PV wird erwachsen

Autoren: Bernhard Suter, Jörg Hofstetter

Die Stromproduktion aus Photovoltaik (Solar / PV) ist in der Schweiz sehr dezentralisiert mit ca. 250’000 netzgekoppelten Anlagen, wovon eine Mehrheit den Strom praktisch ungesteuert ins Netz einspeisen kann, also jederzeit so viel Strom liefert wie gerade anfällt. Diese Anlagen sind keine Akteure in der Steuerung des Stromnetzes, welche zum Beispiel durch aktive Teilnahme and den Strom- und Regelmärkten sicherstellen, dass Angebot und Nachfrage jederzeit ausgeglichen ist und kein Strom produziert wird, der nicht auch gebraucht werden kann.

Solange die PV Produktion insignifikant klein war und die verantwortlichen Teilnehmer im Stromnetz jegliches Ungleichgewicht jederzeit ausgleichen können, war dieses „jederzeit, je mehr desto besser“ Produktionsprinzip durchaus angebracht.

Aus natürlichen Gründen ist die PV Produktion sehr unregelmässig und stark auf wenige Stunden konzentriert. Auch wenn der Beitrag zur Jahresproduktion erst ca. 10% ausmacht, ist die PV Spitzenproduktion zur Mittagszeit an sonnigen Tagen im Sommer heute schon fast in der Grössenordnung des Gesamtverbrauches, wie wir z.B. in der obenstehenden Grafik sehen können (Siehe auch Original: Swiss Energy Charts (Mai 2025) ).

Mit den zum Erreichen der 2050 Netto-Null Ziele nötigen PV Ausbauraten erwarten wir, dass diese Produktionsspitzen um 0.5-1 GW pro Jahr weiter waches, bis diese in 2050 ca. das dreifache des schweizerischen Durchschnittsverbrauchs erreichen.

Es ist klar, dass jetzt, wo PV Produktion zu einem signifikanten Faktor im Schweizer (und europäischen) Stromnetz geworden ist, unkontrollierte und unlimitierte Einspeisung von PV ins Stromnetz nicht mehr tragbar ist. PV muss „erwachsen werden“ und  in Zukunft mehr Verantwortung für den geordneten Betrieb des Stromnetze übernehmen, wie dies andere ähnlich signifikante Produktionstechnologien auch heute schon tun.

Um in Zeiten von Überproduktion den Ausgleich von Produktion und Verbrauch sicherzustellen gibt es grundsätzlich zwei Gruppen von Mechanismen:

  • entweder die Produktion drosseln, bis diese dem Verbrauch entspricht (Abregelung)
  • oder den Verbrauch kurzfristig steigern durch das Aktivieren von zeitlich flexiblen Verbrauchern oder kurzfristigen Speichern (Flexibilität).

Im Folgenden zeigen wir welche politischen, wirtschaftlichen oder organisatorischen Massnahmen helfen können diese Mechanismen im Schweizer Stromnetz im nötigen Ausmass zu implementieren.

Im weiteren ignorieren wir bewusst die finanziellen Aspekte diese Änderungen, da diese vor allem von Marktentwicklungen und politischen Rahmenbedingungen abhängen. Das Erreichen der Ausbauziele erfordert jedoch, dass sich die Investition in PV Anlagen über die nächsten 25 Jahre weiterhin lohnen soll.

Massnahmen zur Drosselung der PV Produktion

Diese Massnahmen versuchen Anreize zu schaffen, dass während Zeiten von PV Überproduktion weniger Strom ins Netz eingespeist wird.

Alternative Ausrichtungen der PV Module

In unseren Breitegraden gilt eine Ausrichtung nach Süden mit einem Winkel von ca. 30-40 Grad als optimal für die Maximierung der Jahresproduktion. Dies führt jedoch zur höchsten Produktionsleistung gerade zur Mittagszeit an sonnigen Tagen im Sommer, wenn bereits ein Überschuss an PV Produktion besteht. Es wäre dem Stromsystem als ganzes gedient wenn PV Anlagen so ausgerichtet würden, dass diese mehr zu den Randzeiten wie morgens, abends oder im Winter produzieren als am Mittag und im Sommer. Eine steilere Ausrichtung der PV Anlage bis zu 90 grad (Fassaden-Anlagen oder Solarzäune) verschiebt die Produktion tendenziell vom Sommer in den Winter. Eine Ausrichtung nach Osten oder Westen verschiebt die Produktionsspitze vom Mittag hin zu Morgen respektive Abend.

Der Förderbonus von 400 Fr. (resp 300 Fr. Freiland) pro kW für Anstellwinkel ab 75 Grad ist ein Schritt zum Motivation von alternativen Ausrichtungen.

