Meilensteine Teil 2

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Teil 1 erschien Mitte Mai hier: https://solarmedia.blogspot.com/2026/05/meilensteine-der-solarwirtschaft-nicht.html  

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Neues Vergütungsmodell schafft Marktanreize für Solarstromproduktion

 

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Ab 2027 haben Verteilnetzbetreiber die Möglichkeit, den Solarstrom nach dem Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung zu vergüten. Das neue Vergütungsmodell schafft Anreize, Solarstrom dann ins Netz einzuspeisen, wenn er tatsächlich gebraucht wird. Bei tiefen Strompreisen kann der Strom stattdessen im Quartier verkauft oder in Batterien gespeichert werden.

Der Bundesrat hat am 28.Mai die Umsetzung der neuen Abnahme- und Vergütungspflicht für Strom aus erneuerbaren Energien vorgestellt. Gemäss dem Parlamentsbeschluss vom Herbst 2025 richtet sich die Vergütung künftig nicht mehr nach dem vierteljährlichen Referenzmarktpreis, sondern nach dem stündlichen Spotmarktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung. Damit entsteht ein klarer Anreiz, Solarstrom bei tiefen Preisen nicht ins vorgelagerte Netz einzuspeisen, sondern lokal zu speichern oder direkt zu nutzen.
 
Betreibende kleiner Photovoltaikanlagen mit einer Leistung unter 150 kW erhalten zusätzlich einen Investitionsschutz in Form einer Minimalvergütungsprämie. Falls der vierteljährliche Referenzmarktpreis im Mittel unter der gesetzlich festgelegten Minimalvergütung liegt, entspricht die Prämie der Differenz zwischen Referenzmarktpreis und Minimalvergütung pro eingespeister Kilowattstunde und wird rückwirkend vergütet. Mit diesem Modell profitieren Produzenten insbesondere dann, wenn sie bei negativen Strompreisen nicht ins Netz einspeisen, sind aber gleichzeitig dank der Minimalvergütung im Mittel vor negativen Preisen geschützt.  
 
Gemäss Bundesratsbeschluss wird die Gesetzesänderung per 1. Januar 2027 mit einer Übergangsfrist von einem Jahr in Kraft treten. Anzumerken ist, dass die Verteilnetzbetreiber weiterhin höhere Vergütungen bezahlen dürfen. Swissolar geht davon aus, dass viele Netzbetreiber von dieser Möglichkeit Gebrauch machen werden.  

Batteriespeicher erhöhen den Eigenverbrauch
Für Betreiberinnen und Betreiber von Photovoltaikanlagen kann das neue Vergütungsmodell erhebliche Auswirkungen haben, insbesondere bei geringem Eigenverbrauch. Sie sind künftig stärker den tiefen Strommarktpreisen an sonnigen Tagen ausgesetzt.  
 
Mit einem Batteriespeicher lässt sich Solarstrom gezielt über Mittag speichern und später am Abend nutzen oder ins Netz einspeisen, wenn die Strompreise höher sind. Sinkende Batteriepreise machen diese Lösung zunehmend attraktiv. Entsprechend entscheiden sich immer mehr Besitzerinnen und Besitzer von Solaranlagen auch nachträglich für einen Speicher.

Gemeinsam den Eigenverbrauch steigern
Zusätzliche Möglichkeiten bieten Modelle wie der Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV) oder lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG). Dabei wird Solarstrom innerhalb eines Quartiers lokal genutzt und verkauft, statt über den Netzbetreiber auf dem Strommarkt verkauft zu werden. Das erhöht den Eigenverbrauch und entlastet gleichzeitig die Stromnetze.
 
Swissolar fordert freien Zugang zu Börsenstrompreisen
Damit Anlagenbetreiber das neue Vergütungsmodell optimal nutzen können, braucht es einen einfachen Zugang zu den relevanten Marktdaten. Swissolar fordert deshalb vom Bundesamt für Energie (BFE):

• Die Day-Ahead-Strompreise für den Schweizer Markt müssen im BFE-Dashboard öffentlich dargestellt werden.
• Es braucht eine frei zugängliche Datenschnittstelle (API) für den automatischen Abruf der Preise.

Diese Daten ermöglichen es Energiemanagementsystemen, Batteriespeicher und Verbrauch intelligent zu steuern, damit Solarstrom bei tiefen Preisen lokal genutzt oder gespeichert werden kann. 

Quelle: Swissolar      ^^^ Nach oben

Intersolar Europe 2026: Großspeicher und PV-Hybridanlagen im Fokus

Die Energiewende ist in eine neue Phase eingetreten. Wind- und Solarenergie wachsen dynamisch, doch Erzeugung allein reicht nicht mehr aus. Entscheidend ist, erneuerbaren Strom bereitzustellen, wenn Netz, Markt und Verbraucher ihn benötigen.

Genau diese Entwicklung greift die Intersolar Europe 2026 auf: Großspeicher und PV-Batteriespeicher-Hybridanlagen stehen im Fokus, weil sie Strom zeitlich verschieben, Netze entlasten und neue Perspektiven für die Solarbranche eröffnen.

Großspeicher für mehr Flexbilität

Besonders sichtbar wird dieser Bedarf im Strommarkt. In Stunden mit hoher PV-Erzeugung sinken die Preise stark, während erneuerbarer Strom abgeregelt werden muss. Abends steigt der Verbrauch, während die Solarstromproduktion zurückgeht. Das Problem ist nicht ein Zuviel an Solarstrom, sondern zu wenig Flexibilität. Großspeicher (eng. Battery Energy Storage Systems – BESS) nehmen Strom auf, wenn viel erneuerbare Energie verfügbar ist, und speisen ihn später wieder ein. So reduzieren sie Abregelung und verbessern die Integration.

