In Seftigen BE hat Swiss Renewable Solutions auf einer grossen Gewerbehalle eine Photovoltaikanlage mit 941 kWp realisiert, auf dem ganzen Dach und an zwei Fassaden. Der Solarstrom wird über einen virtuellen Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (vZEV) direkt vor Ort genutzt. Ergänzt wird die Anlage durch einen Batteriespeicher mit 125 kW Leistung und 261 kWh Speicherkapazität.
Das Projekt auf einen Blick
Merkmal
Angabe
Standort
Seftigen, Kanton Bern
Gebäude
Gewerbehalle, PV auf dem ganzen Dach und zwei Fassaden
Leistung
941 kWp
Jahresproduktion
ca. 950 MWh
Eigenverbrauchsmodell
vZEV
Batteriespeicher
125 kW Leistung, 261 kWh Speicherkapazität, im Bau
Realisierung
Swiss Renewable Solutions
Warum Gewerbedächer und Fassaden so viel Potenzial haben
Grosse Flachdächer von Gewerbe und Industrie gehören zu den besten Flächen für Solarstrom in der Schweiz. Sie sind meist unverschattet, gut zugänglich und liegen dort, wo tagsüber viel Strom verbraucht wird.
In Seftigen kommen zwei Fassaden dazu. Sie nutzen die tief stehende Wintersonne gut und liefern deshalb wertvollen Winterstrom. Mit 941 kWp und rund 950 MWh pro Jahr produziert die Anlage so viel Strom, wie rund 210 Haushalte im Jahr verbrauchen (bei rund 4’500 kWh pro Haushalt). Mehr zur Technik finden Sie auf unserer Seite zur Photovoltaik.
vZEV: Solarstrom teilen, ohne neue Leitungen zu bauen
Beim klassischen Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV) fliesst der Solarstrom nur über private Leitungen. Seit dem 1. Januar 2025 ist zusätzlich der virtuelle Zusammenschluss zum Eigenverbrauch möglich, wie zum Beispiel die EWN in ihren Fragen und Antworten zum Eigenverbrauch erklärt.
Der vZEV darf auch die Anschlussleitungen des Netzbetreibers nutzen. Die Grenze ist der gemeinsame Verknüpfungspunkt der Liegenschaften, also ein Verteilkasten oder eine Trafostation. Innerhalb des vZEV kann es mehrere Zähler geben, deren Verbrauch virtuell zusammengezählt wird (Gemeinde Köniz).
Für Seftigen bedeutet das: Der Strom vom Hallendach wird direkt von den Teilnehmenden vor Ort genutzt, ohne dass neue private Leitungen gebaut werden müssen. Jede selbst genutzte Kilowattstunde ist wertvoller als eine eingespeiste, denn die Rückliefervergütung richtet sich seit 2026 nach dem Marktpreis.
Modell
Leitungen
Reichweite
Seit
ZEV
nur private Leitungen
ein Grundstück oder Areal
2018
vZEV
private Leitungen und Anschlussleitungen des Netzbetreibers
bis zum gemeinsamen Verknüpfungspunkt
1. Januar 2025
LEG
öffentliches Verteilnetz, mit reduziertem Netztarif
innerhalb derselben Gemeinde und Netzebene
1. Januar 2026
Wer Solarstrom über den Verknüpfungspunkt hinaus teilen möchte, kann eine lokale Elektrizitätsgemeinschaft (LEG) bilden. Mehr dazu lesen Sie in unserem Beitrag Neuerungen im Energierecht 2026.
Batteriespeicher: der nächste Schritt
Aktuell wird in Seftigen ein Batteriespeicher mit 125 kW Leistung und 261 kWh Speicherkapazität gebaut. Er wird Überschüsse vom Mittag speichern und am Abend wieder abgeben. So steigt der Anteil des Solarstroms, der im vZEV selbst genutzt wird.
Der Speicher kann zudem Leistungsspitzen reduzieren. Das senkt die Netzkosten, weil bei den Netztarifen die bezogene Leistung immer stärker ins Gewicht fällt. Wann sich ein Speicher für Gewerbe und Industrie lohnt, zeigen unsere Beiträge zu Batteriespeichern (BESS) und zur Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern. Über die Inbetriebnahme berichten wir hier und auf LinkedIn.
Stimme der Bauherrschaft
«Besten Dank für den problemlosen Aufbau der Solaranlage in Seftigen. Ich war beeindruckt von der kompetenten Arbeit Ihrer Leute.» Tony Nydegger
Das Projekt in Seftigen zeigt, wie Photovoltaik, vZEV und Batteriespeicher zusammenspielen. Dach und Fassaden liefern den Strom, der vZEV bringt ihn ohne neue Leitungen zu den Verbrauchern, und der Speicher verschiebt ihn künftig in die Abendstunden.
Sie haben ein grosses Dach und möchten wissen, was diese Kombination für Ihr Unternehmen bringt? Kontaktieren Sie uns für eine unverbindliche Erstberatung. Weitere Projekte finden Sie unter unseren Referenzen für kommerzielle Anlagen.
Photovoltaik ist in der Schweiz systemrelevant geworden, und damit auch ein mögliches Angriffsziel. Das Nationale Testinstitut für Cybersicherheit (NTC) hat im September 2026 mehr als 50 Schwachstellen in verbreiteten Wechselrichtern und Energiemanagementsystemen gefunden. Wir erklären, was die Studie zeigt, was sie für Gewerbe- und Industrieanlagen bedeutet und welche Fragen Sie Ihrem PV-Partner jetzt stellen sollten.
Was das NTC untersucht hat
Das NTC hat während rund eines Jahres elf digitale Produkte von acht Herstellern geprüft: sieben Wechselrichter und vier Energiemanagementsysteme (Photon). Die Ergebnisse im Überblick:
Mehr als 50 Schwachstellen, davon sieben kritisch und sechs schwerwiegend (inside-it).
Fünf der elf Produkte hatten mindestens eine gravierende Sicherheitslücke.
Bei vier Produkten gelang es den Experten, die vollständige Kontrolle über das Gerät zu übernehmen (cash).
Bei fast allen getesteten Wechselrichtern liess sich die Einspeiseleistung ohne Anmeldung bis auf null senken.
Wiederkehrende Probleme waren voreingestellte Passwörter, ungesicherte Wartungszugänge und eine ungenügende Verschlüsselung (watson).
Die Lücken wurden den Herstellern vertraulich gemeldet. Produktnamen nennt der Bericht bewusst nicht, und die meisten Hersteller haben rasch reagiert (Photon). Hinweise auf absichtlich eingebaute Hintertüren fanden die Fachleute nicht (inside-it). Den vollständigen Bericht finden Sie auf der Website des NTC.
Warum das Thema das ganze Stromnetz betrifft
Das Sicherheitsniveau der geprüften Geräte ist laut NTC nicht schlechter als bei anderen vernetzten Produkten. Der Unterschied liegt in ihrer Bedeutung: An sehr sonnigen Tagen deckt Photovoltaik zeitweise mehr als die Hälfte des Schweizer Stromverbrauchs (inside-it).
Die meisten Anlagen sind mit den Servern ihrer Hersteller verbunden. Wird ein Hersteller angegriffen oder unter Druck gesetzt, könnten viele Anlagen gleichzeitig aus der Ferne abgeschaltet werden (SwissCybersecurity.net). Eine einzelne Anlage ist für das Netz unbedeutend, der gesamte Bestand dagegen ist kritische Infrastruktur.
Wichtig: Die Studie fordert ausdrücklich nicht weniger Solaranlagen, sondern mehr Sicherheitsprüfungen. Auch Swissolar hat das Thema unter dem Titel «Stromnetz und Cybersicherheit» aufgegriffen (Swissolar).
Was das für Gewerbe und Industrie bedeutet
Für Unternehmen geht es um mehr als die Netzstabilität. Eine manipulierte Anlage produziert keinen Strom für den Eigenverbrauch, und ein kompromittiertes Energiemanagementsystem kann ein Einfallstor ins Firmennetz sein. Gerade wenn PV-Anlage, Batteriespeicher und Lastspitzenmanagement zusammenspielen, hängt die Wirtschaftlichkeit an einer zuverlässigen und geschützten Steuerung.
Checkliste: 7 Fragen an Ihren PV-Partner
Das NTC empfiehlt individuelle Zugangsdaten, besser geschützte Fernzugriffe, eine Trennung der Anlagen vom übrigen Netzwerk und digital signierte Updates (inside-it). Daraus leiten sich diese Fragen ab:
Sind auf allen Geräten individuelle Passwörter gesetzt statt der Werkseinstellungen?
Ist der Wechselrichter direkt aus dem Internet erreichbar, oder schützt ihn ein Router oder eine Firewall?
Ist die Anlage vom Produktions- und Büronetz getrennt?
Wer ist vertraglich für Software-Updates zuständig, und wie schnell werden sie eingespielt?
Wer handelt im Ereignisfall, und wie ist die Meldekette geregelt?
Werden nicht benötigte Fernsteuerfunktionen deaktiviert?
Wird die Anlage laufend überwacht, sodass Leistungseinbrüche sofort auffallen?
