Mit dem Bundesratsbeschluss vom 27. Mai 2026 zur Revision der Energieverordnung (EnV) wird die Vergütungslogik für Solarstrom in der Schweiz grundlegend umgebaut. Ab dem 1. Januar 2027 – mit einer Übergangsfrist von einem Jahr bis Anfang 2028 – richtet sich die Einspeisevergütung nicht mehr nach dem vierteljährlichen Referenzmarktpreis, sondern direkt nach dem stündlichen Spotmarktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung. Für Betreiber kommerzieller PV-Anlagen ab 150 kWp ist das ein Paradigmenwechsel mit erheblichen wirtschaftlichen Konsequenzen – denn die gesetzliche Minimalvergütung als Investitionsschutz greift in dieser Leistungsklasse ausdrücklich nicht.

Das ändert sich konkret ab 2027

Die wichtigsten Eckpunkte der neuen Regelung im Überblick:

Stündlicher Spotmarktpreis statt Quartalsmittelwert: Massgebend ist neu der EPEX-Day-Ahead-Preis für die Schweiz in der jeweiligen Einspeisestunde. Solarstrom, der mittags bei hohem PV-Anteil ins Netz fliesst, wird folglich deutlich tiefer vergütet als Strom in den Morgen- und Abendstunden.
Inkrafttreten am 1. Januar 2027 mit einjähriger Übergangsfrist – die finale Umstellung erfolgt damit spätestens Anfang 2028.
Minimalvergütungsprämie nur für Anlagen unter 150 kW: Kleinere Anlagen erhalten weiterhin einen Investitionsschutz. Liegt der vierteljährliche Referenzmarktpreis unter der gesetzlich definierten Minimalvergütung (z. B. 6 Rp/kWh bei Anlagen bis 30 kW, abnehmend bis 1,2 Rp/kWh bei 149 kW), wird die Differenz pro eingespeister Kilowattstunde nachträglich ausgeglichen.
Keine Minimalvergütung ab 150 kWp: Anlagen in dieser Leistungsklasse sind vollständig dem Spotmarktpreis ausgesetzt – inklusive Phasen mit sehr tiefen oder sogar negativen Strompreisen.
Verteilnetzbetreiber dürfen weiterhin höhere Vergütungen zahlen – Swissolar geht davon aus, dass dies viele EVU freiwillig tun werden, allerdings auf vertraglicher Basis ohne gesetzlichen Anspruch.

Warum die 150-kWp-Schwelle entscheidend ist

Die Grenze von 150 kWp ist nicht zufällig gewählt. Sie markiert die Übergangszone zwischen typischen Aufdach-Anlagen auf Wohn- und Kleinbetrieben einerseits und gewerblich-industriellen PV-Anlagen andererseits. Mit dem neuen Vergütungsmodell wird diese Schwelle zur wirtschaftlich relevanten Bruchstelle: Wer geringfügig darüber projektiert, verzichtet auf den staatlichen Investitionsschutz und trägt das volle Marktpreisrisiko.

Genau hier entsteht für Investoren und Betreiber kommerzieller PV-Anlagen ein neuer Spannungsbogen: Maximale Modulauslastung des Dachs steigert zwar den absoluten Ertrag, exponiert die Anlage aber gleichzeitig stärker dem Spotmarktrisiko. Die richtige Anlagenkonfiguration ist damit nicht mehr nur eine Frage der Dachfläche, sondern eine strategische Entscheidung zwischen Ertragsmaximierung und regulatorischer Absicherung.

Was dies wirtschaftlich bedeutet

Die direkte Kopplung an den Spotmarkt entfaltet ihre Wirkung dort, wo Solarstrom heute am stärksten anfällt: mittags an sonnigen Tagen. In diesen Stunden drücken hohe PV-Einspeisemengen den Spotpreis regelmässig auf wenige Rappen – an Spitzentagen sogar in den negativen Bereich. Erste Auswertungen der EPEX-Daten für die Schweiz 2024/2025 zeigen, dass an sonnigen Sommertagen die Mittagspreise teilweise unter 2 Rp/kWh fallen, während die Abendpreise auf 15–25 Rp/kWh klettern.

Für eine typische Gewerbe-PV-Anlage mit 250 kWp und einem Eigenverbrauchsanteil von 30 % bedeutet das im Vergleich zum heutigen Quartalsmodell:

Heute (Stand 2026): Vergütung der eingespeisten 175 MWh zum Quartals-Referenzmarktpreis von z. B. 6 Rp/kWh = rund 10’000 CHF Einspeiseerlös pro Jahr.
Ab 2027/2028: Vergütung zum stündlichen Spotpreis. Bei einer realistischen, gewichteten Durchschnittsvergütung von 4–6 Rp/kWh (PV produziert gerade in den preistiefsten Stunden) sinkt der Einspeiseerlös auf 7’000–10’000 CHF – ein Rückgang von 25–50 %.

In der Energiewirtschaft spricht man hierbei vom „Cannibalization‑Effekt“ der Photovoltaik: Je mehr PV-Leistung gleichzeitig einspeist, desto stärker drückt sie ihren eigenen Marktwert. In der Schweiz wird dieser Effekt mit jedem zusätzlichen Gigawatt installierter Leistung spürbarer.

