PV Einspeisung optimieren
Die aktuellen Veränderungen in Sachen Einspeisevergütung für Photovoltaik (siehe Sinkende Einspeisevergütung – was tun?) haben klar gemacht: Ohne Eigenverbrauch wirds eng.
Ist ja auch sinnvoll, dass der produzierte Strom vor Ort verbraucht wird. Der Strom ist so am günstigsten und verursacht keine Netzbelastung.
Die Realität sieht aber oft anders aus. Grosse Dachflächen für PV zu nutzen, auch wenn der Strom im Gebäude nicht verbraucht wird, war bisher durchaus üblich. Vor allem Dächer in der Landwirtschaft sind schön gross und geeignet für PV. Bloss der Stromverbrauch in der näheren Umgebung hält sich üblicherweise in Grenzen, mit dem Effekt, dass der Eigenverbrauchsanteil eher bescheiden ist.
Geringer Eigenverbrauch bedeutet hoher Anteil an Einspeisung und das rentiert sich ab 2026 in den meisten Netzgebieten nicht mehr.
Sofern für die Anlage nicht ein langfristiger fixer Strompreis vereinbart wurde, sei dies via KEV oder in einem PPA (power purchase agreement, Stromabnahmevertrag), ist jetzt Handeln angesagt.
Referenzmarktpreis
Auf 2026 haben die meisten VNB ihren Einspeisetarif an das gesetzliche Minimum angepasst: sie bezahlen nur noch den Referenzmarktpreis. Dieser basiert vom Grundsatz her auf dem Marktpreis für Solarstrom an der europäischen Strombörse und schwankt im Tages- und Jahresverlauf ziemlich wild. Für die Berechnung des Referenzmarktpreises wird der Börsenpreis mit den Produktionszahlen der Schweizer PV-Anlagen gewichtet und der Mittelwert pro Quartal berechnet. Diese gemittelten Marktpreise werden vom BFE periodisch publiziert und bilden die Grundlage für die Einspeise-Vergütung. Noch mehr wissenswertes zum Referenzmarktpreis gibts in meinem Blogpost zum Thema.
Im Winter ist der Referenzmarktpreis durchaus OK (10.4 Rp in 25Q1), im Sommer dagegen sehr tief (2.8 Rp 25Q2). Optimieren lässt sich da kaum etwas.
Dass in der Grafik die Referenzmarktpreise sichtbar unter dem Durchschnitt der Marktpreises liegen, hat mit der Gewichtung nach PV-Produktion zu tun. Zu Zeiten wo die PV-Anlagen produzieren, sind die Preises jeweils tiefer.
Dynamische Einspeisetarife
Nun ist aber ein Silberstreif in Sachen Einspeisung am Horizont sichtbar. Im Herbst 2025 hat der Bundesrat eine Änderung im Energiegesetz und der dazugehörigen Verordnung auf den Weg gebracht, welche die Energieversorger dazu verpflichtet, den Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung zu bezahlen. Diese Gesetzesänderung wird voraussichtlich auf den 1.1.2027 in Kraft treten.
Mich hat nun interessiert, wie wir als Anlagenbetreiber auf diese Änderung reagieren können, und was sich dabei in Sachen Rentabilität rausholen lässt. Darum habe ich mal etwas gerechnet.
Szenario Nichts tun
Zuerst eine Überlegung, was die Umstellung auf dynamische Einspeisetarife bedeutet, wenn wir an unserer Anlage nichts änderen. Dann werden wir zu gewissen Zeiten mehr vergütet bekommen als der bisherige Referenzmarktpreis, zu gewissen Zeiten aber auch weniger, bis hin zu negativen Tarifen.
Ein grosser Unterschied ist dabei nicht zu erwarten.
Summiert über ein Quartal sollte mit den stündlichen Tarifen in etwa der gemittelte Quartalswert, also der Referenzmarktpreis resultieren. Dies, sofern das Produktionsprofil der Anlage ungefähr dem schweizerischen Durchschnitt entspricht.
Ich habe das aufgrund von echten Anlagendaten und mit den Marktpreisen aus 2025 durchgerechnet und das Ergebnis ist im erwarteten Bereich: In unserem Beispiel resultiert ein Einspeise-Ergebnis, welches sogar 3.7% über dem Niveau mit Referenzmarktpreisen liegt. Woher die Abweichung kommt, ist schwierig zu sagen. Vielleicht liefert unsere Anlage zu sommerlichen Spitzenzeiten etwas weniger Leistung als der Durchschnitt in der Schweiz, was den Einfluss der sommerlichen Tiefpreise etwas verringert.
Szenario Abschalten
Im Sommer wird der stündliche Marktpreis zu gewissen Zeiten ins Negative sinken, das heisst man zahlt für jede eingespeiste kWh drauf. Im aktuellen Jahr 2026 hatten wir bis jetzt (Mitte Mai) bereits während 124 Stunden einen negativen Marktpreis. Im ganzen Jahr 2025 war das während 237 Stunden der Fall. Negativpreise sind also kein neues Phänomen, bloss haben sie sich bisher einfach im Mittelwert versteckt und sind so nicht deutlich in Erscheinung getreten.
Das ist mit den stündlichen Tarifen anders. Wenn wir nun zu bestimmten Zeiten fürs Einspeisen draufzahlen, können wir etwas tun, nämlich den Wechselrichter abschalten. Nichts einspeisen ist günstiger als draufzahlen.