Die Punkte zu Passwörtern, Internetzugang, Zuständigkeiten und Fernsteuerung entsprechen den Empfehlungen, die das NTC Anlagenbesitzern bei der Übergabe mitgibt (watson).
Regulierung zieht nach
Das NTC fordert Mindestanforderungen für neue Geräte und möchte Cybersicherheit zur Voraussetzung für den Netzanschluss machen (watson). In der EU gilt seit dem 11. September 2026 für Hersteller vernetzter Produkte wie Wechselrichter eine Meldepflicht nach dem Cyber Resilience Act: Aktiv ausgenutzte Schwachstellen müssen innerhalb von 24 Stunden gemeldet werden (Solarliebhaber). Für Unternehmen mit Standorten in der Schweiz und in Deutschland lohnt es sich, beide Entwicklungen im Blick zu behalten.
Der NTC-Bericht ist kein Grund, auf Photovoltaik zu verzichten, aber ein klarer Auftrag, Cybersicherheit von Anfang an mitzuplanen. Beim Solar Contracting plant, baut, betreibt und unterhält SRS die Anlage auf Ihrem Dach. Damit ist der Betrieb der Anlage in einer Hand geregelt, und Sie haben einen festen Ansprechpartner, der die oben genannten Fragen für Sie beantwortet.
Deutschland steht vor dem grössten Umbau der Solarförderung seit Einführung des EEG. Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 die EEG-Novelle beschlossen, und der Bundestag berät den Entwurf am 24. September 2026 in erster Lesung. Für neue PV-Anlagen soll die feste Einspeisevergütung ab dem 1. Januar 2027 entfallen. Was das für Gewerbe und Industrie bedeutet und warum sich der Blick jetzt auf den Eigenverbrauch richten sollte, erfahren Sie in diesem Beitrag.
Was das Kabinett beschlossen hat
Das Kabinett hat die EEG-Novelle gemeinsam mit einem Netzanschlusspaket verabschiedet. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche spricht laut c-ober von einem Paradigmenwechsel: Erstmals soll beim Ausbau der Erneuerbaren systematisch berücksichtigt werden, wo neue Anlagen für das Stromnetz sinnvoll sind.
Wichtig: Es handelt sich um einen Regierungsentwurf, noch nicht um geltendes Recht. Bundestag, Bundesrat und EU-Kommission müssen zustimmen, wie EMA Energiewelt zusammenfasst. Der Bundesrat befasst sich laut Solaranlagen-Ratgeber in seiner Plenarsitzung vom 25. September 2026 mit dem Entwurf.
Die wichtigsten geplanten Änderungen
Ende der festen Einspeisevergütung: Für alle Neuanlagen ab dem 1. Januar 2027 soll die feste Vergütung wegfallen, zusammen mit der bisherigen Ausfallvergütung (reduco).
Kleine Anlagen unter 25 kW: Statt 20 Jahren fester Vergütung ist eine befristete Übergangszahlung von zunächst 5,2 ct/kWh vorgesehen, längstens bis zum 36. Monat nach Inbetriebnahme (Solaranlagen-Ratgeber). Dazu kommt ein Direktvermarktungsbonus (metergrid).
Differenzverträge für Neuanlagen: Das EEG 2027 bringt zweiseitige Differenzverträge (CfD) mit Rückzahlungspflicht (Logic Energy).
Abregelung ohne Entschädigung: In Hot-Spot-Regionen, deren Netze zusätzlichen Wind- oder Solarstrom absehbar nicht aufnehmen können, sollen Entschädigungen bei Abregelungen entfallen (EMA Energiewelt).
Bestandsschutz: Bestehende Anlagen behalten ihre Vergütung.
Was bis Ende 2026 noch gilt
Seit dem 1. August 2026 erhalten Anlagen bis 10 kWp 7,70 ct/kWh bei Teileinspeisung. Der bei Inbetriebnahme gültige Satz ist für 20 Jahre plus den Rest des Inbetriebnahmejahres garantiert (reduco). Wer bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb geht, bleibt im bewährten Fördersystem mit einseitiger Marktprämie, ohne die Rückzahlungspflicht der CfD (Logic Energy).
Für grössere Gewerbeanlagen ist dieses Zeitfenster allerdings knapp. Es lohnt sich vor allem für Projekte, die bereits geplant und bewilligt sind.
Was bedeutet das für Gewerbe und Industrie?
Die Einspeisung verliert an Gewicht, der Eigenverbrauch wird zum entscheidenden Werttreiber. Betriebe, die ihren Solarstrom direkt selbst verbrauchen, sind von der Novelle weit weniger betroffen als Volleinspeiser (c-ober). Jede selbst genutzte Kilowattstunde ersetzt teuren Netzstrom, während eingespeister Strom künftig nur noch zum Marktpreis bewertet wird.
Trotzdem zögert der Mittelstand. Im ersten Halbjahr 2026 wurden in Deutschland rund 7,4 GW neu installiert, doch bei Anlagen bis 750 kW gab es 18 Prozent weniger Neuregistrierungen als im Vorjahreszeitraum (c-ober). Gleichzeitig wächst der Speichermarkt: Im Gewerbesegment stieg die neu installierte Speicherkapazität im ersten Quartal 2026 um rund 42 Prozent (Photon).
Drei Hebel machen Gewerbeanlagen unter dem neuen EEG wirtschaftlich:
Anlage auf das Lastprofil auslegen: Die Grösse richtet sich nach dem Verbrauch am Standort, nicht nach der maximal möglichen Dachfläche. Mehr zu unserem Vorgehen finden Sie unter Photovoltaik für Unternehmen.
Finanzierung ohne Eigenkapital: Mit Solar Contracting finanziert, baut und betreibt SRS die Anlage, und Sie profitieren vom ersten Tag an von günstigerem Solarstrom.
Was sich im Verfahren noch ändern kann
Aus der SPD-Fraktion und vom Bundesverband Solarwirtschaft werden substanzielle Änderungen gefordert, die endgültige Fassung kann also noch abweichen (reduco). Der BSW Solar warnt, dass das Plus im ersten Halbjahr vor allem auf Vorzieheffekten beruht und die geplanten Kürzungen den Ausbau ab 2027 deutlich bremsen könnten (Solarserver). Wir halten Sie auf dem Laufenden.
Parallele zur Schweiz
Auch in der Schweiz endet die Zeit fixer Vergütungen. Ab Anfang 2027 richtet sich die Abnahmevergütung, wenn sich Produzent und Netzbetreiber nicht einigen, nach dem Spotmarktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung (Swissolar). Beide Länder setzen damit auf dasselbe Prinzip: Solarstrom ist dort am wertvollsten, wo und wann er gebraucht wird. Mehr dazu in unserem Beitrag zur dynamischen Abnahmevergütung [Link nach Veröffentlichung einfügen] und in unserer Übersicht zu den Neuerungen im Energierecht 2026.
Die EEG-Novelle macht Photovoltaik für Unternehmen nicht unattraktiv, sie verschiebt nur die Logik. Wer Solarstrom konsequent selbst nutzt und mit einem Speicher kombiniert, ist vom Ende der Einspeisevergütung kaum betroffen. Swiss Renewable Solutions plant, finanziert und betreibt PV- und Speicherlösungen für Gewerbe und Industrie in der Schweiz und in Deutschland, schlüsselfertig aus einer Hand.
Die definitiven Stromtarife für 2027 in der Schweiz sind publiziert. Gemäss den Berechnungen der Eidgenössischen Elektrizitätskommission ElCom vom 8. September 2026 bezahlt ein typischer Haushalt im kommenden Jahr im Median 26.5 Rp./kWh und damit rund 4 Prozent weniger als 2026. Für grosse Gewerbebetriebe im Profil C4 sinke der Median auf 22.77 Rp./kWh, ein Minus von 3.8 Prozent. In unserer Halbzeitbilanz vom 31. August hatten wir angekündigt, die definitiven Zahlen für Unternehmen einzuordnen. Grundlage ist das ElCom-Verbrauchsprofil C4: ein grosser Betrieb mit 500’000 kWh Jahresverbrauch und maximal 150 kW Leistung am Niederspannungsnetz (Wegleitung der ElCom). Vorweg: Der schweizweite Median verrät wenig über die eigene Stromrechnung. Entscheidend sind der Standort und die Entwicklung der Netznutzungskosten.
Gewerbe und Industrie: mehr als Faktor vier zwischen günstigster und teuerster Gemeinde!
Die Strompreis-Übersicht der ElCom zeigt für jedes Tarifjahr den tiefsten Wert, den Median und den höchsten Wert aller Gemeinden. Für das Profil C4 im Standardprodukt ergibt sich folgender Vergleich:
Tarifjahr
Minimum
Median
Maximum
Spanne Max. zu Min.
