Neue Regelung der PV Vergütungen ab 2026 – Marktwert und Referenzpreis

Autoren: Bernhard Suter, Jörg Hofstetter —

Ab dem 1.1.2026 tritt in der Schweiz eine neue Regel in Kraft, wonach die obligatorische Vergütung von Solarstrom auf dem vom Bundesamt für Energie (BFE) vierteljährlich publizierten PV Referenzmarktpreis basieren soll. Wir werden in der Folge zeigen, dass dieser Ansatz in die richtige Richtung geht, aber alleine nicht genug Anreiz schafft, damit die Netzeinspeisung von Solarstrom in Zeiten mit viel Sonne auf den tatsächlichen Bedarf ausgerichtet wird.

Dieser Referenzpreis basiert auf dem durchschnittliche Preis an der Strombörse, gewichtet nach dem gesamten PV Produktionsvolumen. Das heisst, Preise bei hoher Produktion haben einen grösseren Einfluss auf den Referenzpreis. Zum Beispiel, wenn PV-Anlagen mittags sehr viel Strom erzeugen und der Börsenpreis zu dieser Zeit eher niedrig ist, dann wirkt dieser niedrige Preis stärker auf den Referenzpreis als ein hoher Preis nachts, wo kaum PV-Strom eingespeist wird. Zur Illustration sind die Datenreihen für den monatlichen PV Referenzmarktpreis (rote Linie in Rp. / kWh) sowie das gemessene PV Produktionsvolumen (orange Balken in GWh) aus der BFE Publikation der Referenzmarktpreise für das dritte Quartal 2025 in der obigen Grafik aufgezeichnet.

Der Marktwert der PV Produktion (graue Fläche in der Grafik, in Millionen Fr.) ist das Produkt von Preis mal Produktionspotential. Er zeigt, wieviel Geld eine PV Anlage über einen gewissen Zeitraum am Strommarkt verdienen könnte.

Die zeitliche Entwicklung des Wertes von Solarstrom gegenüber dem allgemeinen Strompreis lässt sich sehr gut am relativen Marktwert, der PV Market-Capture Rate, erkennen. Die PV Market-Capture Rate ist das Verhältnis des durchschnittlichen PV Marktpreises zum ungewichtete durchschnittlichen Marktpreis. Sinkt dieser Wert (wie in den letzten Jahren), bedeutet das: Solarstrom verliert gegenüber dem allgemeinen Marktpreis an Wert, da er primär in Zeiten hohen Angebots produziert wird

Jahr	Marktpreis ⌀ (€/MWh)	PV Marktpreis (€/MWh)	Capture Rate (%)
2015	40.28	37.77	93.76%
2018	52.21	49.83	95.44%
2020	33.96	28.89	85.08%
2021	114.85	91.63	79.79%
2022	282.41	281.16	99.56%
2023	107.72	89.56	83.14%
2024	75.85	50.56	66.66%
2025*	98.07	62.39	63.62%

(* nur bis Sept. Quelle: ENTSO-E Transparency Platform.)

Mit wachsendem Marktanteil der PV Produktion müssen wir davon ausgehen, dass vor allem zu Zeiten von hoher Produktion, wie im Sommer, der PV Marktpreis tendenziell – und vor allem im Vergleich zum durchschnittlichen Strompreis – weiter sinken wird, wie dies auch in anderen Ländern mit hohem PV Anteil beobachtet werden kann.

Ohne Massnahmen, wie wir sie in diesem Hintergrundbericht diskutiert haben, werden die PV Marktpreise besonders zu sonnigen Zeiten mit wachsender Überproduktion wohl noch stärker sinken.

Wenn der Marktwert unter 6 Rp. / kWh fällt, so erhalten kleinere Anlagen (z.B. unter 30 kW Leistung) ab 1.1.2026 eine fixe Minimalvergütung, die nun über dem Marktwert liegt. Wie wir anhand der obigen Grafik sehen können, wurde diese Grenze in den letzten zwei Jahren bereits regelmässig unterschritten.

Diese Revision des Energiegesetzes bringt erstmals eine Kopplung von PV Einspeisevergütung an den Marktwert, was durchaus zu begrüssen ist. Jedoch bietet ein Quartals-Durchschnittspreis keinen direkten Anreiz dazu, den Betrieb der Anlage besser auf den momentanen Bedarf abzustimmen.

Um einen wirklichen Anreize zu schaffen, wären z.B. stündliche Preissignale notwendig, wie wir dies in untenstehender Grafik für sonnige Tage im Mai 2025 dargestellt haben.

Im Gegensatz zu ersten Grafik zeigt die rote Linie hier nicht den durchschnittlichen PV Referenzpreis, sondern direkt den stündlichen Marktpreis an der Day-Ahead-Börse im Vergleich zur stündlichen PV Produktion in der Schweiz (orange Balken). (Quelle: ENTSO-E Transparency Platform)

Wir sehen, dass gerade an sonnigen Tagen das Verdienstpotential vor allem während den Randstunden am höchsten ist, also ausserhalb der Produktionsspitzen am Mittag, wo der Strom oft praktisch wertlos ist.

Diese Tatsachen hat auch das Parlament erkannt und im September 2025 eine neue PV Vergütungsregel verabschiedet, welche auf dem stündlichen Marktpreis beruht. Kleinere Anlagen erhalten zusätzlich ein pauschale Minimalvergütung, welche weiterhin auf dem offiziellen PV Referenzpreis beruhen soll. Je nach Verlauf eines allfälligen Referendums könnten diese neuen Regeln auch bereits 2026 aber spätestens bis Ende 2027 in Kraft treten.

Anlagen, die durch bauliche (z.B. ost-west anstatt südliche Orientierung) oder betriebliche Massnahmen (z.B. Steuerung von flexiblen Verbrauchern oder Einsatz von Batterien) die Mittagsspitzen reduzieren und ihren Strom gezielter einspeisen, würden bei stündlichen Preissignalen finanziell profitieren, was auch energiepolitisch sinnvoll wäre.

Anlagen welche durch solche Massnahmen einen höheren Marktwert generieren als der Referenzpreis würden mit den neuen Regeln mehr verdienen als mit dem fixen Quartalspreis, welcher ab 1.1.2026 gilt.

Die Einführung stündlicher Preissignale ist ein entscheidender Schritt hin zu einer effizienteren PV Marktintegration und wird die dringend benötigte Anreize für eine bedarfsgerechte Solarstromproduktion bringen.

Anderseits müssen wir davon ausgehen, dass der PV Marktwert mit steigendem PV Marktanteil noch weiter sinken wird – auch aufgrund der theoretischen Modelle aus dem ersten Teil dieser Serie. Zur langfristigen Sicherung von Investitionen in kritische Energie-Infrastruktur brauchen wir also ziemlich sicher noch weitere Massnahmen, welche wir in der nächsten Folge diskutieren werden.