Wie funktioniert die Differenzvergütung bei Solarstrom ab dem 1. Januar 2027 in der Schweiz?
Ab dem 1. Januar 2027 bleibt die gesetzliche Minimalvergütung für kleinere Photovoltaikanlagen bestehen. Sie wird jedoch nicht mehr als fixer Vergütungssatz ausbezahlt, sondern über eine sogenannte Differenzvergütung sichergestellt. In diesem Fachartikel zeige ich, wie diese berechnet wird, welche Rolle der Referenz-Marktpreis dabei spielt und welche wirtschaftlichen Auswirkungen das neue System langfristig auf Photovoltaikanlagen haben könnte.
In diesem Artikel gehe ich bewusst etwas tiefer in das neue Vergütungssystem ein. Neben der konkreten Berechnung möchte ich auch meine derzeitige Einschätzung dazu teilen, wie sich die Differenzvergütung langfristig entwickeln könnte und was dies für die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen bedeutet.
Wer zunächst wissen möchte, wie viel Vergütung für eingespeisten Solarstrom heute und künftig grundsätzlich möglich ist, findet dazu den Artikel «Wie viel bekomme ich für meinen Solarstrom?». Wenn Sie zuerst verstehen möchten, was sich bei der Vergütung ab dem 1. Januar 2027 grundsätzlich ändert, empfehle ich den Artikel «Was verändert sich bei der Vergütung von Solarstrom ab dem 1. Januar 2027 in der Schweiz?». Wie hoch die gesetzliche Minimalvergütung für die eigene Anlage ausfällt und wie diese berechnet wird, erläutere ich im Artikel «Wie wird die Minimalvergütung für Solarstrom in der Schweiz berechnet?».
Hier konzentriere ich mich auf die Differenzvergütung selbst. Zunächst schauen wir uns an, wie sie zustande kommt. Anschliessend geht es um die Wechselwirkung zwischen Solarstromproduktion und Marktpreis und um die Frage, wie sich die Differenzvergütung langfristig entwickeln könnte. Zum Schluss möchte ich einordnen, was diese Entwicklung für zukünftige Investitionen in Photovoltaik und die Planung von Energiesystemen bedeuten kann.
Für wen ist die Differenzvergütung bei Solarstrom ab 2027 relevant?
Die Differenzvergütung steht in direktem Zusammenhang mit der gesetzlichen Minimalvergütung (Art. 12a EnV). Liegt der Referenz-Marktpreis des vorangehenden Quartals darunter, entsteht eine Differenzvergütung (Art. 15 Abs. 1bis EnG).
Wie hoch diese ausfallen kann, hängt auch von der Anlagengrösse ab. Für Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von weniger als 30 kWp gilt eine Minimalvergütung von 6 Rp./kWh. Ab 30 kWp bis zu einer Leistung von weniger als 150 kWp nimmt die Minimalvergütung mit zunehmender Anlagenleistung ab. Damit fällt auch die mögliche Absicherung über die Differenzvergütung geringer aus. Ab 150 kWp besteht keine gesetzliche Minimalvergütung und somit auch keine Differenzvergütung.
Warum wird die Differenzvergütung für Solarstrom ab 2027 eingeführt?
Ab dem 1. Januar 2027 wird die Vergütung von eingespeistem Solarstrom stärker an den Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung gekoppelt. Diese Regelung kommt zur Anwendung, wenn sich Netzbetreiber und Produzenten nicht auf eine andere Vergütung einigen können. In einzelnen Stunden können die Strompreise sehr tief oder sogar negativ ausfallen.
Damit Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von weniger als 150 kWp weiterhin eine gewisse Absicherung erhalten, bleibt die gesetzliche Minimalvergütung bestehen (Art. 12a EnV). Sie wird jedoch nicht mehr als fixer Vergütungssatz für jede eingespeiste Kilowattstunde ausbezahlt. Stattdessen wird sie über eine Differenzvergütung berücksichtigt (Art. 15 Abs. 1bis EnG).