Bewertung: Alternative Ausrichtungen der PV Panels kann helfen den Beitrag einer Anlage zur globalen Leistungspitze am Mittag and sonnige Tagen im Sommer zu reduzieren und ev. zu Zeiten mehr Strom produzieren wenn dafür eine höhere Nachfrage besteht.

Statische Begrenzung der Einspeiseleistung

Die vermutlich einfachste Änderung des heutigen Referenzmodells welches zur Reduktion von PV Leistungsspitzen im Netz führen würde ist eine Beschränkung der maximalen Einspeiseleistung für PV Anlagen.

Da PV Anlagen in der Schweiz nur wenige Stunden mit voller Leistung laufen, dafür aber viele Stunden mit mittlere oder tiefer Leistung (ausgeprägte Jahreszeiten, wechselnde Bewölkung usw.) geht nur relative weniger des Jahresertrages an Energie verloren, wenn die Spitzenleistung etwas begrenzt wird (Daten basierend auf ENTSO-E Datenplattform):

Begrenzung
auf x % der Spitzenleistung		Verlust in
Jahresproduktion
in %		DC/AC Verhältnis
(siehe unten im Text)
80%1.3%1.25
70%3.8%1.4
60%8.2%1.7
50%14.7%2
40%23.9%2.5
30%36.5%3.3

Forscher der Berner Fachhochschule kommen zu ähnlichen Resultaten für individuelle PV Anlagen: https://www.bfh.ch/dam/jcr:9d37cc75-150d-4c07-9478-e8c76e4d2e50/paper-umsetzungsvorschlag-anreize-systemdienlichen-netzanschluss.pdf.

Die einfachste Form der Leistungsbegrenzung ist eine statisch konfigurierte Begrenzung der Leistung am Wechselrichter oder sogar der Einbau eines kleineren Wechselrichters und kleineren Netzanschlusses. Auf der Gleichstromseite der Anlage könnte trotzdem noch eine Batterie eingesetzt werden um den Eigenverbrauchsgrad zu erhöhen. Viele Anlagenbauer empfehlen heute schon ein Dimensionierung von Panel-Leistung zu Wechselrichter-Leistung (DC/AC Verhältnis) von 1.2-1.5 je nach Kosten der einzelnen Anlagenteile.

Eine kompliziertere Form ist die dynamische Leistungsabregelung mit einem Energiemanagementsystem, welches die Leistungsbegrenzung des Wechselrichters dynamisch steuert je nachdem wie gross der Eigenverbrauch gerade ist, so dass die Einspeiseleistung ins Netz zu keiner Zeit die vertragliche Limite übersteigt. Falls grosse Verbraucher wie z.B. EV Ladestationen plötzlich abschalten kann es jedoch zu unerwarteten kurzen Spitzen kommen, bis das Steuersystem darauf reagieren kann.

Einige Netzbetreiber bieten heute schon ein Einspeise Tarifmodell mit Leistungsbeschränkung an. Dabei scheint sich das “Top-40” Modell durchzusetzen: Leistungsbeschränkung auf 60% mit einer Erhöhung des Einspeisetarifes um 8%, was in etwa dem Produktionsverlust einer durchschnittlichen Anlage entspricht (siehe Tabelle oben):

Bewertung: Eine moderate Limitierung der maximalen Einspeiseleistung ist eine einfache und wirksame Massnahme, um die Produktionsspitzen im Netz etwas zu dämpfen, ohne dass dadurch in signifikantem Masse nutzbare Energie verloren geht. Das “Top-40” Modell könnte sich als neue Standardlösung durchsetzen, mit einen ausgewogenen Kosten/Nutzen Verhältnis.

Beim erwarteten PV Ausbau in 2050 ist die erwartete Spitzenleistung jedoch ca. 2-3 mal so gross wie die Nachfrage, was eine durchschnittliche Leistungsreduktion auf 30-50% erfordern würde. Dabei ginge jedoch ca. 30% der PV Jahresproduktion verloren. Diese Studie (https://www.strom.ch/de/perspective/solarstrom-krempelt-die-elektrische-energieversorgung-um) zeigt, dass eine Batterie mit 2h Dauer genügen würde, um diese Verluste praktisch wieder auszugleichen.