Jahreskosten Median
2017
0.00
16.13
24.28
24.28
80’650 CHF
2025
10.45
25.67
42.79
32.34
128’350 CHF
2026
8.40
23.66
37.28
28.88
118’300 CHF
2027
8.49
22.77
39.55
31.06
113’850 CHF
Tabelle 1: Gesamttarif Profil C4 (500’000 kWh/Jahr, Produkt Standard) in Rp./kWh, exkl. MwSt.; Jahreskosten beim Median. Der Minimalwert 2017 von 0.00 Rp./kWh ist ein statistischer Sonderfall. Quelle: ElCom Strompreis-Übersicht, Stand 07.09.2026.
2027 liegt der Median für C4 bei 22.77 Rp./kWh. Für einen Betrieb mit 500’000 kWh entspricht das Stromkosten von rund 113’850 Franken pro Jahr (exkl. MwSt.), 3.8 Prozent weniger als 2026 mit 23.66 Rp./kWh. Bereits von 2025 auf 2026 war der Median um 7.8 Prozent gesunken, von 25.67 auf 23.66 Rp./kWh. Die VSE-Umfrage vom Juni hatte für C4 ein Minus von rund 4 Prozent erwartet und lag damit nahe am definitiven Ergebnis.
Der Blick zurück relativiert die Entlastung: 2017 lag der Median bei 16.13 Rp./kWh. Trotz zweier Senkungen in Folge bezahlt ein C4-Betrieb 2027 damit rund 41 Prozent mehr als vor zehn Jahren, bei 500’000 kWh gut 33’000 Franken pro Jahr. Die ElCom hält fest, dass sich die Tarife parallel zu den Grosshandelspreisen zwar stabilisiert haben, aber weiterhin auf recht hohem Niveau liegen. Die Senkung 2027 geht im Wesentlichen auf günstigere Energiepreise zurück, weil bei vielen Versorgern besonders teure Beschaffungsverträge aus der Zeit der Energiekrise im Zusammenhang mit dem Aufflammen des Ukraine-Kriegs auslaufen.
Noch wichtiger als der Median ist die Spannweite. 2027 bezahlt ein C4-Betrieb am günstigsten Standort 8.49 Rp./kWh, am teuersten 39.55 Rp./kWh, also rund das 4.7-Fache. Hochgerechnet auf 500’000 kWh sind das rund 42’450 Franken am einen und rund 197’750 Franken am anderen Ende der Skala. Das ergibt über 155’000 Franken Unterschied pro Jahr bei identischem Verbrauch. Bemerkenswert: Während der Median sinkt, wird die Spanne 2027 wieder grösser, von 28.88 auf 31.06 Rp./kWh. Am grössten war sie unter den verglichenen Jahren 2025 mit 32.34 Rp./kWh. 2026 lagen die Extremwerte bei 8.40 Rp./kWh (Rongellen GR) und 37.28 Rp./kWh (Kestenholz SO). Die ElCom führt die grossen Unterschiede vor allem auf die Energiebeschaffung zurück, also auf den Anteil Eigenproduktion und die Beschaffungsstrategie des jeweiligen Netzbetreibers.
Gesamttarif Profil C4 in den Tarifjahren 2017, 2025, 2026 und 2027 (animiert). Die Farben zeigen die Abweichung vom Median des jeweiligen Jahres. Quelle: ElCom Strompreis-Übersicht
Die Karten zeigen zudem, wie sich die regionalen Muster verschieben. Weil die Farben jeweils die Abweichung vom Median des Jahres darstellen, geht es dabei um die relative Position einer Gemeinde. 2017 lagen vor allem der Jurabogen und grosse Teile des Kantons Bern deutlich über dem Median, während Zürich und die Nordostschweiz klar darunter blieben. Seit 2025 sticht das nördliche Tessin mit Werten deutlich über dem Median hervor. Teile Graubündens und der Zentralschweiz liegen dagegen seit 2025 durchgehend deutlich darunter. Graue Flächen markieren Gebiete ohne Daten; für 2027 haben laut ElCom einige wenige Netzbetreiber ihre Tarife nicht fristgerecht eingereicht.
Ein Drittel teurere Netzgebühren als vor zehn Jahren
Über denNetznutzungstarif finanzieren die Netzbetreiber den Bau, Betrieb und Unterhalt der Stromnetze. Anders als der Energietarif lässt er sich weder über einen verbesserten Einkauf noch über einen Lieferantenwechsel beeinflussen, die Betriebe sind fix an den lokalen Betreiber gebunden. Für das Profil C4 zeigt die ElCom-Übersicht folgende Medianwerte:
Zwischen 2017 und 2026 stieg der Median um 2.44 Rp./kWh. Ein C4-Betrieb bezahlt damit allein für die Netznutzung rund 12’200 Franken mehr pro Jahr. Der Vergleich unterzeichnet den Anstieg sogar: Bis 2025 war der Messtarif im Netznutzungstarif enthalten, seit 2026 wird er separat ausgewiesen. Der Wert von 2017 umfasst die Messkosten also noch, jene von 2026 und 2027 nicht mehr.
Schon 2017 war die Streuung gross. Die Netznutzung reichte im Profil C4 von 0.00 bis 14.44 Rp./kWh, den höchsten Wert wies Ursenbach (BE) aus. Der Minimalwert von null ist ein statistischer Sonderfall und für die Praxis nicht aussagekräftig.
Warum die Netznutzung 2027 leicht sinkt: der WACC
2027 geht der Median von 9.71 auf 9.53 Rp./kWh zurück. Das sind 0.18 Rp./kWh oder 1.9 Prozent weniger, bei 500’000 kWh rund 900 Franken pro Jahr. Ein zentraler Grund ist der WACC (Weighted Average Cost of Capital). Dieser kalkulatorische Kapitalkostensatz bestimmt, wie Netzbetreiber das im Stromnetz gebundene Kapital und künftige Investitionen in die Netzerneuerung verzinsen dürfen. Das UVEK hat den WACC für das Tarifjahr 2027 auf 3.28 Prozent festgelegt, nach 3.43 Prozent im Tarifjahr 2026. Die Netznutzungserlöse sinken dadurch schweizweit um rund 34 Millionen Franken. Die ElCom beziffert den Effekt auf etwa 0.06 Rp./kWh beim Netztarif.
Zwei weitere Effekte entlasten die Netzkosten im 2027.: Die Tarife von Swissgrid sinken von 1.42 auf 1.2 Rp./kWh, und der Beitrag für die «Stromreserve» fällt von 0.41 auf 0.17 Rp./kWh. In die Gegenrichtung wirkt der Tarifzuschlag für solidarisierte Kosten, der von 0.05 auf 0.19 Rp./kWh steigt.
Eine Trendwende ist das nicht. Die ElCom spricht selbst von einem generellen Trend steigender Netzkosten und Netztarife, der 2027 lediglich gedämpft wird. Für Haushalte (H4) steigt der Netztarif 2027 um rund 2 Prozent, bei mittleren Betrieben legen Netz- und Messkosten zusammen leicht zu. Zudem wird der WACC für jedes Tarifjahr neu festgelegt (BFE, WACC Netze) und ist damit keine dauerhafte Entlastung.
Grosse Unterschiede bei den Messtarifenn
Seit dem Tarifjahr 2026 weisen die Netzbetreiber den Messtarif separat aus. Er deckt Einbau, Betrieb, Unterhalt und Ablesung der Zähler sowie die Aufbereitung der Messdaten. In der Strompreis-Übersicht der ElCom lässt er sich unter «Preiskomponente» für jede Gemeinde abrufen, auch für das Profil C4.
Für Haushalte steigt der Median 2027 um rund 4 Franken auf 78.48 Franken pro Jahr (2026: 74.40 Franken). Laut ElCom bleiben die Unterschiede zwischen den Netzbetreibern auffällig gross: Die Messtarife reichen von 0 bis 180 Franken pro Jahr. Im Profil C4 fällt der Messtarif pro Kilowattstunde wegen des hohen Verbrauchs kaum ins Gewicht. Ein Prüfpunkt bleibt er trotzdem, vor allem für Unternehmen mit mehreren Standorten und Messpunkten.
Die ElCom verfolgt die Messtarife im Rahmen ihres Monitorings. Sie hat zudem Defizite bei der Qualität der Messdaten festgestellt, welche die Verteilnetzbetreiber an Swissgrid liefern, und prüft, dieses Thema in die Sunshine-Regulierung aufzunehmen. Für Unternehmen mit Energiemanagement, Speicher oder Photovoltaik sind verlässliche Messdaten die Grundlage jeder Optimierung.
Komponenten beim Haushaltsprofil H4
Für das Profil C4 nennt die ElCom in ihrer Medienmitteilung keine Komponentenwerte. Die Referenzwerte für den Haushalt zeigen aber, wo sich 2027 etwas bewegt:
Komponente (Median)
2026
2027
Energietarif
12.11
11.35
Netztarif
10.73
10.94
Messtarif
1.65 (74.40 CHF/Jahr)
1.74 (78.48 CHF/Jahr)
Netzzuschlag
2.30
2.30
Stromreserve (über Übertragungsnetz)
0.41
0.17
Solidarisierte Kosten (über Übertragungsnetz)
0.05
0.19
Abgaben an Gemeinwesen
1.00
1.00
Gesamttarif
27.7
26.5
Tabelle 3: Profil H4 (4’500 kWh/Jahr) in Rp./kWh. Jeder Median wird einzeln berechnet, die Summe entspricht deshalb nicht dem Gesamttarif. Quelle: ElCom, 08.09.2026
Günstiger wird Strom dort, wo der Markt wirkt. Netz, Messung, Netzzuschlag und Abgaben bleiben stabil oder steigen. Genau diese Bestandteile machen im Gewerbe einen grossen Teil der Rechnung aus und lassen sich über den Einkauf kaum beeinflussen.