Damit verbindet das neue System zwei Elemente: Einerseits bleibt eine gewisse Absicherung gegenüber tiefen Marktpreisen bestehen. Andererseits bleibt das Preissignal des Strommarktes erhalten. Dadurch spielt es eine grössere Rolle, wann Solarstrom eingespeist wird und welchen Wert dieser Strom zu diesem Zeitpunkt am Markt hat.
Wie funktioniert die Differenzvergütung ab dem 1. Januar 2027?
Die grundsätzliche Änderung der Vergütung habe ich bereits im Artikel «Was verändert sich bei der Vergütung von Solarstrom ab dem 1. Januar 2027 in der Schweiz?» erläutert. Hier möchte ich deshalb genauer zeigen, wie die Differenzvergütung zustande kommt.
Zunächst wird der eingespeiste Solarstrom zum Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung vergütet. Damit spielt es künftig eine grössere Rolle, wann der Strom ins öffentliche Netz eingespeist wird. Gerade während sonniger Mittagsstunden können die Preise tief oder sogar negativ sein, weil gleichzeitig grosse Mengen Solarstrom produziert werden. Zu anderen Tageszeiten können die Marktpreise hingegen deutlich höher liegen.
Daraus ergeben sich auch neue Möglichkeiten. Ein Energiemanagementsystem kann den Marktpreis berücksichtigen und beispielsweise Batteriespeicher oder steuerbare elektrische Verbraucher entsprechend ansteuern. So kann Solarstrom gezielter selbst genutzt oder gespeichert werden, wenn eine Einspeisung ins öffentliche Netz gerade weniger attraktiv ist.
Gleichzeitig bleibt für Photovoltaikanlagen mit weniger als 150 kWp die gesetzliche Minimalvergütung bestehen (Art. 12a EnV). Für eine Photovoltaikanlage mit weniger als 30 kWp beträgt sie 6 Rp./kWh.
Das bedeutet ab 2027 jedoch nicht, dass jede einzelne eingespeiste Kilowattstunde automatisch mit mindestens 6 Rp./kWh vergütet wird. Die Absicherung bleibt bestehen, ihre Umsetzung verändert sich jedoch. Die Minimalvergütung dient künftig als Vergleichswert für die Berechnung der Differenzvergütung.
Entscheidend ist nun der Referenz-Marktpreis. Dieser wird quartalsweise ermittelt. Für Photovoltaik basiert er auf den Day-Ahead-Marktpreisen für das Marktgebiet Schweiz, gewichtet nach der Photovoltaikeinspeisung zu den jeweiligen Zeitpunkten.
Für die Differenzvergütung wird der Referenz-Marktpreis des vorangehenden Quartals mit der gesetzlichen Minimalvergütung verglichen. Liegt er darunter, entspricht die Differenz zwischen diesen beiden Werten der Differenzvergütung für das folgende Quartal.
Wie die Berechnung funktioniert, lässt sich am einfachsten an einem konkreten Beispiel zeigen. Für eine Photovoltaikanlage mit weniger als 30 kWp beträgt die gesetzliche Minimalvergütung 6 Rp./kWh. Der Referenz-Marktpreis für Photovoltaik lag im zweiten Quartal 2025 bei 2,759 Rp./kWh.
Die Differenz beträgt damit 3,241 Rp./kWh beziehungsweise gerundet 3,24 Rp./kWh. Diese 3,24 Rp./kWh bilden die Differenzvergütung für das folgende dritte Quartal. Damit wird auch der zeitliche Zusammenhang deutlich: Der Referenz-Marktpreis des vorherigen Quartals bestimmt, wie hoch die Differenzvergütung im nächsten Quartal ausfällt.
Im folgenden Quartal wird die Differenzvergütung zusätzlich zum jeweiligen Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung berücksichtigt. In unserem Beispiel beträgt sie während des dritten Quartals 3,24 Rp./kWh.
