Die Photovoltaik hat in der Schweizer Stromversorgung stark an Bedeutung gewonnen: Swissolar rechnet für 2026 mit rund 17 % Solarstrom am Schweizer Strombedarf. Gleichzeitig entwickelt sich der Batteriespeichermarkt dynamisch. Die bis Ende 2026 installierte Speicherkapazität hinter dem Netzanschlusspunkt soll gemäss Swissolar von rund 1,5 auf 2,5 GWh wachsen – die Neuinstallationen verdoppeln sich damit nahezu. Mit der neuen Abnahmevergütung erhalten Batteriespeicher und Energiemanagementsysteme eine zusätzliche Bedeutung. Die wichtigsten Punkte aus dem Swissolar-Webinar vom 29. September 2026 im Überblick.
Was ändert sich per 1. Januar 2027?
Verteilnetzbetreiber müssen den Solarstrom bestimmter PV-Anlagen weiterhin abnehmen und vergüten. Die gesetzliche Abnahme- und Vergütungspflicht gilt unter anderem für PV-Anlagen bis 3 MW bzw. bis zu einer jährlichen Produktion von 5000 MWh nach Abzug eines allfälligen Eigenverbrauchs. Ausgenommen sind Anlagen im Einspeisevergütungssystem oder mit gleitender Marktprämie. Können sich Produzent und Verteilnetzbetreiber nicht auf eine Vergütung einigen, richtet sich diese ab 2027 nicht mehr nach dem vierteljährlichen Referenzmarktpreis, sondern nach dem Day-Ahead-Preis zum Zeitpunkt der Einspeisung. Verteilnetzbetreiber können weiterhin alternative Vergütungsmodelle anbieten, beispielsweise eine jährlich festgelegte fixe Vergütung. Bis Ende 2025 orientierte sich die Vergütung bei fehlender Einigung an den Beschaffungskosten des Netzbetreibers. Seit Anfang 2026 kommt der vierteljährliche Referenzmarktpreis für Solarenergie zum Einsatz. Ab 2027 wird daraus eine dynamische, zeitabhängige Vergütung.
Wie funktioniert der Spotmarktpreis?
Der Day-Ahead-Preis wird in einer Auktion am Vortag für die einzelnen Stunden des Folgetags bestimmt. Damit steht bereits am Vortag fest, wie hoch der Marktpreis für die jeweilige Stunde ist. Der Preis kann deshalb je nach Zeitpunkt stark schwanken und auch negativ sein. Voraussichtlich ab Winter 2026 wird die Preisauflösung im Zuge der europäischen Umstellung von einer Stunde auf 15 Minuten verkürzt.
Was bedeutet das bei negativen Strompreisen?
Wenn der Spotmarktpreis negativ ist, kann eine PV-Anlage bei der gesetzlich vorgesehenen dynamischen Vergütung für die Netzeinspeisung rechnerisch einen negativen Erlös erzielen. Für kleine PV-Anlagen gibt es jedoch weiterhin einen Investitionsschutz in Form der Minimalvergütungsprämie. Liegt der vierteljährliche Referenzmarktpreis unter der anlagenspezifischen Minimalvergütung, wird zusätzlich zum Spotmarktpreis eine Prämie ausbezahlt. Sie entspricht der Differenz zwischen Referenzmarktpreis und Minimalvergütung und wird rückwirkend pro eingespeiste Kilowattstunde vergütet. Bei Anlagen bis 30 kW beträgt die Minimalvergütung derzeit 6 Rp./kWh. Für Anlagen zwischen 30 und 150 kW nimmt sie mit zunehmender Anlagenleistung ab.
Warum wird auf Spotmarktpreise umgestellt?
Mit dem wachsenden PV-Anteil wird es wichtiger, Solarstrom möglichst dann einzuspeisen, wenn er im Stromsystem gebraucht wird. Solaranlagen produzieren heute oft gleichzeitig – insbesondere an sonnigen Tagen rund um die Mittagszeit. Dadurch können sehr tiefe oder negative Börsenstrompreise entstehen. Die neue Vergütung gibt dieses Marktsignal an die Anlagenbetreiber weiter: Solarstrom kann bei tiefen Preisen direkt verbraucht oder gespeichert und zu höherpreisigen Zeiten eingespeist werden. Gleichzeitig soll damit der sogenannte Kannibalisierungseffekt abgeschwächt werden, bei dem die gleichzeitige Einspeisung grosser Solarstrommengen den eigenen Marktwert des Solarstroms zunehmend senkt.
Wie stark wirkt sich die neue Vergütung auf die Wirtschaftlichkeit aus?
