Abnahmevergütung 

Verteilnetzbetreiber (VNB) sind verpflichtet, den Strom bestimmter PV-Anlagen abzunehmen und zu vergüten (Art. 15, Energiegesetz (EnG), Art. 12, Energieverordnung (EnV)). Diese Abnahme- und Vergütungspflicht nach Artikel 15 EnG gilt für PV-Anlagen mit einer Leistung von höchstens 3 MW oder einer jährlichen Produktion – abzüglich eines allfälligen Eigenverbrauchs – von höchstens 5000 MWh, jedoch nicht für Anlagen im Einspeisevergütungssystem oder für Anlagen, die eine gleitende Marktprämie erhalten. 

Wenn sich Produzent und VNB über die Vergütung nicht einigen können, richtete sich diese bisher nach dem vierteljährlichen PV-Referenzmarktpreis (RMP), einem technologiespezifischen gemittelten Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung, den das Bundesamt für Energie (BFE) berechnet und publiziert. 

Neu richtet sich die Vergütung, wenn sich Produzent und VNB nicht einigen können, nach dem Day-Ahead-Preis zum Zeitpunkt der Einspeisung. Der Day-Ahead-Preis wird in einer Auktion am Vortag bestimmt: Erzeuger und Abnehmer geben bekannt, wie viel Strom sie am nächsten Tag kaufen bzw. verkaufen möchten. Der Markt legt dann für jede Stunde des folgenden Tages einen Preis fest. Man spricht auch vom „Spotpreis“ für Strom, da es sich um den „Echtzeitpreis“ für Strom auf dem Markt handelt. Dieser Preis wechselt stündlich, und voraussichtlich ab Winter 2026 viertelstündlich, in Einklang mit den europäischen Nachbarländern. 

Verteilnetzbetreiber können auch alternative Vergütungsmodelle anbieten, wie z.B. eine fixe Vergütung, die jährlich festgelegt wird.  

Betreibende kleiner PV-Anlagen mit einer Leistung unter 150 kW erhalten weiterhin einen Investitionsschutz in Form der Minimalvergütungsprämie (Art. 12a, EnV): In denjenigen Quartalen, in denen der vierteljährliche Referenzmarktpreis unter der anlagenspezifischen Minimalvergütung liegt, wird zusätzlich zum Spotmarktpreis pro eingespeiste Kilowattstunde die Minimalvergütungsprämie ausbezahlt, welche der  Differenz zwischen Referenzmarktpreis und Minimalvergütung entspricht.   

Zudem zahlen viele Netzbetreiber weiterhin Vergütungen für Herkunftsnachweise im niedrigen einstelligen Bereich in Rappen pro eingespeiste Kilowattstunde aus. 

Gemäss Bundesratsbeschluss tritt die Gesetzesänderung (Art. 15 Abs. 1bis EnG) und die dazugehörige Verordnungsanpassung (Art. 12 EnV) per 1. Januar 2027 in Kraft. Bei manchen Verteilnetzbetreibern ist schon während des Jahres 2026 ein freiwilliger Wechsel auf die dynamische Vergütung möglich (z.B. BKW). 

Für die dynamische Abnahmevergütung ist ein intelligentes Messsystem nötig. Bei bestehenden Anlagen, die noch nicht mit einem solchen ausgestattet sind, wird die dynamische Vergütung vom VNB spätestens ab dem 1. Januar 2028 angeboten werden (Art. 80c, EnV). Die VNB sind verpflichtet, bei Erzeugungsanlagen, die unter die Abnahme- und Vergütungspflicht nach Artikel 15 EnG fallen, bis Ende 2027 intelligente Messsysteme zu installieren (Art. 8a decies, Stromversorgungsverordnung (StromVV)). 

Die Marktpreise in Euro sind einsehbar auf den Seiten von EPEX und ENTSO-E. Viele Energiemanagementsysteme stellen ausserdem die aktuellen Preise in Schweizer Franken ihren Kunden zur Verfügung. 