Die Wirkung auf die Tarife durch den Iran-Krieg kommt zeitverzögert
Der deutliche Preisanstieg am Grosshandelsmarkt infolge des Iran-Kriegs ab März 2026 schlägt sich in den Tarifen 2027 kaum nieder. Gemäss VSE-Umfrage kaufen drei Viertel der Versorger ihre Energie mehrheitlich langfristig ein, also zwei bis drei Jahre oder länger im Voraus. Laut ElCom dürfte sich die Entwicklung je nach Verlauf erst in den folgenden Tarifjahren auswirken. Wer heute seine Stromkosten für 2028 und später plant, sollte deshalb nicht einfach mit einer Fortsetzung der Senkungen rechnen. Die ElCom aktualisiert ihre Einschätzung zur Versorgungssicherheit regelmässig.
Ab 2027 stündliche Abrechnung der Einspeisung
Für Betreiber von Photovoltaikanlagen bringt 2027 eine wichtige Umstellung, die wir in der Halbzeitbilanz ausführlich beschrieben haben. Die Abnahmevergütung richtet sich neu nach dem stündlichen Spotmarktpreis statt nach dem Quartalsdurchschnitt, mit einer Übergangsfrist bis Anfang 2028. Anlagen über 150 kW sind nicht durch die Mindestvergütung geschützt. Umso wertvoller wird jede Kilowattstunde, die im eigenen Betrieb verbraucht oder gespeichert, statt zur Mittagszeit zu tiefen Preisen eingespeist wird.
Was Unternehmen jetzt tun sollten
Tarif 2027 am eigenen Standort prüfen. In der ElCom-Übersicht Tarifjahr 2027, das passende Profil (C1 bis C7) und die eigene Gemeinde wählen. Bei mehreren Standorten lohnt sich der Vergleich pro Netzgebiet, die Unterschiede erreichen schnell mehrere zehntausend Franken pro Jahr.
Netznutzung separat betrachten. Sie ist ein zentraler Kostenblock, den der Markt nicht senkt. Bei Leistungstarifen hilft es, Lastspitzen gezielt zu reduzieren. Am einfachsten ist das mit einem geeigneten Energie-Management-System und einem Batterie-Speicher.
Eigenverbrauch erhöhen. Selbst produzierter und direkt genutzter Solarstrom ersetzt nicht nur Energie, sondern auch die verbrauchsabhängigen Anteile von Netznutzung, Netzzuschlag und Abgaben. Der Messtarif als Fixbetrag bleibt bestehen.
Speicher und Steuerung bewerten.Batteriespeicher, Wärme, Kälte und Ladeinfrastruktur verschieben Mittagsüberschüsse in die Abendstunden und glätten Leistungsspitzen.
Beschaffung und Marktzugang überprüfen. Betriebe ab 100’000 kWh Jahresverbrauch können in den freien Markt wechseln, eine Rückkehr in die Grundversorgung ist nach heutigem Recht nicht möglich. Weil höhere Grosshandelspreise nur verzögert in den Tarifen ankommen, braucht dieser Entscheid eine solide Datenbasis. Zu beachten sind auch die Entwicklungen rund um das Stromabkommen Schweiz-EU.
Fazit
Die Tarife 2027 bringen Unternehmen eine leichte Entlastung, gemäss ElCom vor allem beim Energieanteil und im Profil C4 dank tieferem WACC auch bei der Netznutzung. Die langfristige Perspektive ist aber eindeutig: Der Median des Gesamttarifs liegt rund 41 Prozent und die Netznutzung fast ein Drittel über dem Niveau von 2017, die Messtarife unterscheiden sich stark, und zwischen dem günstigsten und dem teuersten Standort liegt fast Faktor fünf. Wer seine Stromkosten nachhaltig senken will, setzt auf Eigenproduktion, Eigenverbrauch und intelligente Steuerung.
Swiss Renewable Solutions begleitet Gewerbe und Industrie genau dabei: von der Analyse des Lastprofils über die Auslegung von Photovoltaik und Speicher bis zur Finanzierung im Energie-Contracting, ohne Investitions- und Unterhaltskosten auf Kundenseite. Jetzt Kontakt aufnehmen.
Strompreise 2026 in der Schweiz: Halbzeitbilanz und Ausblick auf 2027
Die Stromtarife in der Grundversorgung dürften 2027 das zweite Jahr in Folge sinken. Die jährliche Strompreisumfrage des Verbands Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE) zeigt für einen typischen Haushalt einen Rückgang von rund 6 Prozent, für mittlere Gewerbebetriebe von rund 7 Prozent. Verbindlich wird es in den nächsten Tagen: Bis Ende August müssen die rund 580 Grundversorger ihre definitiven Tarife den Kundinnen und Kunden sowie der ElCom melden, Anfang September publiziert die ElCom sämtliche Zahlen. Sobald sie vorliegen, ordnen wir die definitiven Tarife in einem Folgebeitrag ein. Schon heute lässt sich aber sagen, worauf es für Unternehmen ankommt: weniger auf die Schlagzeile als auf die Frage, welcher Teil des Strompreises überhaupt günstiger wird – und was gleichzeitig mit der Vergütung für eingespeisten Solarstrom passiert.
Tarife 2027: die zweite Entlastung in Folge
An der VSE-Strompreisumfrage, die vom 18. Mai bis 9. Juni 2026 lief, nahmen 75 von 323 angeschriebenen Energieversorgungsunternehmen teil. 35 davon konnten bereits konkrete Tarife für 2027 nennen, 40 antworteten qualitativ. Bei den 35 Versorgern mit konkreten Angaben sinkt der Median für das Haushaltsprofil H4 auf 26.6 Rp./kWh, nach 28.6 Rp./kWh im Vorjahr. Gegenüber 2024, als der Wert in dieser Gruppe noch bei 33.0 Rp./kWh lag, entspricht das einem Rückgang um rund einen Fünftel. Auch die Mehrheit der Versorger, die noch keine Zahlen nennen konnten, erwartet sinkende oder gleichbleibende Tarife.
Verbrauchsprofil
Typischer Jahresverbrauch
Median 2027 vs. 2026
H2 – Wohnung
2’500 kWh
− 3 %
H4 – Haushalt (Referenzprofil)
4’500 kWh
− 6 % (26.6 Rp./kWh)
C3 – mittlerer Betrieb
150’000 kWh
− 7 %
C4 – grosser Betrieb
500’000 kWh
− 4 %
Angaben der 35 Energieversorgungsunternehmen, die im Juni 2026 bereits absolute Tarife für 2027 nennen konnten (Median). Es handelt sich um eine Momentaufnahme, nicht um definitive Tarife.
Zur Einordnung: 2026 liegt der schweizweite Median für das Profil H4 gemäss den Berechnungen der ElCom bei 27.7 Rp./kWh und damit rund 4 Prozent unter dem Vorjahr. Die Entlastung setzt sich also fort, fällt 2027 aber deutlicher aus.
Warum die Tarife sinken – und warum nicht überall
Der Rückgang stammt fast vollständig aus dem Energieanteil: Je nach Kundengruppe sinken die Energietarife um 6 bis 15 Prozent. Hauptgrund sind die rückläufigen Preise auf den Stromgrosshandelsmärkten.
Die Netztarife bleiben 2027 im Mittel stabil. Das Verteilnetz wird leicht teurer, weil vielerorts in Netzausbau und Netzverstärkungen investiert wird. Das Übertragungsnetz wird günstiger, weil bei Swissgrid die Kosten für Engpassmanagement und Systemdienstleistungen zurückgehen. Ein Unternehmen mit einem Jahresverbrauch von 90’000 kWh zahlt dafür noch rund 1’086 statt 1’286 Franken, also 15.6 Prozent weniger. Der Tarif für die inländische Stromreserve fällt von 0.41 auf 0.17 Rp./kWh. Einzig der Zuschlag für solidarisierte Kosten steigt, unter anderem wegen Netzverstärkungen in den unteren Netzebenen und der Entlastung der Eisen-, Stahl- und Aluminiumindustrie beim Netznutzungsentgelt.
Bemerkenswert ist, was nicht passiert ist. Seit Beginn des Irankriegs Ende Februar 2026 sind die Preise am Terminmarkt gestiegen, in den Tarifen für 2027 schlägt sich das vorerst kaum nieder. Der Grund liegt in der Beschaffung: 75 Prozent der Versorger kaufen die Energie mehrheitlich langfristig ein, also zwei bis drei Jahre oder länger im Voraus, während 25 Prozent kürzere Fristen wählen oder kurz-, mittel- und langfristig kombinieren. Seit Inkrafttreten des Stromgesetzes hat die vorwiegend kurzfristige Beschaffung als Strategie an Bedeutung verloren. Das dämpft Ausschläge nach oben – verzögert aber auch, bis eine Entspannung am Markt bei den Kundinnen und Kunden ankommt.
