«Im nächsten Jahr stehen grosse Veränderungen an», sagt Michael Arm. Er ist Projektleiter im Energieberatungsbüro Weisskopf Partner in Zürich und spricht damit die bald in Kraft tretende dynamische Abnahmevergütung für Solarstrom an.
Diese bringt viele PV-Anlagenbetreiber aktuell zu der Frage, ob sie ab dem nächsten Jahr zeitweise dafür zahlen müssten, Strom zu liefern. Denn bei wenig Strombedarf sinken die Vergütungen – mitunter sogar ins Negative. «Es herrscht also Unmut und es gibt einige offene Fragen», erklärt der Referent des Web-Seminars, welches kürzlich vom Zürcher Bauernverband (ZBV) gemeinsam mit der Energieagentur der Wirtschaft (ENAW) veranstaltet wurde.
Netzüberlastung am Mittag vermeiden
Der Anteil von Solarstrom am Strom-Endverbrauch der Schweiz stieg seit 2020 von 5 auf 17 Prozent an. Die Entwicklung bleibe aber nicht ohne Herausforderungen, so Michael Arm. Die PV-Anlagen tragen im Sommer mittags, wo die Sonneneinstrahlung am höchsten ist, bereits über 50 Prozent zur Nettostromerzeugung in der Schweiz bei. Gleichzeitig gibt die Marktlogik vor, dass stets so viel eingespeist wie konsumiert werden sollte.
Aktuell gebe es für die PV-Anlagenbetreiber keinen Anreiz, den Strom über die Mittagsspitze nicht einzuspeisen. «Das will der Gesetzgeber nun ändern, damit es um die Mittagszeit nicht zu einer Überlastung des Netzes kommt», erklärt Michael Arm weiter und leitet damit zu den Veränderungen der Abnahmevergütung ab dem nächsten Jahr über.
Bisher erhielten PV-Anlagenbetreiber fixe Tarife pro Quartal, die sich am Referenzmarktpreis orientierten. Die Fluktuationen in der Stromeinspeisung treten jedoch nicht in Quartalsform, sondern im Tagesverlauf auf. «Die Einspeisung muss sich also an der Markt- und Netzlogik orientieren», so Arm.
Neu orientiert sich ab 2027 die Einspeisevergütung am viertelstündlich ändernden Tarif der Strommarktbörse EPEX SPOT, die praktisch für ganz Europa gilt. «Ein wichtiger Punkt ist, dass es sich dabei um einen Day-ahead-Spotmarktpreis handelt. Das bedeutet, dass der aktuelle Strompreis jeweils 24 Stunden vorher bekannt ist», erklärt der Referent.
Der Spotmarktpreis ist im Tagesverlauf antizyklisch aufgebaut: Während zum Beispiel um Mitternacht pro kWh etwa 11 Rp. bezahlt werden, fällt der Tarif im Laufe des Morgens ab und kann über die Mittagszeit tatsächlich in den Negativbereich wechseln. Gegen Abend steigt der Tarif wieder, bis er gegen 21 Uhr seinen Höhepunkt mit über 12 Rp. pro kWh erreicht.
Die Minimalvergütung als Schutz vor Negativpreisen
«Die Anzahl der Stunden, in denen der Strompreis ins Negative fällt, ist in den letzten Jahren explodiert», sagt Michael Arm. War dies 2023 noch 74 Stunden der Fall, stieg die Zahl der Negativpreisstunden 2024 auf 292 und 2025 auf 303. «Im Jahr 2026 kam es bisher schon 218 Stunden zu Negativpreisen. Wo wir Ende des Jahres genau landen, ist bisher nicht klar. Aber über 300 Stunden werden es auch dieses Jahr sicher», so der Energieberater.