Die Abnahmevergütung ist ein Bestandteil der Erlöse einer PV-Anlage. Der wichtigste Faktor für die Wirtschaftlichkeit bleibt jedoch der Eigenverbrauch. Hinzu kommen unter anderem Einmalvergütung, Steuerabzug und Vergütungen für Herkunftsnachweise. Swissolar hat gemeinsam mit der ZHAW vier Beispielanlagen untersucht: ein Einfamilienhaus, ein Mehrfamilienhaus mit ZEV, eine Gewerbe-/Industrieanlage und eine reine Einspeiseanlage. Dabei wurde modelliert, wie sich der Wechsel vom Referenzmarktpreis zum Spotmarktpreis auswirkt – mit und ohne Batterie sowie mit unterschiedlichen Möglichkeiten zur Lastverschiebung. Wenn Anlagenbetreiber nicht auf die dynamischen Spotmarktpreise reagieren, ergeben sich bei der Abnahmevergütung folgende Veränderungen:
- Eigenverbrauch + Batterie: rund 20 bis 30 % weniger Abnahmevergütung
- Eigenverbrauch ohne Batterie: rund 2 bis 12 % weniger Abnahmevergütung
- Kein Eigenverbrauch, keine Batterie: rund 2 bis 4 % mehr Abnahmevergütung
Auf die gesamten Erlöse der Anlage wirkt sich die Veränderung deutlich weniger aus. In der Modellierung verliert eine Anlage mit 30 % Eigenverbrauch beispielsweise 15 % bei der Abnahmevergütung, insgesamt aber nur rund 4 % ihrer Erlöse. Bei Anlagen mit Batterie können die Einbussen bei der Abnahmevergütung zwar grösser sein, gleichzeitig ist ihr Eigenverbrauchsanteil in der Regel höher. In der Modellierung lagen die Auswirkungen auf die Gesamterlöse bei rund 5 %. Damit zeigt sich: Für Anlagen mit einem gewissen Eigenverbrauch bleiben die Auswirkungen auf die Gesamtwirtschaftlichkeit überschaubar.
Wie können Installateure auf die neue Vergütungslogik reagieren?
Die neue Vergütung macht die zeitliche Steuerung von Solarstrom interessanter. Eigenverbrauch, Batteriespeicher und flexible Verbraucher bieten verschiedene Möglichkeiten, auf die Preissignale zu reagieren. Eine Batterie sollte beispielsweise nicht zwingend bereits am Morgen geladen werden. Bei tiefen Preisen rund um die Mittagszeit kann es wirtschaftlich sinnvoller sein, die Batterieladung in diese Stunden zu verschieben. Gleichzeitig kann die Batterie so gesteuert werden, dass später wieder Kapazität für den Eigenverbrauch oder eine Einspeisung zu höherpreisigen Zeiten zur Verfügung steht. Ein Energiemanagementsystem (EMS) kann diese Steuerung automatisieren und neben dem Batteriespeicher auch E-Auto, Boiler oder Wärmepumpe einbeziehen. So lässt sich der Solarstrom gezielt dann nutzen, speichern oder einspeisen, wenn dies technisch und wirtschaftlich sinnvoll ist. In der vorgestellten Modellrechnung führte die Kombination aus Eigenverbrauch, Batteriespeicher und Optimierung nach Spotmarktpreisen zu einer Ersparnis von 23 % bei den Nettostromkosten.
Welche EMS können dynamische Tarife verarbeiten?
SmartGridready führt eine laufend aktualisierte Übersicht geeigneter Energiemanagementsysteme. Hier geht es zur Übersicht.
Was bedeutet das für die Anlagenplanung?
Für Installateure wird es damit wichtiger, nicht nur die PV-Leistung zu betrachten, sondern das gesamte Energiesystem. Bei neuen Anlagen sollte deshalb geprüft werden, ob sich ein Batteriespeicher mit EMS oder ein optimierender Wechselrichter wirtschaftlich und technisch sinnvoll einsetzen lässt. Gerade die Kombination aus Speicher und intelligenter Steuerung ermöglicht es, Solarstrom nicht nur für den Eigenverbrauch zu nutzen, sondern auch auf die dynamische Vergütung zu reagieren. Auch bei bestehenden Anlagen kann eine Nachrüstung mit einem geeigneten EMS sinnvoll sein. Verfügt die Anlage bereits über ein EMS, sollte geprüft werden, ob dieses dynamische Tarife verarbeiten und entsprechend optimiert werden kann.
Was müssen Anlagenbetreiber bei der Umstellung beachten?
Für die dynamische Abnahmevergütung ist ein intelligentes Messsystem erforderlich. Bei bestehenden Anlagen, die noch nicht entsprechend ausgerüstet sind, muss der Verteilnetzbetreiber die dynamische Vergütung spätestens ab 1. Januar 2028 anbieten. Die Übergangsregelung ermöglicht bis Ende 2027 weiterhin die Abrechnung nach dem bisherigen Referenzmarktpreis- bzw. Minimalvergütungsmodell.
Ist die Minimalvergütung langfristig gesichert?
Nach aktuellem Stand ist die Zukunft der Minimalvergütung mit dem geplanten Stromabkommen mit der EU verknüpft. Der Bundesrat schlägt vor, sie drei Jahre nach Inkrafttreten des Abkommens auslaufen zu lassen. Sollte das Abkommen frühestens 2030 in Kraft treten, wäre die Minimalvergütung nach diesem Vorschlag bis 2033 vorgesehen. Swissolar fordert darüber hinaus, die Minimalvergütung ohne Ablaufdatum beizubehalten.
Fazit
Die neue Abnahmevergütung verändert die Rahmenbedingungen für eingespeisten Solarstrom. Für eine durchschnittlich einspeisende Anlage bleibt die Gesamtvergütung im Durchschnitt grundsätzlich vergleichbar; gleichzeitig trägt jede einzelne Anlage künftig mehr Marktrisiko, weil ihr Einspeiseprofil stärker ins Gewicht fällt. Für die Praxis bedeutet das: Eigenverbrauch bleibt ein zentraler Faktor für die Wirtschaftlichkeit. Batteriespeicher und EMS gewinnen zusätzlich an Bedeutung, weil sie es ermöglichen, Solarstrom zeitlich flexibler zu nutzen und die Einspeisung auf attraktivere Preiszeiten zu verschieben.
Quelle: Swissolar-Webinar zur Abnahmevergütung 2027 (29. September 2026); Swissolar FAQ zur Abnahmevergütung.