Die nächste Stufe: Vom Einspeiser zum Energiedirigenten

Der regulatorische Wechsel macht eines unmissverständlich klar: Wer mit einer PV-Anlage ab 150 kWp investiert, kann sich nicht mehr auf eine stabile Einspeisevergütung verlassen. Wirtschaftlichkeit entsteht künftig dort, wo der erzeugte Strom nicht zum tiefsten Tagespreis ins Netz fliesst, sondern lokal genutzt, gespeichert oder zeitlich verschoben wird. Drei Hebel rücken in den Vordergrund:

1. Eigenverbrauchsoptimierung

Jede selbst genutzte Kilowattstunde ist nicht mehr nur um die Differenz zwischen Bezugspreis und Einspeisevergütung wertvoll – sondern um den vollen Bezugspreis im Vergleich zu einem teils marginalen Einspeiseerlös. Bei einem typischen Gewerbestromtarif von 18–28 Rp/kWh und einer Mittags-Einspeisevergütung von 2–5 Rp/kWh wird jede Eigenverbrauchs-kWh fünf- bis zehnmal wertvoller als die ins Netz eingespeiste. Lastverschiebungen, intelligente Steuerung von Wärmepumpen, Kälte- und Druckluftsystemen sowie das geplante Laden von Elektro-Fahrzeugflotten werden damit zum zentralen Wertschöpfungshebel.

2. Batteriespeicher

Mit der direkten Spotmarktkopplung wird die wirtschaftliche Logik des Batteriespeichers fundamental aufgewertet. Statt mittags zu 3 Rp/kWh einzuspeisen, lässt sich der Strom in die Abendstunden verschieben und entweder selbst genutzt oder ins Netz eingespeist werden. Die Arbitrage zwischen Tages-Tiefpreisen und Abend-Hochpreisen wird zum messbaren Geschäftsmodell – verstärkt durch den seit 1.1.2026 möglichen Rückerstattungsantrag des Netznutzungsentgelts für Speicher mit Endverbrauch (Art. 18d StromVV). Speicher ohne Endverbrauch sind seit 2025 ohnehin vom Netznutzungsentgelt befreit.

3. Lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) und ZEV/vZEV

Seit Anfang 2026 erlaubt das revidierte Stromversorgungsgesetz (StromVG Art. 17d ff.) die Bildung lokaler Elektrizitätsgemeinschaften innerhalb derselben Gemeinde und Netzebene. Der lokal verbrauchte Strom profitiert von einem Rabatt von 40 % auf das Netznutzungsentgelt (bei Beanspruchung der Transformationsnetzebene 20 %). Kombiniert mit Zusammenschlüssen zum Eigenverbrauch (ZEV) und deren virtueller Variante (vZEV) entsteht für Areale, Industrieparks und gemischt genutzte Standorte ein wirtschaftlich attraktives Modell, Solarstrom direkt am Ort der Erzeugung zu monetarisieren – statt ihn der Spotmarktvolatilität auszusetzen.

Was Betreiber jetzt tun sollten

Wer eine PV-Anlage ab 150 kWp plant, erweitert oder bereits betreibt, sollten im Kontext der neuen Verordnung vier wesentliche Aspekte neu bewerten:

Wirtschaftlichkeitsrechnung aktualisieren: Bestehende Business Cases beruhen meist auf konstanten Einspeisetarifen. Eine Neuberechnung mit stündlichen Spotpreisprofilen ist essenziell
Eigenverbrauchsquote als Stellgrösse: Schon eine Erhöhung der Eigenverbrauchsquote von 30 % auf 50 % kann die jährlichen Erträge um 10’000–20’000 CHF verbessern (bei einer 250-kWp-Anlage). Investitionen in Energiemanagement, Lastverschiebung und Batteriespeicher rechnen sich damit deutlich schneller
Speicher- und Lastflexibilitäten gesamthaft denken: Batteriespeicher, E-Fahrzeugflotten, Wärmepumpen und Kälteanlagen sollten als integriertes System geplant werden – nicht als Einzelkomponenten
LEG/ZEV-Optionen prüfen: Gerade für Industrieareale, Gewerbezonen und gemischt genutzte Immobilien lohnt sich eine frühzeitige Analyse der lokalen Vermarktungsmöglichkeiten

Fazit: Vom reinen Einspeiser zum aktiven Energiemanager

Die Verordnungsrevision vom 27. Mai 2026 ist mehr als eine technische Anpassung. Sie markiert das Ende des planbaren Einspeisetarifs für gewerbliche und industrielle PV-Anlagen in der Schweiz und stellt Betreiber vor die Frage: Wer ist auf der Anlage – ein passiver Stromverkäufer oder ein aktiver Energiemanager? Wer die zweite Rolle übernimmt – mit optimiertem Eigenverbrauch, intelligentem Speichereinsatz und lokaler Vermarktung – wird auch unter dem neuen Modell wirtschaftlich erfolgreiche Anlagen betreiben. Wer bei der bisherigen Logik bleibt, wird in den ersten Quartalsabrechnungen ab 2027 eine ernüchternde Realität vorfinden.

Die dezentralen Energielösungen von 42technology kombinieren genau diese Bausteine – Erzeugung, Speicher, Lastmanagement und marktorientierte Steuerung – zu einem System, das aus volatilen Strompreisen wieder planbare Wirtschaftlichkeit macht.