Damit ergibt auch schon die einfachste Optimierungs-Variante: Sobald der Marktpreis negativ ist, schalten wir den Wechselrichter und damit die Einspeisung ab.
Schauen wir uns mal an, welchen Vorteil uns das gegenüber dem gemittelten Referenzmarktpreis verschafft.
Ich nehme für den Vergleich einen schönen Tag im Frühling 2025, den 11. Mai. In der Grafik ist gut sichtbar, wie der Marktpreis über Mittag in den Keller geht.
An diesem Tag können wir mit Abregeln der PV-Anlage unseren PV-Ertrag deutlich steigern, von einem Verlust von CHF 58 auf einen bescheidenen Ertrag von CHF 6.
Relevant ist natürlich, wie das über das ganze Jahr aussieht. Da ist der Effekt deutlich geringer und läuft für das ganze Jahr 2025 auf eine Erhöhung der Einnahmen von knapp 5% hinaus.
Technisch liesse sich eine solche Abregelung mit einem Energiemanagement System (EMS) umsetzen, welches die Strompreise für den nächsten Tag kennt und den verwendeten Wechselrichter via Feed-in management (FIM) steuern kann. Einige der einschlägigen Lösungen können das bereits oder arbeiten an einer Umsetzung. Der Effekt von 5% in 2025 ist jedoch etwas mager und würde den Aufwand für ein EMS nur knapp rechtfertigen. Wenn aber die Anzahl der Negativpreis-Stunden in Zukunft ansteigt, lohnt es sich dann doch, über Abregelung nachzudenken.
Szenario Speichern
Blosses Abschalten des Wechselrichters bringt also nicht besonders viel. Unschön am Abschalten der PV-Anlage ist ausserdem, dass wir damit Solarenergie verschenken. Mit einem Batteriespeicher könnten wir den Solarstrom zu Zeiten mit tiefen Preisen speichern, statt ihn einzuspeisen. Erst wenn der Einspeisetarif wieder attraktiver ist (z.B. Abends oder in der Nacht) speisen wir die Energie aus der Batterie ins Netz ein.
Schauen wir uns das wieder für unseren schönen Frühlingstag an. Sichtbar ist, dass wir hier den Speicher über Mittag, wenn der Strompreis negativ ist, laden, anstatt den Strom einzuspeisen. In den Abendstunden ab 16:00 ist der Preis deutlich höher und wir speisen so viel wie möglich dann ein, mit Spitzeneinspeisung um etwa 20:00.
Auf unseren Tag bezogen, der zumindest für 2025 ein Extrembeispiel darstellt, erzielen wir mit Speicherung erwartungsgemäss ein besseres Ergebnis als mit voller Einspeisung: wir verlieren an dem Tag nur noch knapp CHF 3 statt CHF 60. Um ein positives Ergebnis zu erreichen, müssten wir an einen solchen Tag zusätzlich die Anlage abregeln. In meiner einfachen Simulation habe ich diese Kombination bisher nicht gerechnet.
Spannend wird nun, wie sich der Einsatz von Speicher auf das ganze Jahr auswirkt. Die Vorteile sind erwartungsgemäss geringer als für unseren einzelnen Tag, lassen sich aber durchaus sehen. Der Einsatz eines 200 kWh Speichers hätte in 2025 einen Vorteil von etwa 60% gegenüber der ungesteuerten Einspeisung gebracht. Das ist ein recht ansehnlicher Wert, in Zahlen ausgedrückt, wären das für unsere Anlage über CHF 3000 zusätzliche Einnahmen pro Jahr.
Allerdings ist ein Batteriespeicher nicht gratis. Als grobe Abschätzung nehmen wir mal jährliche Kosten für unseren Speicher von CHF 6000 an. Wenn wir den Speicher nur zur Optimierung der Einspeisung einsetzen, machen wir damit CHF 3000 pro Jahr rückwärts. Allerdings ist unser Speicher übers Jahr gesehen mit der Einspeise-Optimierung auch nur zu etwa 50% ausgelastet. Das heisst, wir müssen den Speicher auch für andere Anwendungen wie Eigenverbrauchs-Optimierung, Spitzenbrechung oder Regelenergie einsetzen, sonst lohnt sich das nicht.
Fazit
Ein dynamischer Einspeisetarif ist für PV-Produzenten grundsätzlich als positiv zu werten, da er gegenüber der Vergütung zum Referenzmarktpreis Handlungsmöglichkeiten bietet.
Wie attraktiv eine Steuerung der Einspeisung oder der Einsatz eines Batteriespeichers zur Einspeise-Optimierung tatsächlich ist, hängt wesentlich von der Preisspanne im Tagesverlauf und von weiteren Einsatzbereichen des Speichers ab. Je grösser die Schwankungen der Einspeise-Preise, desto mehr lässt sich mit einem Batteriespeicher herausholen.
Für meine Berechnungen habe ich Preisinformationen aus dem Jahr 2025 verwendet. Wie das in der Zukunft aussehen wird, ist mit einer gewissen Unsicherheit verbunden. Das Jahr 2026 hat sich bisher von den Preisspannen her recht ähnlich entwickelt wie das Vorjahr, mit einer durchschnittlichen Preisspanne von 8 Rappen gegenüber 8.2 Rappen im gleichen Zeitraum in 2025.
Was sich sicher sagen lässt: Mit der Einführung von dynamischen Einspeise-Tarifen entsteht ein zusätzlicher Einsatzbereich für lokale Stromspeicher. Wie lohnend der Einsatz einer Batterie dafür wirklich ist, muss von Fall zu Fall geklärt werden.