Der Median sagt zudem wenig über den einzelnen Standort aus. Zwischen dem günstigsten und dem teuersten Netzgebiet der Schweiz liegen über 30 Rp./kWh, abhängig von Eigenproduktion, Netzkosten und Beschaffungsstrategie des lokalen Versorgers. Einzelne Netzgebiete können deshalb gegen den Trend teurer werden. Ein Blick auf das eigene Tarifblatt und auf die Strompreis-Webseite der ElCom lohnt sich mehr als jeder Schweizer Durchschnittswert.
ElCom: Strompreise Schweiz
Woraus sich der Strompreis zusammensetzt
Der Strompreis besteht aus fünf Komponenten, die unterschiedliche Aufgaben innerhalb der Stromversorgung abdecken (Übersicht des VSE):
Energietarif: Kosten für den gelieferten Strom.
Netznutzungstarif: Kosten für Bau, Betrieb und Unterhalt der Stromnetze, dazu die inländische Stromreserve und der Tarifzuschlag für solidarisierte Kosten über das Übertragungsnetz.
Messtarif: Kosten für Einbau, Betrieb, Unterhalt und Ablesung der Zähler sowie die Verarbeitung der Messdaten; seit 2026 separat auszuweisen.
Abgaben an Kantone und Gemeinden.
Netzzuschlag von 2.3 Rp./kWh, unter anderem zur Förderung erneuerbarer Energien.
Massgebend für die Höhe des Strompreises sind der Energie- und der Netznutzungstarif. Für Unternehmen ist diese Unterscheidung zentral: Günstiger wird Strom dort, wo der Markt wirkt. Alles, was über Netz, Messung, Abgaben und Zuschläge läuft, bleibt stabil oder legt leicht zu – und lässt sich nur über den Eigenverbrauch beeinflussen.
Ruhige Tarife, unruhiger Markt
Während die Grundversorgungstarife stabil bleiben, wird der Markt dahinter volatiler. Über Mittag drücken hohe Solareinspeisungen die Spotpreise regelmässig gegen null oder darunter, am Abend schnellen sie nach oben, sobald die Sonne wegfällt. Während der Hitzewelle Ende Juni 2026 waren in einzelnen europäischen Märkten kurzzeitig Preise von mehreren hundert Franken pro Megawattstunde zu beobachten, während in derselben Woche mittags Überschüsse herrschten.
Die ElCom stufte die Versorgungssicherheit Ende Juni 2026 als gewährleistet ein, wies aber auf die erhöhte Preisvolatilität und die Wiederbefüllung der europäischen Gasspeicher hin. Für das kommende Winterhalbjahr bleibt die Ausgangslage damit zu beobachten; die ElCom aktualisiert ihre Einschätzung zur Versorgungssicherheit wöchentlich.
Auf Anfang 2027 folgt der nächste Schritt. Dann richtet sich die Abnahmevergütung nicht mehr nach dem Quartalsdurchschnitt, sondern nach dem stündlichen Spotmarktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung; für die Umstellung gilt eine Übergangsfrist bis Anfang 2028. Einzelne Versorger sind bereits vorausgegangen, die BKW etwa per 1. Juli 2026.
Für kommerzielle Anlagen ist das der entscheidende Punkt: Anlagen über 150 kW sind nicht durch die Mindestvergütung geschützt und damit direkt dem stündlichen Preissignal ausgesetzt. Eine Kilowattstunde, die um 13 Uhr an einem sonnigen Sonntag ins Netz geht, ist nicht mehr gleich viel wert wie eine Kilowattstunde um 18 Uhr an einem Werktag. Hinzu kommt die netzdienliche Einspeiseregelung: Neue Wechselrichter begrenzen seit dem 1. Januar 2026 die Einspeisung auf 70 Prozent der installierten Modulleistung, ohne den Eigenverbrauch einzuschränken.
Was Unternehmen daraus ableiten sollten
Eigenverbrauch bleibt der stabilste Hebel. Wer selbst produzierten Strom direkt verbraucht, spart nicht nur den Energieanteil, sondern das gesamte Paket aus Netznutzung, Messung, Netzzuschlag und Abgaben. Genau diese Bestandteile sinken kaum.
Lastprofil vor Jahresverbrauch. Mit dem stündlichen Preissignal entscheidet die zeitliche Verteilung über die Wirtschaftlichkeit. Eine Auswertung der Viertelstundenwerte ist die Grundlage jeder seriösen Planung.
Speicher und Steuerung neu bewerten. Batterien, Wärme, Kälte und Ladeinfrastruktur werden dort attraktiv, wo sie Mittagsüberschüsse in die Abendstunden verschieben und Lastspitzen glätten.
Tarifblatt 2027 prüfen, sobald es vorliegt. Bis Ende August melden die Versorger ihre definitiven Tarife, Anfang September ist der Vergleich auf der Strompreis-Webseite der ElCom möglich. Bei mehreren Standorten lohnt sich die Prüfung pro Netzgebiet.
Verträge zur Rücklieferung anschauen. Bei individuellen Vereinbarungen mit dem Verteilnetzbetreiber gehört die Behandlung negativer Preise zwingend geregelt.
Die Strompreise sinken 2027 zum zweiten Mal in Folge. Das ist eine gute Nachricht, sie beschreibt aber nur die halbe Realität. Der Rückgang stammt aus dem Energieanteil, während Netz, Messung und Abgaben stabil bleiben oder steigen. Gleichzeitig nimmt die Volatilität innerhalb des Tages zu, und die Vergütung für eingespeisten Solarstrom folgt ab 2027 dem stündlichen Preissignal. Der Wettbewerbsvorteil liegt künftig weniger im günstigen Einkauf als in der Fähigkeit, den eigenen Verbrauch und die eigene Produktion zeitlich aufeinander abzustimmen.
Swiss Renewable Solutions begleitet Gewerbe und Industrie genau dabei: von der Analyse des Lastprofils über die Auslegung der Anlage bis zur Finanzierung im Contracting, ohne Investitions- und Unterhaltskosten auf Kundenseite.
Batteriespeicher gelten als Schlüsseltechnologie der Energiewende. Für Unternehmen zählt allerdings eine andere Frage: Rechnet sich die Investition? Die Antwort darauf hat sich innerhalb weniger Monate spürbar verschoben. Gesunkene Systempreise, ein neuer regulatorischer Rahmen seit dem 1. Januar 2026 und deutlich volatilere Strompreise verändern die Kalkulation. Gleichzeitig bleibt richtig, was wir schon länger sagen: Ein Speicher, der ausschliesslich den Eigenverbrauch erhöht, amortisiert sich in vielen Schweizer Gewerbebetrieben noch immer nur knapp. Entscheidend ist, welche Ertragsquellen ein Betrieb tatsächlich erschliessen kann.
Der Markt hat gedreht, und zwar deutlich
Die im Juli 2026 veröffentlichte Statistik Sonnenenergie für das Jahr 2025 zeigt zwei gegenläufige Bewegungen. Bei der Photovoltaik gingen die Neuinstallationen erstmals seit 2017 zurück, um rund 26 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Bei den Batteriespeichern dagegen wurde ein Zubau von 490 Megawattstunden verzeichnet, das sind 70 Prozent mehr als im Jahr davor. Ende 2025 waren in der Schweiz über 93 000 Speichersysteme mit einer Gesamtkapazität von rund 1380 Megawattstunden installiert. Swissolar erwartet, dass sich die neu installierte Speicherkapazität im laufenden Jahr nochmals verdoppelt.
Der Grund für diese Verschiebung liegt im Strommarkt selbst. Die Photovoltaik deckt inzwischen rund 14 Prozent des Schweizer Stromendverbrauchs. Das drückt die Preise über Mittag im Sommer nach unten, während sie in den Morgen- und Abendstunden sowie im Winter steigen. Genau diese Spreizung ist die wirtschaftliche Grundlage jedes Speichers. Wer heute eine PV-Anlage plant, plant faktisch ein zeitliches Verschiebungsproblem mit.
Vier Ertragsquellen, die sich stapeln lassen
Ein Batteriespeicher im Gewerbe verdient sein Geld selten aus einer einzigen Anwendung. Wirtschaftlich wird er meist erst, wenn mehrere Erlösquellen kombiniert werden. In der Schweiz sind das vier.
1. Eigenverbrauchsoptimierung
Der Klassiker: Solarstrom, der sonst zu tiefen Rückliefertarifen ins Netz ginge, wird gespeichert und später selbst verbraucht. Der Ertrag entspricht der Differenz zwischen dem vermiedenen Bezugspreis und der entgangenen Rückliefervergütung. In der Schweiz liegt diese Spanne je nach Netzgebiet und Kundengruppe typischerweise bei 10 bis 20 Rappen pro Kilowattstunde. Für sich allein genommen reicht dieser Effekt bei den heutigen Systempreisen in den meisten Gewerbebetrieben nicht für eine überzeugende Amortisation.