Liegt der Marktpreis zu einem bestimmten Zeitpunkt beispielsweise bei 5,86 Rp./kWh, ergibt sich eine Vergütung von rund 9,10 Rp./kWh. Die Differenzvergütung bleibt während des Quartals gleich, während sich der Marktpreis laufend verändert. Dadurch bleibt das Preissignal des Strommarktes erhalten, während die gesetzliche Minimalvergütung weiterhin als Absicherung berücksichtigt wird.
Die Differenzvergütung verbindet damit die aktuelle Marktsituation mit der gesetzlichen Absicherung für kleinere Photovoltaikanlagen. Wie hoch sie ausfällt, hängt jedoch nicht allein von der Minimalvergütung ab. Entscheidend ist auch, zu welchen Marktpreisen Solarstrom ins Netz eingespeist wird und wie stark diese Preise bei der Berechnung des Referenz-Marktpreises ins Gewicht fallen. Genau dieses Zusammenspiel wird für die langfristige Entwicklung der Differenzvergütung interessant.
Wann Photovoltaikanlagen Strom produzieren, wie hoch die Marktpreise während dieser Produktionszeiten sind und wie sich der daraus gebildete Referenz-Marktpreis auf die Differenzvergütung des folgenden Quartals auswirkt.
Schafft sich die Differenzvergütung selbst ab?
An diesem Punkt möchte ich bewusst zwischen dem gesetzlich festgelegten Mechanismus und meiner eigenen Einschätzung zur möglichen langfristigen Entwicklung unterscheiden. Die folgenden Überlegungen sind keine Prognose und auch keine feststehende Folge des neuen Vergütungssystems. Sie entsprechen meinem momentanen Verständnis der heutigen Rahmenbedingungen und der Frage, wie Anlagenbetreibende künftig auf die neuen Preissignale reagieren könnten.
Entscheidend ist für mich die volumengewichtete Berechnung des Referenz-Marktpreises. Vereinfacht gesagt werden die Marktpreise eines Quartals nicht einfach gleich gewichtet. Es spielt auch eine Rolle, wie viel Photovoltaikstrom zu den jeweiligen Marktpreisen ins Netz eingespeist wurde.
Gerade während sonnenreicher Mittagsstunden wird viel Solarstrom produziert. Gleichzeitig können die Marktpreise aufgrund des hohen Stromangebots genau in diesen Stunden sehr tief oder sogar negativ sein. Werden zu diesen Preisen grosse Mengen Solarstrom eingespeist, erhalten die tiefen Preise bei der Berechnung des Referenz-Marktpreises entsprechend viel Gewicht.
Genau hier könnte das neue Vergütungssystem langfristig eine Veränderung auslösen. Tiefe Marktpreise schaffen einen stärkeren Anreiz, Solarstrom nicht einfach ins öffentliche Netz einzuspeisen. Stattdessen kann er direkt selbst genutzt, in einem Batteriespeicher zwischengespeichert oder lokal vermarktet werden. Gleichzeitig können flexible Verbraucher gezielt in Zeiten mit viel verfügbarem Strom betrieben werden. Werden diese Möglichkeiten künftig stärker genutzt, könnte während besonders tiefer oder negativer Marktpreise weniger Solarstrom ins Netz eingespeist werden.
Wenn die neuen Anreize das Einspeiseverhalten verändern, könnte dadurch langfristig auch der Referenz-Marktpreis steigen und die Differenzvergütung sinken.
Wenn bei besonders tiefen Marktpreisen weniger Solarstrom eingespeist wird, könnten genau diese Preise bei der Volumengewichtung weniger Gewicht erhalten. Meine Überlegung ist deshalb, dass der Referenz-Marktpreis langfristig höher ausfallen könnte, wenn solche Reaktionen in grossem Umfang stattfinden.