Damit Anlagenbetreiber das neue Vergütungsmodell optimal nutzen können, braucht es jedoch einen kostenlosen Zugang zu den relevanten Marktdaten in Schweizer Franken. Swissolar fordert deshalb vom Bundesamt für Energie (BFE): 

• Die Day-Ahead-Strompreise für den Schweizer Markt sollten im BFE-Dashboard öffentlich dargestellt werden. 
• Es braucht eine frei zugängliche Datenschnittstelle (API) für den automatischen Abruf der Preise. Diese Daten ermöglichen es Energiemanagementsystemen, Batteriespeicher und Verbrauch intelligent zu steuern, damit Solarstrom bei tiefen Preisen lokal genutzt oder gespeichert werden kann. 

Photovoltaik ist innert weniger Jahre zu einer tragenden Säule der Stromversorgung geworden, und 2026 dürften knapp 17% des Schweizer Strombedarfs mit Solarstrom gedeckt werden. PV-Strom wird den grössten Beitrag zur Erreichung der Ausbauziele für neue erneuerbare Energien gemäss Energiegesetz leisten. 

Je höher der Anteil an Photovoltaik-Erzeugung im Stromsystem ist, desto wichtiger wird es, PV-Strom zu den Stunden einzuspeisen, wenn dessen Wert fürs Stromsystem hoch ist, d.h. wenn er besonders gebraucht wird. Bereits jetzt treten aufgrund gleichzeitiger Einspeisehochs und Verbrauchstiefs, beispielsweise während sonniger Feiertage, immer häufiger sehr niedrige bis negative Börsenstrompreise auf. Es ist sinnvoll, diese Marktsignale an die Produzenten weiterzureichen: Wenn PV-Produzenten bei tiefen Preisen ihre Einspeisung durch lokalen Stromverbrauch reduzieren oder durch Batteriespeicherung in höherpreisige Stunden verschieben, hat dies einen stützenden Effekt auf die Strompreise und damit auch auf die Abnahmevergütung der PV-Produzenten. 

Im Schnitt bleibt die Gesamtvergütung für die Solarenergie gleich: Der vierteljährliche Referenzmarktpreis ist das Ergebnis der Rechnung «PV-Einspeisemenge mal Stundenmarktpreis». Die Minimalvergütung bleibt ebenfalls weiterhin in Kraft. Das heisst, eine durchschnittliche Anlage erhält in der Summe weiterhin Referenzmarktpreis plus Minimalvergütungsprämie plus ggf. die Vergütung für Herkunftsnachweise. 

In Zukunft kann die neue Abnahmevergütung sogar einen positiven Effekt auf den Wert des eingespeisten Stroms haben (siehe auch vorherige Frage): Wenn PV-Produzenten bei tiefen Preisen ihre Einspeisung durch lokalen Stromverbrauch reduzieren oder durch Batteriespeicherung in höherpreisige Stunden verschieben, hat dies einen stützenden Effekt auf die Strompreise und damit auch auf die Abnahmevergütung der PV-Produzenten. 

Im Gegensatz dazu würde ein Verbleiben im aktuellen Vergütungsmodell der vierteljährlichen Referenzmarktpreise den Kannibalisierungseffekt in Zukunft noch verstärken: Dieser Effekt beschreibt das Phänomen, dass erneuerbare Energien ihren eigenen Marktwert – in diesem Fall den Referenzmarktpreis – durch gleichzeitige Einspeisung mindern. 

Abgesehen von dieser marktübergreifenden Betrachtung trägt jede einzelne PV-Anlage mit der neuen Abnahmevergütung mehr Marktrisiko, da die Vergütung neu auch vom spezifischen Einspeiseprofil der Anlage abhängt. Jedoch machen es gesunkene Batteriekosten und Modelle zum lokalen Stromverbrauch möglich, auf diese Änderung zu reagieren (siehe nächste Frage). Zudem macht der Eigenverbrauch bei kleinen Anlagen typischerweise mehr als die Hälfte bis zwei Drittel der Einnahmen aus, was eine zusätzliche Risikoabsicherung darstellt. 