Fernsteuerung von PV Einspeisung durch Netzbetreiber

Ab 1.1.2026 dürfen Verteilnetzbetreiber bis zu 3% der Produktion unilateral abregeln, solange dies ausschliesslich zur Vermeidung von Kosten oder Überlastung im Verteilnetz dient. (Art 19, StromVV). Gemäss der obigen Tabelle entspricht dies in etwa einer Beschränkung der Einspeiseleistung auf 70-80%. Die neue Verordnung erlaubt auch eine bilaterale vertraglich geregelte und bezahlte Nutzung von verbrauchsseitiger Flexibilität durch die Verteilnetzbetreiber.

Bewertung: im Vergleich zu statischer Abregelung kann Fernabschaltung genau dann wenn nötig und im genaueren Ausmass eingesetzt werden, z.B. um die Produktion genau an den Verbrauch anzupassen.

Aktive Teilnahme am Strom und Regelmarkt

Viele kleine, dezentrale PV Anlagen können über Pooling zu logischen virtuellen Kraftwerken zusammengefasst werden, welche gross genug sind um direkt and den verschiedenen Strommärkten teilzunehmen.

Durch Teilnahme am Day-Ahead oder Intraday Spotmarkt kann sichergestellt werden, dass nur der Strom ins Netz eingespeist wird, der auch gebraucht wird und der Rest wird dynamisch abgeregelt oder lokal verbraucht oder gespeichert. Teilnahme am Regelmarkt öffnet neue alternative Einnahmequellen für die Betreiber von PV Anlagen und/oder Batteriespeichern.

Bewertung: Die volle Integration in den Mark für Systemdienstleistungen ist die technisch komplexeste Lösungsvariante erlaubt aber auch ein punktgenau Abstimmung von Produktion und Verbrauch und ermöglicht zusätzliche Einkommen im Besonderen für hybride PV und Batterie Anlagen.

Massnahmen zur zeitlichen Verschiebung von Verbrauch (Flexibilität)

Diese Massnahmen versuchen Anreize zu schaffen, dass mehr Strom verbraucht wird, wenn dieser gerade im Überfluss vorhanden ist.

Statisch zeitabhängige Tarife

Viele Netzbetreiber in der Schweiz bieten seit langem einen ein Grundtarif mit zwei Preisstufen: Hochtarif zur Tageszeit an Werktagen und Niedertarif nachts und an Wochenenden. Diese Traditionelle Tarifstruktur macht nur noch beschränkt Sinn, wenn heute oft zur Mittagszeit der grösste Stromüberschuss herrscht. Einige Netzbetreiber bieten alternative Tarifmodelle mit feineren zeitlichen Abstufungen:

Bewertung: Statisch zeitabhängige Tarife haben den Vorteil, dass diese einfach und statisch genug sind, dass auch Verbraucher ohne automatische Energiemanagement Systeme von diesen Profitieren könnten, z.B. durch Verhaltensänderungen oder den Einsatz von Schaltuhren.

Fernschaltung von flexiblen Verbrauchern durch Netzbetreiber

Die Fernschaltung von Verbrauchern, z.B. Warmwasser-Boiler oder Elektrospeicherheizungen haben bei vielen Netzbetreibern in der Schweiz eine lange Tradition. Es gibt jetzt auch neuere Tarifmodelle für Wärmepumpen oder EV Ladestationen, welche es dem Netzbetreiber erlauben diese Verbraucher an bis zu 1-2 Stunden pro Tag abzuschalten wenn die Gefahr einer Überlastung besteht:

Bewertung: Fernschaltungen habe den Vorteil, dass diese sehr genau, zuverlässig und bedarfsgereicht ausgeführt werden können, so lange die Vertraglichen Bedingungen auf der aktuellen Realität beruhen (z.B. erlaubte Schaltzeiten am Mittag oder Abend und nicht nur während der Nacht).

Dynamische Tarife

Die zur Zeit verfügbaren oder geplanten dynamischen Tarife für Kunden in der Grundversorgung basieren auf einem zeitlich variablen Bonus/Malus auf den Standardpreis, abhängig von der Netzauslastung und dem Börsenstrompreis. Die Preise können in 15 Minuten Intervallen variieren und die Preiskurven für einen bestimmten Tag werden in der Regel um eine bestimmte Zeit am Vortag publiziert – z.B. nach Schluss des Day-Ahead Strommarktes.

Im Extremfall kann ein dynamischer Tarif für den Energiekosten-Anteil direkt den Strommarkt abbilden (z.B. Day-Ahead oder Intraday Spot), wie dies für nicht an die Grundversorgung gebundene Grosskunden schon heute möglich ist (z.B. https://www.ckw.ch/energie/strom/strombeschaffung-fuer-marktkunden/garant-spotmarkt).