Und genau hier wird es für die Differenzvergütung interessant. Steigt der Referenz-Marktpreis näher an die gesetzliche Minimalvergütung heran, wird die Differenz zwischen beiden Werten kleiner. Entsprechend fällt auch die Differenzvergütung im folgenden Quartal geringer aus. Liegt der Referenz-Marktpreis auf oder über der Minimalvergütung, gibt es keine Differenz mehr, die zusätzlich zum Marktpreis ausgeglichen werden muss.
In diesem Sinne könnte sich die Differenzvergütung langfristig teilweise selbst überflüssig machen. Das wäre aus meiner Sicht nicht unbedingt negativ. Es könnte darauf hindeuten, dass die geschaffenen Anreize funktionieren und Solarstrom zunehmend dort genutzt, gespeichert oder vermarktet wird, wo er entsteht. Die Wertschöpfung würde sich damit stärker von der reinen Einspeisung ins öffentliche Netz hin zur lokalen Nutzung verschieben.
Gleichzeitig gibt es Entwicklungen, die diesem Effekt entgegenwirken können. Insbesondere der weitere Ausbau der Photovoltaik kann dazu führen, dass während sonnenreicher Stunden noch mehr Strom gleichzeitig produziert wird und die Marktpreise dadurch unter Druck bleiben. Wie sich der Referenz-Marktpreis tatsächlich entwickeln wird, hängt deshalb vom Zusammenspiel vieler Faktoren ab und lässt sich heute nicht abschliessend beurteilen.
Ich würde deshalb nicht davon ausgehen, dass eine heute hohe Differenzvergütung über die gesamte Lebensdauer einer Photovoltaikanlage bestehen bleibt. Wenn die beschriebenen Mechanismen greifen, könnte die Differenzvergütung langfristig kleiner werden oder in einzelnen Quartalen vollständig entfallen. Das wäre jedoch nicht zwingend ein Nachteil, wenn gleichzeitig mehr Wert durch Eigenverbrauch, Speicherung und lokale Nutzung des Solarstroms entsteht.
Was bedeutet das für zukünftige Investitionen?
Die technischen Lösungen für die zukünftigen Herausforderungen sind bereits heute vorhanden. Solarstrom kann direkt genutzt, in Batteriespeichern zwischengespeichert, für Wärme und Kälte eingesetzt, zum Laden von Elektrofahrzeugen verwendet oder innerhalb von Liegenschaften und lokalen Energiegemeinschaften geteilt werden. Energiemanagementsysteme helfen dabei, Produktion und Verbrauch aufeinander abzustimmen und die vorhandene Energie möglichst sinnvoll zu nutzen.
Für mich bedeutet das, dass wir eine Photovoltaikanlage künftig nicht mehr isoliert betrachten sollten. Sie ist Teil eines grösseren Energiesystems, in dem Produktion, Speicherung, Umwandlung und Nutzung von Energie zusammenspielen. Genau diese Wechselwirkungen sollten bereits bei der Planung berücksichtigt werden. Dabei geht es nicht darum, möglichst viele Technologien einzusetzen, sondern für jede Liegenschaft die Lösungen miteinander zu verbinden, die tatsächlich sinnvoll sind.
Gerade mit dem weiteren Ausbau der Photovoltaik wird diese gesamtheitliche Betrachtung wichtiger. Die Antwort auf begrenzte Netzkapazitäten und tiefe Marktpreise sollte aus meiner Sicht nicht weniger Solarenergie sein. Vielmehr sollten wir die Möglichkeiten, die uns heute bereits zur Verfügung stehen, besser nutzen und Energie vermehrt dort verwenden, speichern und teilen, wo sie produziert wird. Wenn wir Energiesysteme ganzheitlich planen, können aus einzelnen Technologien Lösungen entstehen, die gemeinsam deutlich mehr bewirken.
Photovoltaik nicht isoliert planen. Energieproduktion, Speicherung, Umwandlung und Nutzung sollten möglichst früh gemeinsam betrachtet werden. Je besser die verschiedenen Systeme und Fachdisziplinen aufeinander abgestimmt sind, desto mehr des produzierten Solarstroms kann sinnvoll genutzt werden und desto geringer wird die Abhängigkeit von der Vergütung für die reine Netzeinspeisung.