Neu richtet sich die Vergütung für Anlagen in der Abnahme- und Vergütungspflicht, wenn sich Produzent und VNB nicht einigen können, nach dem Preis am Spotmarkt im Day-Ahead-Handel zum Zeitpunkt der Einspeisung (siehe Frage 1). Das heisst ja, wenn dieser Preis negativ ist, bezahlt man für den eingespeisten Strom. 

Idealerweise stellt der Netzbetreiber pro Quartal eine Abrechnung aus, die folgende Positionen enthält: 

• Erträge aus Einspeisung zu positiven Preisen, 
• abzüglich Kosten durch Einspeisung zu negativen Preisen, 
• plus Minimalvergütungsprämie, falls der vierteljährliche Referenzmarktpreis (inkl. der Einspeisung zu Negativstunden) tiefer als die Minimalvergütung war. 
• Zudem zahlen viele Netzbetreiber weiterhin Vergütungen für Herkunftsnachweise im niedrigen einstelligen Bereich in Rappen pro eingespeiste Kilowattstunde aus. 

Das heisst, im Schnitt bleibt die Gesamtvergütung für die Solarenergie auch mit Berücksichtigung der Negativstunden gleich: Eine durchschnittliche Anlage erhält in der Summe weiterhin Referenzmarktpreis plus Minimalvergütungsprämie plus ggf. Herkunftsnachweise. 

Während Negativstunden kann es Sinn machen, die Netzeinspeisung der PV-Anlage abzuregeln, um die Erlöse zu optimieren (siehe Frage 8). 

Eigenverbrauch, gesunkene Batteriekosten und Modelle für lokalen Stromverbrauch machen es möglich, auf die neue Abnahmevergütung zu reagieren. Am niedrigsten sind die Spotmarktpreise, wenn der Verbrauch niedrig und die Einspeisung hoch ist, etwa an sonnigen Feiertagen um die Mittagszeit. Die einfachste Lösung ist, den produzierten Strom lokal zu verbrauchen und zu solchen Zeiten nicht einzuspeisen, z.B. durch das Laden des Elektroautos. Die meisten neuen PV-Anlagen werden mittlerweile mit Batterien installiert. Hier empfiehlt sich das Laden erst über Mittag statt bereits am Morgen, wenn die Strompreise aufgrund der Verbrauchsspitze noch hoch sind. Damit wird gleichzeitig auch das Stromnetz entlastet. 

Idealerweise passt ein Energiemanagementsystem (EMS) den Betrieb von Batteriespeicher, E-Auto, Boiler und Wärmepumpe gezielt an den Strompreis an. Der Verein SmartGridready hat kürzlich eine Liste geeigneter EMS veröffentlicht. Auch Modelle für lokalen Stromverbrauch können die Erträge von PV-Anlagen unabhängiger von der Abnahmevergütung machen. Die Seite Lokaler Strom bietet mehr Informationen hierzu. Oft kann der Eigenverbrauch bei kleinen Anlagen mehr als die Hälfte bis zwei Drittel der Einnahmen ausmachen, was eine wertvolle Risikoabsicherung darstellt. 

Mit solchen Anpassungen können zusätzliche Erträge erwirtschaftet werden. Eine Anlage, die ähnlich einspeist wie die typische Schweizer Referenzanlage, erfährt jedoch auch ohne Verhaltensänderung keinen Nachteil (siehe auch vorherige Frage). 

Betreibende kleiner PV-Anlagen mit einer Leistung unter 150 kW erhalten weiterhin einen Investitionsschutz in Form der Minimalvergütungsprämie (Art. 12a, Energieverordnung (EnV)): In denjenigen Quartalen, in denen der vierteljährliche Referenzmarktpreis unter der anlagenspezifischen Minimalvergütung liegt, wird zusätzlich zum Spotmarktpreis pro eingespeiste Kilowattstunde die Minimalvergütungsprämie ausbezahlt, welche der  Differenz zwischen Referenzmarktpreis und Minimalvergütung entspricht. 