2. Lastspitzenkappung
Bei Gewerbe- und Industriekunden hängt ein erheblicher Teil des Netznutzungsentgelts an der höchsten gemessenen Viertelstundenleistung. Leistungspreise von rund 10 Franken pro Kilowatt und Monat sind bei vielen Verteilnetzbetreibern marktüblich. Wer seine Spitze mit einem Speicher um 100 Kilowatt senkt, spart in der Grössenordnung von 12 000 Franken pro Jahr. In der Praxis ist dies bei Produktions-, Logistik- und Kühlbetrieben der mit Abstand stärkste Werttreiber und häufig der Punkt, an dem die Rechnung kippt.
3. Arbitrage und zeitvariable Tarife
Seit dem 1. Januar 2026 sind in der Schweiz zeitlich oder örtlich differenzierte Netznutzungstarife zulässig. Damit lässt sich ein Speicher gezielt dann laden, wenn Energie und Netznutzung günstig sind, und dann entladen, wenn beides teuer ist. Noch grösser wird dieser Hebel ab 2027, wenn sich die Rückliefervergütung nicht mehr am vierteljährlich gemittelten Marktpreis, sondern am stündlichen Spotmarktpreis orientiert. Für die Übergangsfrist ist Anfang 2028 vorgesehen. Solarstrom zu Zeiten sehr tiefer Preise einzuspeisen, wird damit wirtschaftlich unattraktiv, ihn zu speichern dagegen deutlich attraktiver.
4. Systemdienstleistungen für Swissgrid
Batteriespeicher reagieren innerhalb von Millisekunden und eignen sich damit hervorragend für Primär- und Sekundärregelleistung. Swissgrid hat den Zugang zu diesem Markt per 2026 erleichtert und die minimale Angebotsmenge von 5 auf 1 Megawatt gesenkt. Für einzelne Betriebe bleibt das meist zu gross, über Pooling-Anbieter und Aggregatoren ist der Markt inzwischen aber auch für Anlagen im mittleren dreistelligen Kilowattbereich erreichbar. Wichtig ist die realistische Betrachtung: Wer Leistung für Regelenergie vorhält, kann dieselbe Leistung nicht gleichzeitig für die Lastspitzenkappung einsetzen.
Was sich 2026 regulatorisch geändert hat
Mit dem zweiten Verordnungspaket zum Stromgesetz sind per 1. Januar 2026 mehrere Punkte in Kraft getreten, die direkt auf die Wirtschaftlichkeit von Speichern wirken.
Rückerstattung des Netznutzungsentgelts: Betreiber von Speichern mit Endverbrauch können neu beim Verteilnetzbetreiber die Rückerstattung des Netznutzungsentgelts beantragen, allerdings nur für jene Strommenge, die aus dem Netz bezogen, gespeichert und später wieder ins Netz zurückgespeist wird. Voraussetzung ist ein Messkonzept, das diese Mengen sauber ausweist. Grundlage sind Art. 18d StromVV und Art. 14a Abs. 4 StromVG. Speicher ohne Endverbrauch sind bereits seit dem 1. Januar 2025 vom Netznutzungsentgelt befreit.
Lokale Elektrizitätsgemeinschaften: Seit Anfang 2026 können Verbraucher im gleichen Netzgebiet, auf derselben Netzebene und in derselben Gemeinde lokal erzeugten Strom untereinander handeln. Der Abschlag auf das Netznutzungsentgelt beträgt derzeit 40 Prozent, bei Beanspruchung der Transformationsebene 20 Prozent. Swissolar fordert eine Anhebung auf 60 beziehungsweise 40 Prozent. Für Areale mit mehreren Nutzern ist die LEG in Kombination mit einem gemeinsamen Speicher eine der interessantesten Konstellationen überhaupt.
Neue Abnahmevergütung: Können sich Produzent und Netzbetreiber nicht einigen, richtet sich die Vergütung seit Januar 2026 nach dem vierteljährlich gemittelten Marktpreis. Für Anlagen unter 150 Kilowatt gilt eine Minimalvergütung, die bei Anlagen bis 30 Kilowatt derzeit 6 Rappen pro Kilowattstunde beträgt und bis 1.2 Rappen bei 149 Kilowatt sinkt. Für grössere Gewerbeanlagen entfällt dieser Schutz, was den Wert des Eigenverbrauchs zusätzlich erhöht.
Flexibilität und Abregelung: Verteilnetzbetreiber dürfen am Anschlusspunkt bis zu 3 Prozent der jährlich erzeugten Energie unentgeltlich abregeln. Eine Begrenzung auf 70 Prozent der nominalen Gleichstromleistung führt zu einem Ertragsverlust von unter 3 Prozent. Wer einen Speicher betreibt, kann einen Teil dieser Energie auffangen, statt sie zu verlieren.
Die Kostenseite ehrlich rechnen
Die Preise für Lithium-Eisenphosphat-Systeme sind seit 2022 stark gefallen. Für kleinere gewerbliche Anlagen liegen die schlüsselfertigen Systemkosten in der Schweiz aktuell grob zwischen 600 und 1000 Franken pro nutzbarer Kilowattstunde, bei grösseren Container- und Schranklösungen deutlich darunter. Die Zellen selbst machen dabei einen immer kleineren Teil der Gesamtinvestition aus, was bedeutet: Weitere Zellpreissenkungen schlagen nur noch gedämpft auf die Projektkosten durch.
Regelmässig unterschätzt werden die Nebenpositionen:
Netzanschluss, Transformator und allfällige Anpassungen der Hausinstallation
Brandschutzkonzept, Aufstellfläche, Fundament, Belüftung und Klimatisierung
Energiemanagementsystem, Messkonzept und Anbindung an bestehende Leittechnik
Versicherung, Wartung, Monitoring und Betriebsführung über die Laufzeit
Rückbau und Recycling am Ende der Nutzungsdauer
Aussagekräftig ist deshalb nicht der Anschaffungspreis pro Kilowattstunde, sondern der Preis pro tatsächlich durchgesetzter Kilowattstunde über die Lebensdauer. Realistische Rechengrössen sind heute 6000 bis 10 000 Vollzyklen bei LFP-Systemen, eine kalendarische Lebensdauer von 15 bis 20 Jahren und ein Systemwirkungsgrad inklusive Wechselrichter von etwa 85 bis 92 Prozent. Rund jede achte gespeicherte Kilowattstunde geht also verloren. Dazu kommt die Degradation: Wer mit voller Nennkapazität über 15 Jahre rechnet, rechnet falsch.
Fünf Fehler, die eine Wirtschaftlichkeitsrechnung unbrauchbar machen
Mit der Nennkapazität statt mit der nutzbaren Kapazität rechnen. Zwischen beiden liegen je nach System 5 bis 15 Prozent.
Die Wirkungsgradverluste ignorieren. Wer 8 bis 15 Prozent Speicherverluste nicht abzieht, überschätzt den Ertrag systematisch.
Lastspitzen aus Monats- oder Jahreswerten ableiten. Belastbar ist nur die Auswertung echter Viertelstundenwerte über mindestens ein volles Jahr.
Erlösquellen doppelt zählen. Dieselbe Kilowattstunde und dieselbe Kilowattleistung können nicht gleichzeitig für Regelenergie, Peak Shaving und Arbitrage eingesetzt werden.
Degradation und Ersatzinvestitionen ausblenden. Wechselrichter und Steuerung erreichen selten die Lebensdauer der Zellen.
Die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern ist 2026 kein pauschales Ja und kein pauschales Nein. Der regulatorische Rahmen hat sich klar zugunsten der Speicher verschoben: die Rückerstattung des Netznutzungsentgelts, die lokalen Elektrizitätsgemeinschaften, zeitvariable Netztarife und die ab 2027 stundenscharfe Abnahmevergütung schaffen zusammen ein Umfeld, in dem sich Flexibilität endlich bezahlt macht. Gleichzeitig bleibt die Rechnung anspruchsvoll und individuell.
Belastbar wird sie nur mit drei Grundlagen: einem gemessenen Lastprofil in Viertelstundenauflösung, der konkreten Tarifstruktur des zuständigen Verteilnetzbetreibers und einer ehrlichen Vollkostenrechnung über die gesamte Nutzungsdauer. Fehlt eines dieser drei Elemente, ist jede Amortisationsangabe eine Schätzung.
Swiss Renewable Solutions investiert im Contracting selbst in die Anlagen, die wir empfehlen. Genau deshalb prüfen wir jede Speicherlösung zuerst rechnerisch und empfehlen sie erst dann, wenn sie sich für beide Seiten trägt. Wo ein Speicher heute noch nicht rentiert, sagen wir das auch.