Wie könnte das Energiesystem Ihrer Liegenschaft aussehen?
Jede Liegenschaft bringt andere Voraussetzungen und Möglichkeiten mit. Gerne betrachten wir gemeinsam mit Ihnen das gesamte Energiesystem und zeigen auf, wie Photovoltaik, Batteriespeicher, Elektromobilität, Wärme, Kälte und Energiemanagement sinnvoll zusammenspielen können.
Fragen zu diesem Thema:
Ja. Die gesetzliche Minimalvergütung bleibt bestehen. Neu wird sie jedoch nicht mehr als fixer Vergütungssatz ausbezahlt, sondern über eine sogenannte Differenzvergütung sichergestellt. Die neue Differenzvergütung fördert den Eigenverbrauch und die lokale Nutzung von Solarstrom. Dadurch werden die Stromnetze entlastet und erneuerbare Energien effizienter integriert. Mehr dazu erfahren Sie im Artikel «Wie funktioniert die Differenzvergütung ab dem 1. Januar 2027?».
Nein. Die gesetzliche Minimalvergütung gilt nur für Photovoltaikanlagen bis 150 kWp. Für grössere Anlagen besteht kein gesetzlicher Anspruch auf eine Minimalvergütung.
Ja. Mit der stärkeren Orientierung der Einspeisevergütung am tatsächlichen Spotmarktpreis können künftig zeitweise sehr tiefe oder sogar negative Strompreise auftreten. Dadurch wird die Einspeisung von überschüssigem Solarstrom in diesen Stunden wirtschaftlich deutlich weniger attraktiv. Kleinere Photovoltaikanlagen werden durch die Differenzvergütung zunächst teilweise vor diesen Preisschwankungen geschützt.
Die Differenzvergütung orientiert sich an einer Referenzanlage und wird regelmässig überprüft. Langfristig schafft dieses System Anreize, Photovoltaikanlagen zu optimieren, den Eigenverbrauch zu erhöhen und Technologien wie Batteriespeicher oder Energiemanagementsysteme einzusetzen.
Deshalb gewinnen der Eigenverbrauch und die lokale Nutzung von Solarstrom zunehmend an Bedeutung. Wer möglichst viel Solarstrom direkt nutzt, in einem Batteriespeicher zwischenspeichert oder innerhalb einer Energiegemeinschaft lokal verkauft, macht sich unabhängiger von schwankenden Marktpreisen, verbessert die Wirtschaftlichkeit der Photovoltaikanlage und entlastet gleichzeitig das Stromnetz.
Mehr Informationen zur neuen Differenzvergütung finden Sie in unserem Artikel «Wie funktioniert die Differenzvergütung ab dem 1. Januar 2027?».
Ja. Die Wirtschaftlichkeit einer Solaranlage hängt heute nicht mehr nur von der Einspeisevergütung ab. Der grösste finanzielle Nutzen entsteht häufig durch den Eigenverbrauch, also die direkte Nutzung des Solarstroms im eigenen Gebäude. Je nach Gebäudetyp, Verbrauchsprofil und Strompreis liegen typische Amortisationszeiten heute oft zwischen 3 und 9 Jahren. Je höher der Eigenverbrauch und die lokale Nutzung oder Vermarktung des Solarstroms, desto schneller amortisiert sich die Investition.
Die Einspeisevergütung orientiert sich heute in den meisten Netzgebieten am quartalsweise gemittelten Referenzmarktpreis (EPEX Spot, Day-Ahead). Da bei hoher Sonneneinstrahlung viele Anlagen gleichzeitig einspeisen, entsteht ein Überangebot und der Marktpreis fällt – der sogenannte Kannibalisierungseffekt. Ab 2027 wird die Vergütung noch stärker an den Marktwert gekoppelt, wodurch zeitweise auch sehr tiefe oder sogar negative Preise auftreten können.