Zudem zahlen viele Netzbetreiber weiterhin Vergütungen für Herkunftsnachweise im niedrigen einstelligen Bereich in Rappen pro eingespeiste Kilowattstunde aus. 

Ein Beispiel für eine Anlage kleiner 30 kWp im Jahr 2025: Im ersten Quartal war der Referenzmarktpreis 10.4 Rp./kWh, im zweiten 2.8 Rp./kWh, im dritten 5.7 Rp./kWh und im vierten 9.5 Rp./kWh. 

Das heisst, die Anlagenbetreiberin erhält zusätzlich zum Spotmarktpreis im zweiten Quartal für jede Kilowattstunde, die sie einspeist, eine Minimalvergütungsprämie von 3.2 Rp./kWh und im dritten Quartal von 0.3 Rp./kWh (siehe Tabelle unten). Im ersten und im vierten Quartal lagen die Referenzmarktpreise über 6 Rp./kWh; hier fällt keine Minimalvergütungsprämie an. 

Abregelung sollte nur dann stattfinden, wenn lokaler Stromverbrauch, Batterien und flexible Lasten keine zusätzliche Produktion aufnehmen können und wenn durch Einspeisung kein positiver Erlös erwirtschaftet werden kann. Letzteres ist dann der Fall, wenn in einer einzelnen Stunde gilt: 

Spotmarktpreis ≤ - Minimalvergütungsprämie - Herkunftsnachweise 

Kurz gesagt, wann die Einspeisung abgeregelt werden sollte, hängt auch der Vergütung der Herkunftsnachweise (HKN) und von der Höhe der Minimalvergütungsprämie ab, die allerdings erst nach Veröffentlichung der Referenzmarktpreise bekannt ist. 

Idealerweise trifft ein Energiemanagementsystem (EMS) hierzu eine Annahme und passt den Betrieb von Batteriespeicher, E-Auto, Boiler und Wärmepumpe so an, dass bei niedrigen Day-ahead-Preisen möglichst wenig eingespeist bzw. sogar abgeregelt wird. Der Verein SmartGridready hat kürzlich eine Liste von EMS veröffentlicht, die dynamische Tarife verarbeiten können. Diese Liste wird laufend angepasst. 

In unserer Beispielrechnung für das Jahr 2025 nehmen wir eine Vergütung der HKN von 1 Rp./kWh  an. Die folgende Tabelle zeigt den Spotmarktpreis und die Anzahl der Stunden an, in denen eine Abregelung für eine Anlage mit Minimalvergütung und HKN Sinn machen könnte (36 Stunden im Jahr), zudem die Anzahl der nichtpositiven Spotmarktpreise, die für die Abregelung einer Anlage ohne HKN-Vergütung und ohne Minimalvergütung relevant wären (303 Stunden im Jahr). 

Diese Anzahl ist mit 0.4% (36 Stunden) bzw. 3.5% (303 Stunden) der Jahresstunden gering. Welcher Anteil der Jahresproduktion in diesen Stunden normalerweise eingespeist wird, und welcher Anteil der Erlöse betroffen sind, hängt aber stark von Produktionsprofil und Eigenverbrauchsanteil der Anlage ab. Der Eigenverbrauch stellt, auch wenn er während negativer Strompreise niedrig ist, eine Diversifizierung der Erlösquellen während des Jahres und damit eine wertvolle Risikoabsicherung dar. Wie in den vorherigen Fragen beschrieben, ist die Möglichkeit der Abregelung der Einspeisung für eine durchschnittliche Anlage eine Verbesserung gegenüber der Vergütung nach Referenzmarktpreis. Auf die Strompreise, und damit auch auf die Abnahmevergütung der PV-Produzenten sollte die Einführung der dynamischen Abnahmevergütung in Zukunft aufgrund der Flexibilitätsanreize einen stützenden Effekt haben. 

Der Verein SmartGridready hat kürzlich eine Liste geeigneter EMS veröffentlicht, die laufend angepasst wird.