Ab 2027 dürfen Energieversorger den Einspeisetarif entsprechend dynamisch gestalten – müssen aber nicht. Langfristig dürften aus finanziellen Gründen viele Versorger darauf umstellen. Die durch den Gesetzgeber eingeführte Minimalvergütung soll Besitzer von kleinen Anlagen (< 150 kWp) vor tiefen Marktpreisen schützen. Fällt der Referenzmarktpreis unter die Mindestvergütung von 1,2 bis 6 Rp./kWh, wird die Differenz jeweils nach Quartalsende vergütet.
Lohnt sich PV unter diesen Bedingungen noch?
Diese Frage beantwortet Michael Arm wie folgt: «Bei hohem Eigenverbrauch von über 80 Prozent lohnt es sich. Liegt der Eigenverbrauch jedoch darunter, lohnt sich eine PV-Anlage nur noch, wenn sie in intelligent geregelte Gesamtsysteme eingebettet ist, die gemäss der Tarifanzeige Energie produzieren, speichern und beziehen.» Vor diesem Hintergrund thematisiert Michael Arm vier mögliche Lösungsansätze:
Zunächst müsse man sich die Stromproduktion genau anschauen. Die Marktlogik zeigt, dass der Strom im Winter sowie am Morgen und am Abend am wertvollsten ist. Um dieser Logik gerecht zu werden, müssen Fassadenanlagen ins Auge gefasst werden, erklärt Arm. Diese produzieren im Dezember und Januar durch den flacheren Einstrahlungswinkel der Sonne doppelt so viel Strom wie Dachanlagen.
«Fassadenanlagen und Winterstrom sind das Gebot der Stunde», sagt der Experte. Die Raumplanungsverordnung ist seit 2026 dahingehend verändert worden, dass man zur Inbetriebnahme einer Fassaden-PV-Anlage keine Baubewilligung mehr einholen muss. Stattdessen unterliegt die Installation von Fassadenanlagen nun dem gleichen Meldeverfahren wie jenes von Dachanlagen. «Schauen Sie also auch nach Ihrem Potenzial an den Fassaden», appelliert Michael Arm an die Zuhörerschaft.
Ein weiterer Faktor sei die Stromspeicherung. Ein Batteriespeicher ermöglicht es, den Strom zu Peak-Zeiten zu speichern und ihn zum Beispiel in der Nacht entweder selbst zu verbrauchen oder verzögert zu höheren Preisen einzuspeichern. «Der Speicher gibt Ihnen die Chance, flexibel auf die Schwankungen im Stromtarif zu reagieren», so Arm.
Der Preiszerfall bei den Batteriespeichern sei beispiellos. Der Preis habe sich in den letzten drei Jahren halbiert und liege mittlerweile bei 300 Fr./kWh. Wenn eine Batteriespeicherlösung geplant wird, ist die frühzeitige Kontaktaufnahme mit dem lokalen Netzbetreiber, der Brandschutzbehörde, der kantonalen Behörde und dem Stromlieferanten wichtig.
Ebenfalls sei zu überlegen, ob es nicht vielleicht bereits ungenutzte Speicheroptionen in Form von Pufferspeicher, Eiswasserspeicher, Kältelager, E-Mobilität o. Ä. auf dem Betrieb gibt, die zur Speicherung des Mittagsstroms genutzt werden können. Eine Verschiebung von drei Stunden sei bereits ausreichend, um eine solche Anlage als Speicher einzusetzen.
Auch die Steuerung ist ein Element, welches massgeblich zur Wirtschaftlichkeit beitragen kann. Energiemanagementsysteme (EMS) steuern Systeme wie PV, E-Mobilität, Speicher und Wärmepumpe automatisch und optimieren so deren Wirtschaftlichkeit. Als Basis nutzen EMS Prognosen der nächsten 24 Stunden und beziehen Wetter, Tarife und Lastprofile in die Berechnung ein. Das EMS entscheidet dann etwa automatisch, wann Speicher ge- oder entladen werden sollen.
Was bringen LEGs dem landwirtschaftlichen Betrieb?