Das neue System benachteiligt nicht automatisch bestimmte Photovoltaikanlagen. Anlagen, die einen grossen Teil ihres Solarstroms unabhängig vom jeweiligen Marktpreis ins Netz einspeisen, sind jedoch stärker von den Marktpreisen während ihrer Produktionszeiten abhängig.
Anlagen mit einem hohen Eigenverbrauch oder Möglichkeiten zur flexiblen Nutzung können dagegen stärker auf tiefe Marktpreise reagieren. Dadurch könnte die Art und Weise, wie der produzierte Solarstrom genutzt wird, künftig einen grösseren Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit einer Anlage haben.
Nicht zwingend. Ein Batteriespeicher ist nur eine Möglichkeit, flexibler auf unterschiedliche Marktpreise zu reagieren. Auch ein hoher direkter Eigenverbrauch oder die gezielte Steuerung von Verbrauchern kann dazu beitragen, weniger Solarstrom während besonders tiefer Marktpreise einzuspeisen.
Ob sich ein Batteriespeicher wirtschaftlich lohnt, muss deshalb für jede Liegenschaft individuell betrachtet werden. Entscheidend ist das Zusammenspiel des gesamten Energiesystems und nicht das Vorhandensein einer einzelnen Technologie.
Von der Differenzvergütung profitieren Betreiberinnen und Betreiber von Photovoltaikanlagen, für die eine gesetzliche Minimalvergütung besteht. Liegt der Referenz-Marktpreis des vorherigen Quartals unter dieser Minimalvergütung, wird die entsprechende Differenz im folgenden Quartal zusätzlich berücksichtigt.
Wie gross diese Absicherung ausfallen kann, hängt auch von der Anlagengrösse ab, da die gesetzliche Minimalvergütung nicht für alle Photovoltaikanlagen gleich hoch ist.
Zusätzliche wirtschaftliche Möglichkeiten ergeben sich insbesondere für Anlagen, bei denen der produzierte Solarstrom flexibel genutzt werden kann. Dazu können ein hoher Eigenverbrauch, Batteriespeicher, Energiemanagementsysteme oder lokale Energielösungen beitragen.
Solche Anlagen können stärker auf die jeweiligen Marktbedingungen reagieren und die Einspeisung während besonders tiefer oder negativer Marktpreise reduzieren. Entscheidend ist deshalb zunehmend nicht nur die produzierte Strommenge, sondern auch, wann und wie der Solarstrom genutzt wird.
Photovoltaikanlagen produzieren im Sommer in der Regel deutlich mehr Strom als im Winter. Auch innerhalb eines Tages konzentriert sich die Produktion auf die sonnenreichen Stunden. Wenn viele Anlagen gleichzeitig viel Strom produzieren und einspeisen, steigt das Stromangebot. Je nach Nachfrage können die Marktpreise gerade während dieser Zeiten entsprechend tief oder sogar negativ sein.
Für den Referenz-Marktpreis ist dieses Zusammenspiel besonders relevant, weil die Marktpreise anhand der eingespeisten Solarstrommengen gewichtet werden. Marktpreise während Zeiten mit hoher Solarstromeinspeisung haben dadurch einen stärkeren Einfluss als Preise während Zeiten mit geringer Einspeisung.
Nein. Die Jahreszeit allein bestimmt nicht die Höhe der Differenzvergütung. Entscheidend ist das Zusammenspiel aus Solarstromproduktion, eingespeister Strommenge und den jeweiligen Marktpreisen.
Ein Quartal mit hoher Solarstromproduktion und gleichzeitig tiefen Marktpreisen kann zu einem tiefen Referenz-Marktpreis führen. Liegt dieser unter der gesetzlichen Minimalvergütung, kann daraus eine höhere Differenzvergütung für das folgende Quartal entstehen. Umgekehrt fällt die Differenzvergütung kleiner aus oder entfällt, wenn der Referenz-Marktpreis näher an oder über der gesetzlichen Minimalvergütung liegt.