Quellen
Swissolar: Statistik Sonnenenergie 2025, Medienmitteilung vom 9. Juli 2026
Swissolar: 2026, was gilt neu für Photovoltaikanlagen, Beitrag vom 9. Januar 2026
Swissolar: Batteriemonitor Schweiz 2026
VSE: Swissgrid entwickelt den Schweizer Regelenergiemarkt weiter, Januar 2026
Stromversorgungsverordnung StromVV, Art. 18d und Art. 19h, sowie Stromversorgungsgesetz StromVG, Art. 14a und Art. 17c
Energiegesetz EnG, Art. 15, und Energieverordnung EnV, Art. 12
Am Mittwochabend, 12. August 2026, schiebt sich der Mond über der Schweiz vor gut 90 Prozent der Sonnenscheibe. Für Netzbetreiberwie auch für Betreiberinnen und Betreiber von Photovoltaikanlagen stellt sich damit eine praktische Frage: Wie viel Solarstrom geht dabei verloren? Und was bedeutet der gleichzeitige Produktionsabfall in ganz Europa für die Netzbetreiber? Die kurze Antwort lautet: Für die einzelne Anlage ist der Effekt erstaunlich klein. Für das europäische Verbundnetz ist er ein Sonderfall, auf den man sich seit Monaten vorbereitet. Und für die kommenden Jahre ist er ein Vorgeschmack auf eine Aufgabe, die bleibt.
Was am Mittwochabend über der Schweiz passiert
Die totale Phase dieser Finsternis ist nur über Grönland, Island, Nordspanien und einem kleinen Teil Portugals zu sehen. Es ist die erste totale Sonnenfinsternis über europäischem Festland seit dem 11. August 1999. In der Schweiz bleibt es bei einer sehr ausgeprägten partiellen Finsternis:
Beginn je nach Standort zwischen 19:24 und 19:27 Uhr.
Maximum zwischen 20:18 und 20:20 Uhr mit rund 90 bis 93 Prozent bedeckter Sonnenfläche, in Luzern beispielsweise etwa 91 Prozent.
Die Sonne geht anschliessend noch verfinstert unter, je nach Region zwischen 20:35 und 20:49 Uhr.
Warum der Ertragsverlust kleiner ist, als das Ereignis wirkt
Entscheidend ist die Uhrzeit. Um 20:18 Uhr steht die Sonne im Mittelland nur noch etwa drei Grad über dem Horizont. Ihr Licht legt dann einen sehr langen Weg durch die Atmosphäre zurück, und die Einstrahlung auf eine Modulfläche ist bereits auf wenige Prozent, im Beispiel der Abbildung unten auf ca. 3%, des Tagesmaximums gesunken. Die Finsternis nimmt der Anlage also 90 Prozent von einem ohnehin kleinen Rest.
Abbildung 1 Typischer Produktionsverlauf einer Solaranlage an einem schönen Tag Mitte August
Wäre dasselbe Ereignis um die Mittagszeit eingetreten, sähe die Rechnung völlig anders aus. Dann stünden 90 Prozent Bedeckung einer Einstrahlung nahe am Tagesmaximum gegenüber.
Die Zahlen: Grössenordnungen für eine Schweizer Anlage
Wir haben den Verlauf für einen sonnigen, wolkenlosen Abend über dem Mittelland überschlägig modelliert. Die Werte sind Grössenordnungen und keine Prognose, denn die tatsächliche Wirkung hängt stark von der Bewölkung ab. Bezugsgrösse ist der Ertrag des ganzen Tages.
Ausrichtung der Anlage
Verlust in Wh pro kWp
Anteil am Tagesertrag
Süd, 20°Neigung
rund 4
rund 0.1 %
Flachdach, ca. 10°
rund 9
rund 0.2 %
Ost-West-Aufständerung
rund 24
rund 0.5 %
West, 20°Neigung
rund 36
rund 0.8 %
Was das konkret bedeutet: Eine Gewerbeanlage mit 500 kWp verliert an diesem Abend je nach Ausrichtung ungefähr 2 bis 18 kWh. Das entspricht in etwa dem Tagesverbrauch eines durchschnittlichen Haushalts. Gemessen am Jahresertrag von rund 1000 kWh pro kWp liegt der Verlust bei weit unter einem Hundertstel Prozent. Ist der Abend bedeckt, sinkt der Effekt gegen null, weil dann ohnehin kaum Direktstrahlung ankommt.
Deutlich stärker betroffen sind Anlagen mit Ausrichtung nach Westen, weil sie am Abend länger produzieren. Genau dort fällt die Finsternis in ein Zeitfenster, das für den Ertrag noch eine Rolle spielt.
Europäisch sieht die Rechnung anders aus
Was für die einzelne Anlage nebensächlich ist, summiert sich im Verbundnetz. Die Schätzungen der Übertragungsnetzbetreiber für den stärksten Moment zwischen 19:30 und 21:30 Uhr, jeweils unter der Annahme eines klaren Himmels:
Europa insgesamt: rund 9’700 MW weniger Photovoltaikleistung, so die Schätzung des französischen Netzbetreibers RTE.
Frankreich: rund 1’800 MW.
Spanien: bis zu 5 GW nach Angaben von Red Eléctrica, was etwa 13 % der Spitzenlast eines typischen Augustmittwochs entspricht.
Deutschland: bis zu 2 GW bei über 110 GW installierter Leistung. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber erwarten keine Auswirkungen auf die Stromversorgung.
Grossbritannien: rund 700 MW, in einem ungünstigen Fall bis 1.3 GW. Ein Versorger bittet seine Kundschaft sogar aktiv darum, den Verbrauch zu verschieben.
Der europäische Verband der Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E hat eine Arbeitsgruppe eingesetzt, welche die Lage laufend bewertet und bei Bedarf kurzfristig Massnahmen auslöst.
Die Konsequenzen für die Netzbetreiber: zwei Rampen statt einer
Für eine Leitstelle ist eine Sonnenfinsternis kein Ausfall, sondern eine Planungsaufgabe mit zwei Bewegungen. Zuerst fällt die Einspeisung schneller ab als üblich, danach kehrt sie ebenso schnell zurück. Beide Rampen müssen mit der Last, den übrigen Kraftwerken und den grenzüberschreitenden Flüssen zusammenpassen. Der wichtige Unterschied zu einer Störung: Zeitpunkt und Verlauf sind astronomisch exakt bekannt. Prognosen lassen sich vorbereiten, Reserven vorhalten, Wartungsarbeiten verschieben, Leitstellen zusätzlich besetzen.
Am 12. August kommt der Schweiz und ihren Nachbarn ein Detail entgegen: Weil die Sonne bei uns verfinstert untergeht, fällt der zweite Teil der Bewegung, der schnelle Wiederanstieg, weitgehend weg. Er verschmilzt mit dem normalen Sonnenuntergang.
Die Schweiz produziert am Abend nur einen kleinen Teil des europäischen Solarstroms, und das eigene Verhältnis ist entsprechend entspannt. Trotzdem ist unser Land betroffen, denn die Netzfrequenz ist eine gesamteuropäische Grösse, und das Schweizer Netz ist ein zentrales Transitnetz. Was in einem Nachbarland passiert, ist hier in Sekunden messbar. Swissgrid steht deshalb an solchen Tagen in enger Abstimmung mit den Leitstellen der Nachbarländer. Ein struktureller Vorteil kommt dazu: Wasserkraft und Pumpspeicher lassen sich innert Sekunden hoch- und herunterfahren. Für kurze, steile Rampen ist das die ideale Antwort.
Zugleich zeigt das Ereignis im Kleinen, was Swissgrid in ihrem Whitepaper vom Frühjahr 2026 im Grossen beschreibt: Mit wachsender Photovoltaikleistung braucht es eine grundlegend modernisierte Netzregelung und vor allem bessere, schnellere Daten über Produktion, Speicher und Verbrauch. Die Sonnenfinsternis ist die einfache Version dieser Aufgabe, weil sie im Kalender steht. Eine durchziehende Gewitterfront ist die schwierige Version, weil sie schwieriger zu prognostizieren ist und bei voller Einstrahlung erfolgen kann. Weiter ist es ein gutes Beispiel um zu sehen, wie zusätzliche Speicherkapazitäten helfen, um genau solche Schwankungen auszugleichen.
Was Betreiber einer Gewerbeanlage jetzt tun sollten
Nichts abschalten und nichts umstellen. Die Anlage regelt das selbst und die Wechselrichter fahren die Leistung sauber nach.
Im Monitoring wird am Mittwochabend eine auffällige Delle sichtbar sein. Das ist kein Defekt und kein Grund für eine Störungsmeldung. Wer ein Team hat, das die Kurven beobachtet, informiert es besser vorher.
Wer Lastspitzen bewirtschaftet oder einen Batteriespeicher betreibt, hat an diesem Abend ein kostenloses Testfenster: Wie reagiert das Energiemanagement auf eine steile, aber angekündigte Rampe? Die Auswertung lohnt sich mehr als das Ereignis selbst.
Bei Solar-Contracting und PPA-Modellen ändert sich an der Abrechnung nichts Spürbares. Die Grössenordnung von wenigen Kilowattstunden liegt unterhalb der täglichen Wetterschwankung.
Und der schönste Punkt zum Schluss: mit dem Team gemeinsam aufs Dach gehen und zuschauen.
