Das ist nicht zwingend dasselbe.

Zum Redaktionsstand vom 21. Juli 2026 war die Presseaussendung des Ministeriums die maßgebliche Grundlage für den angekündigten Umbau. Der Begutachtungsentwurf soll laut Ministerium rasch folgen. Erst dieser Text wird zeigen, ob aus dem Schlagwort vom Ende der Gießkanne eine intelligente Systemförderung entsteht – oder eine Förderlandschaft, in der sich Fachbetriebe und Kunden künftig erst durch Speicherdefinitionen, Herkunftsnachweise und Produktlisten arbeiten müssen, bevor das erste Modul aufs Dach kommt.