Der letzte Lösungsansatz bei der Frage nach der Rentabilität von PV-Anlagen ist die kluge Vermarktung des erzeugten Stroms. Neben der kostenoptimierten Einspeisung durch Batteriespeicher sind lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) dabei eine interessante Option für landwirtschaftliche Betriebe. Im Rahmen des Web-Seminars stellt ZBV-Mitarbeiterin Susanne Riedel im Detail vor, inwiefern diese genutzt werden können.
Strom direkt vom Bauern kaufen
Dank einem virtuellen Zusammenschluss kann Strom direkt verkauft werden, was Strom- und Netzkosten spart. Darin liegt der wirtschaftliche Nutzen für Produzent und Abnehmer. Der Direktverkauf soll auch die Produktion und den Verbrauch besser in Einklang bringen.Seit diesem Jahr gibt es die Möglichkeit, Liegenschaften im ganzen Gemeindegebiet zu einer LEG zusammenzuschliessen. Aktuell sind in der Schweiz rund 1800 LEGs angemeldet. «Der eingespeiste Strom einer LEG kann zu einer reduzierten Netznutzungsgebühr vermarktet werden», erklärt Susanne Riedel.
Eine Voraussetzung dafür ist die örtliche Nähe, denn alle Einheiten einer LEG müssen mit dem gleichen Unterspannwerk verbunden sein. Zudem müssen eine definierte Mindestleistung und die geeignete Messausstattung gegeben sein. Dies sei wichtig, denn der Strom einer LEG wird nicht gespeichert, sondern in Echtzeit abgerechnet. Jeder Teilnehmer einer LEG bleibt trotzdem weiterhin Kunde des regionalen Elektrizitätswerks. Dennoch wird innerhalb der LEG eine eigene Abrechnung für den eigens produzierten und verbrauchten Strom gemacht.
Produzenten und Konsumenten innerhalb einer LEG
Die Teilnehmer einer LEG nutzen also primär den Strom, der von der LEG produziert wird – der Strom, der darüber hinaus benötigt wird, wird vom Netz bezogen. Innerhalb der LEG müssen nicht alle Einheiten selbst Strom produzieren. «Hier ist wichtig zu wissen, dass die stromproduzierenden Einheiten innerhalb der LEG zunächst ihren Eigenverbrauch decken. Deren Überschussstrom wird an die ebenfalls zur LEG gehörenden Einheiten weitergegeben – dies jedoch nur, wenn die PV-Anlage mit der Messanordnung ‹Überschuss› installiert wurde», erklärt Susanne Riedel.
Der LEG-Betreiber regelt die Konditionen, wie zum Beispiel den Strompreis, mit den teilnehmenden Einheiten, vertritt die LEG gegenüber dem Verteilnetzbetreiber und rechnet mit ihm auch die Netzkosten ab.
Beratungsangebot zur LEG-Gründung
Landwirtinnen und Landwirte, die Interesse haben, eine LEG zu betreiben oder an einer LEG teilzunehmen, können sich vor diesem Hintergrund an den ZBV wenden. «Der ZBV baut momentan ein Beratungsangebot zur Unterstützung von LEG-Gründungen auf», berichtet Susanne Riedel.
In einem modular aufgebauten Service wird zunächst geschaut, ob eine Gründung anhand des Standorts und der groben Wirtschaftlichkeit überhaupt sinnvoll ist. In einem zweiten Schritt werden potenzielle Teilnehmer identifiziert, der Strompreis wird festgelegt und die LEG wird beim Netzbetreiber angemeldet. Im letzten Schritt übernimmt der ZBV auch die monatliche oder quartalsweise Abrechnung. Ziel des ZBV ist es, den administrativen Aufwand einer LEG zu reduzieren, sodass sich LandwirtInnen auf ihre Rolle als Stromproduzenten und LEG-Betreiber konzentrieren können.