2027 wird die eigentliche Prüfung
Die nächste Finsternis über der Schweiz folgt am 2. August 2027, mit dem Maximum gegen 11:07 Uhr und rund 55 Prozent bedeckter Sonnenfläche. Der Bedeckungsgrad ist also deutlich geringer, der energetische Effekt aber grösser. Denn diesmal trifft das Ereignis den Vormittag, also genau die Phase, in der die Photovoltaikeinspeisung steil hochläuft und die Sonne hoch am Himmel steht. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber rechnen deshalb für 2027 mit spürbareren Auswirkungen auf die Solareinspeisung als für 2026. Weitere Finsternisse folgen 2028 und 2030.
Bis dahin wird das Schweizer System noch stärker solar und von mehr Batteriespeichern geprägt sein. Ende 2025 waren hierzulande 338’270 Photovoltaikanlagen mit einer kumulierten Leistung von 9’500 MWp installiert. Sie erzeugten rund 8 TWh Strom, was etwa 14 Prozent des Endverbrauchs entspricht. Für 2026 erwartet Swissolar bereits gegen 17 Prozent.
Die Sonnenfinsternis vom 12. August 2026 kostet die einzelne Anlage also kaum messbaren Ertrag und das Netz einige gut vorbereitete Stunden Aufmerksamkeit. Interessant ist sie trotzdem, weil sie in wenigen Minuten sichtbar macht, worum es in einem Stromsystem mit hohem Solaranteil dauerhaft geht: nicht um die Frage, ob die Sonne scheint, sondern um die Fähigkeit, schnelle Leistungsänderungen sauber zu führen. Die Antworten darauf heissen Prognose, Flexibilität, Speicher und intelligentes Lastmanagement. Genau daran arbeiten wir bei Swiss Renewable Solutions jeden Tag, wenn wir Industrie- und Gewerbedächer in verlässliche Kraftwerke verwandeln.
Sie möchten wissen, wie Ihre Anlage auf steile Rampen reagiert oder ob sich ein Batteriespeicher für Ihren Standort rechnet? Sprechen Sie mit uns. Wir planen, finanzieren und betreiben Ihre Photovoltaik- oder Batteriespeicheranlage.
Die Photovoltaik entwickelt sich rasant weiter. Neue Daten aus dem «PV-Barometer 2026» zeigen deutlich: Solarmodule werden nicht nur effizienter, sondern auch grösser und leistungsstärker.
Der Bericht analysiert technische Trends in der Solarbranche und basiert auf über 100’000 Datensätzen aus realen Projektierungen. Herausgegeben wird er vom Labor für Photovoltaiksysteme der Berner Fachhochschule (Christof Bucher, Matthias Hügi) und der Eturnity AG (Matthias Wiget, Marc Spescha) mit der Unterstützung von EnergieSchweiz.
Deutlich mehr Leistung pro Modul
Ein besonders klarer Trend zeigt sich bei der Leistung der PV-Module. Während ein durchschnittliches Modul im Jahr 2017 noch rund 275 Watt erreichte, liegt die Leistung heute bei über 480 Watt. Das entspricht einer Steigerung von rund 75 % innerhalb von acht Jahren.
Diese Leistungssteigerung hat zwei Hauptursachen:
höherer Wirkungsgrad der Solarzellen
grössere Modulflächen
Der Wirkungsgrad der Module ist im gleichen Zeitraum von etwa 17 % auf rund 23 % gestiegen. Damit erreichen moderne Module heute deutlich mehr Energieertrag auf derselben Dachfläche.
Grössere Module werden zum Standard
Neben der Effizienz hat sich auch die Modulgrösse stark verändert. Die durchschnittliche Modulfläche ist von rund 1,65 m² auf etwa 2 m² gewachsen.
Beim Vergleich von Modulleistungen muss daher darauf geachtet werden, dass immer auch ein Bezug zur Modulgrösse hergestellt wird. Wenn es darum geht, viel Leistungs auf die gegebene Dachfläche zu bringen, ist das sehr relevant.
Neben dem Grössenwachstums hat sich auch das Format (Breite : Länge) wieder vereinheitlicht: Eine Modulbreite von 1,134 m dominiert mittlerweile den Markt. Diese Standardisierung vereinfacht Planung, Produktion und Installation. Allerdings gibt es bei der Länge weiterhin Unterschiede.
Bessere Performance bei hohen Temperaturen
Ein weiterer Fortschritt betrifft das Verhalten der Module bei Hitze. Der sogenannte Temperaturkoeffizient hat sich deutlich verbessert. Moderne Module verlieren weniger Leistung, wenn sie warm werden – ein wichtiger Vorteil für den realen Betrieb auf Dächern.
Bei SRS finden wir, dass dieser Effekt zwar von einen guten Modulqualität zeugt, der wirtschaftliche Nutzen mittlerweise allerdings eingeschränkt ist. Bei hohen Temperaturen, also in den Sommermonaten zu Zeitpunkten mit grosser Sonneneinstrahlung müssen die Photovoltaikanlagen – wenn auch heute noch nicht immer, so wird es in Zukunft häufig passieren – meist gedrosselt werden. Daher sind gerade zu diesen Zeitpunkten hohe Leistungen bei hohen Temperaturen gar nicht mehr nutzbar.
Neben diesen Daten aus der Praxis zeigt ein Blick auf das Best Research-Cell Efficiency Chart, wie sich die Photovoltaiktechnologie im Labor entwickelt.
Seit Jahrzehnten dokumentiert diese Übersicht die weltweit höchsten Wirkungsgrade von Solarzellen und macht technologische Durchbrüche – etwa bei Perowskit-Silizium-Tandemzellen oder hochentwickelten Siliziumzellen – transparent. Das Chart wird traditionell vom bekannten US-Forschungslabor NREL gepflegt. Am 1. Dezember 2025 hat das US Department of Energy jedoch den Namen des Instituts von National Renewable Energy Laboratory zu National Laboratory ofthe Rockiesgeändert. Nach Angaben des Department of Energy soll der neue Name die erweiterte Mission des Labors unter der Trump Administration widerspiegeln. Unabhängig von dieser Namensänderung bleibt das Effizienzdiagramm eine der wichtigsten Referenzen der globalen Solarbranche – und zeigt Jahr für Jahr, wie schnell sich die Leistungsfähigkeit von Solarzellen weiter verbessert.
Fazit
Die Entwicklung der letzten Jahre zeigt klar: Photovoltaik wird kontinuierlich leistungsfähiger.
höhere Wirkungsgrade
grössere Module
bessere Temperaturstabilität
längere Garantien
Diese Fortschritte tragen entscheidend dazu bei, dass Solarstrom heute wirtschaftlicher und effizienter produziert werden kann als noch vor wenigen Jahren.
Der Grundtenor an der #PVTagung23 war klar: Es muss etwas gehen im Bereich der erneuerbaren Energien, um so bald wie möglich #NettoNull zu erreichen.
Doch wie schnell kann der Ausbau der #Photovoltaik erfolgen? Da sind sich die Experten uneinig. Das Bundesamt für Energie rechnet mit 37 TWh bis 2050 (+8 TWh aus anderen erneuerbaren Energien), Swissolar geht von 45 TWh bis 2050 aus, Jürg Rohrer, Professor an der ZHAW Zurich University of Applied Sciences, spricht von notwendigen 45 TWh bereits bis 2035.
Um diese #Ziele zu erreichen, braucht es gemäss Jürg Rohrer gesetzliche Grundlagen. Einerseits soll gesetzlich dazu verpflichtet werden, auf bestehenden Gebäuden #Solaranlagen zu montieren. Andererseits soll für alpine Solaranlagen bereits jetzt eine #Nachfolgeregelung erarbeitet werden, für die Zeit nach dem Abschluss des Projekts #Solarexpress.
Essentiell für diese Entwicklung ist eine funktionierende #Infrastruktur. Christof Bucher forscht an der Berner Fachhochschule BFH daran, wie die #Wechselrichter die Stabilisierung des Netztes auch in Zukunft und mit einem Mehrfachen der Stromleistung sicherstellen können.
Interessant war auch der Beitrag zum #Winterstrom von Nationalrätin Gabriela Suter: Die Wasserkraftreserve kostet 296 Mio. CHF für 0.4 TWh, d.h. 0.74 CHF / kWh, einmalig für den Winter 2022/2023! Die Photovoltaik liefert ohne Zusatzkosten einen Beitrag von 1.1 TWh geliefert in diesem und kommenden Winterperioden!
Deutschland auf dem Weg zu einem zweistelligen GW Photovoltaik-Markt!
Bereits im ersten Quartal 2023 ist die installierte Leistung höher als in den Gesamtjahren 2014-2018.
Im 1. Quartal 2023 wurden 197.200 Solaranlagen mit einer Leistung von 2,7 Gigawatt (GW) neu in Betrieb genommen. Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum wurde in den ersten drei Monaten des Jahres damit rund 30% mehr Leistung zugebaut. Mit dieser Dynamik liegen wir auf Kurs, um unser Ziel, einen Zubau von 9 GW in 2023, zu erreichen.
Weitere Zahlen zu den Erneuerbaren Energien und wie der Ausbau in Ihrem Bundesland vorankommt im Beitrag #mehrdavon #energiewechsel