Dynamische Stromtarife richten sich an Kunden welche ein automatisches Gebäude Energiemanagementsystem (EMS) haben. Solche Steuersysteme lesen die aktuellen Tarife automatisch über eine online Schnittstelle und erstellen anhand der erwarteten Preise, Verbrauch und PV Produktion einen Fahrplan für den optimalen Betrieb aller flexiblen Verbraucher erstellt (z.B. Batteriespeicher, Wärmepumpen, EV Ladestationen etc.).

Bewertung: Dynamische Tarife erlauben Verbrauchern welche über ein automatisches Energiemanagement System verfügen eine optimale Bewirtschaftung ihres Zeitlich flexiblen Verbrauches inklusive der zeitlichen Optimierung des Eigenverbrauches aus einer PV Anlage, falls vorhanden.

Batteriespeicher

Batteriespeicher sind in beiden Richtungen flexibel. Beim Laden tragen sie zur Erhöhung des Verbrauches bei und beim Entladen zu einer Erhöhung der Produktion. Ausserdem eignen sich Batteriespeicher sehr gut dazu verschiedene Systemdienstleistungen zu erbringen, wie bereits die Erfahrung aus Australien, Kalifornien oder Texas zeigen.

Ab 1.1.2026 sind Batteriespeicher in der Schweiz von den Netzkosten befreit und somit den Pumpspeicherkraftwerken gleichgestellt. Dies gilt zu einem gewissen Teil auch für Verbraucherseitige Batterien (”behind the meter”).

Bewertung: Batteriespeicher können als Anbieter von Flexibilität fast beliebig skaliert werden, sind – wie wir hier bereits gezeigt haben – aber auch relativ teuer.

Fazit

Effektive Massnahmen zur gezielten Drosselung der PV Produktion and das Niveau der Nachfrage sind wichtig und dringend zur Gewährleistung der Langfristigen Stabilität des Stromnetzes. Wie wir gezeigt habe, gibt es dazu mehrere vielversprechende Ansätze.

Dass vor allem im Sommer ein zunehmender Teil der PV Stromproduktion abgeregelt werden muss ist in den verschiedenen Szenarien für die Energiewende bis 2050 bereits eingerechnet (oft budgetiert als “Export”).

Die Massnahmen zur Nutzung von Flexibilität habe das Potential, einen Teil dieser in den Szenarien bereits abgeschriebenen Stromproduktion nutzbar zu machen. Die zunehmende Elektrifizierung von Wärme und Verkehr bietet ein wachsendes Potential an Flexibilität, da diese Anwendungen ein eingebautes Speicherpotential besitzen (Batterien bzw. Wärmespeicher). Intelligente Markt- und Netzdienliche Nutzung dieser Flexibilität können zusätzliche Ersparnisse und Effizienzen bringen und die Gesamtkosten des neuen Energiesystems unter die heutigen Erwartungen senken würden.

Anhang

Kriterien der Systemintegration

Die folgende drei Begriffe werden oft gebrauch um zu beschreiben welche Kriterien eine Anlage erfüllen sollte um ein tragender und gewinnbringender Teil des Stromsystems zu sein:

  • Netzdienlichkeit: ein Verhalten welches Netzüberlastung und unnötige Ausbauten von Netzkapazität vor allem in den Verteilnetzen zu vermeiden hilft. Dies bedeutet in der Regel vor allem Lastspitzen zu vermeiden (peak shaving, peak shifting).
  • Marktdienlichkeit: ein Verhalten, welches zu einem geordneten und effizienten Strommarkt beiträgt Dies bedeutet in der Regel wenn immer möglich bei hohen Preisen die Produktion zu steigern bzw als Verbraucher den Verbrauch zu senken bzw. bei tiefen Preisen die Produktion zu reduzieren oder den Verbrauch zu steigern. Das Ziel sollte sein langfristig zu möglichst tiefen Preisen eine zuverlässige Stromversorgung zu ermöglichen (Maximierung der gesellschaftlichen Wohlfahrt)
  • Systemdienlichkeit: ein Verhalten welches dazu beiträgt das Stromnetz jederzeit operative zu stabilisieren z.B. durch Ausgleich der Leistungsbilanz oder Stabilisierung von Systemparametern wie Frequenz, Spannung oder Reduktion der Blindleistung. Dies ist oft eine Verantwortung/Privileg von grossen Kraftwerken oder Verbrauchern oder zum Teil auch von vielen kleinen, die sich als Pools organisieren und koordinieren.

Was bringt das neue Stromgesetz?

Auf Anfang 2026 treten einige Gesetzesänderungen in Kraft, welche helfen könnten einen netzdienlicheren und profitablen Betrieb von PV Anlagen zu fördern:

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