Auch für die Systemstabilität gewinnen Großspeicher und moderne Leistungselektronik an Bedeutung. Wenn konventionelle Kraftwerke zurückgehen, müssen erneuerbare Anlagen und Batteriespeicher künftig mehr Aufgaben im Netz übernehmen, etwa Frequenzhaltung und Spannungsstützung. Flexibilität ist damit nicht nur eine Frage der Wirtschaftlichkeit, sondern auch Voraussetzung für Versorgungssicherheit.

Speicher als Geschäftsmodell

Gleichzeitig verbessert sich der Business Case. Sinkende Batteriekosten, stärkere Preisschwankungen und neue Marktrollen schaffen Erlöspotenziale. Speicher können bei niedrigen oder negativen Preisen laden und bei höherem Preisniveau ausspeisen. Hinzu kommen Erlöse aus Märkten für Systemdienstleistungen wie Regelenergie. So wird aus einer technischen Ergänzung eine Schlüsselelement der erneuerbaren Energieinfrastruktur mit realen Geschäftsmodellen.

Photovoltaik gemeinsam weiterdenken

PV-BESS-Hybridanlagen führen diesen Ansatz weiter. Sie verbinden Solarstromerzeugung und Batteriespeicher an einem gemeinsamen Netzanschlusspunkt und nutzen Infrastruktur wie Trafostationen, Verkabelung und Steuerung gemeinsam. Solarstrom kann direkt eingespeist, zwischengespeichert oder später vermarktet werden. Das nutzt knappe Netzkapazitäten besser und reduziert Abregelungsverluste.

Damit verschiebt sich der Fokus der Solarbranche: Nicht mehr allein die installierte Leistung entscheidet, sondern die Qualität der Integration. Wer Photovoltaik wirtschaftlich und netzdienlich betreiben will, muss Speicher, Steuerung, Marktmechanismen und Netzinfrastruktur gemeinsam denken. Diese Schnittstellen stehen im Zentrum der Intersolar Europe.

Intersolar Europe 2026

Die Intersolar Europe 2026 zeigt vom 23. bis 25. Juni auf der Messe München, wie Photovoltaik, Großspeicher und Hybridanlagen die nächste Phase des Solarmarktes prägen. Als weltweit führende Fachmesse für die Solarwirtschaft bringt sie zentrale Akteure der Branche zusammen.

Ergänzend vertieft die Intersolar Europe Conference am 22. und 23. Juni 2026 im ICM München Themen wie PV-Großanlagen, Märkte, Speicher und Hybridisierung.

Konferenzen und Foren

Vor der Messe finden am 22. und 23. Juni 2026 die Konferenzen im ICM München statt. Die Intersolar Europe Conference, ees Europe Conference, Power2Drive Europe Conference und EM-Power Europe Conference richten sich an Unternehmen, Investoren, Energieversorger, Projektentwickler, Politik und Forschung. Erwartet werden rund 2.600 Teilnehmende. Ergänzend bieten die Messeforen an allen Messetagen praxisnahe Vorträge zu Kraftwerkstechnologien, Prosuming, Netzintegration und flexiblen Energiesystemen. So wird München zum Treffpunkt für alle, die Europas Energieversorgung sicherer, günstiger und widerstandsfähiger machen wollen.

Quelle: Solar Promotion GmbH

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Ein Gespenst geht um in der Energiepolitik - oder sieht so Hoffnung aus?

In der energiepolitischen Diskussion, insbesondere auch in der Schweiz, ist dieses Gespenst fast schon allgegenwärtig und bald Gegenstand einer Volksabstimmung. Unzählige, ja allzu viele Institutionen und deren Exponenten haben sich bereits darauf eingeschossen, dass so genannte Small Modular Reactors (SMR), die Energieversorgung bald ergänzen sollen. Einen erhellenden Beitrag dazu geliefert hat kürzlich die Neue Zürcher Zeitung (NZZ),die die sogenannten Mini-AKW als Hoffnungsträger bezeichnete, dann aber eine fast unendliche Argumentationskette entspann, die all die Schwierigkeiten mit diesen SMR sehr eindrücklich aufzeigte. Sie seien hier als Argumentationshilfe zusammen getragen.

So hält der NZZ-Artikel vom 18. Mai (im Internet nur hinter Bezahlschranke  zugänglich) zusammenfassend fest, dass die grössten Probleme dieses Reaktor-Typs in der Lieferkette, der Personal-Verfügbarkeit, dem Zugang zu Kapital sowie in der Regulierung und bei behördlichen Genehmigungen lägen. Besonders interessant ist der Lieferketten-Hinweis: er hält fest, dass es derzeit nur eine Anlage gibt auf der ganzen Welt, die hochgradig schwach angereichertes Uran herstellt. Es könnte Jahre dauern, bis eine Produktion in grösseren Massstab entsteht. Engpässe gibt es auch bei der Herstellung von Druckbehältnissen sowie von Gussteilen, Pumpenventilen und Rohrleitungen, die für die Nukleartechnologie eine spezielle Güte aufweisen müssen.

Ins Gewicht fällt für das Wirtschaftsblatt auch, dass die effektiven Kosten für diese neuen Atommeiler schwierig zu prognostizieren sind. Bei den neuesten Werken gehen die Konzpte neue Wege mit den Kühlmitteln und mit teilweise anderen Brennstoffen. Ziele sind dabei höhere Sicherheit eine bessere Nutzung von Ressourcen und die Verringerung des Atommülls, die meisten dieser Neu-Konzepte sind ja noch in einer frühen Entwicklungsphase - da kann man sich vorstellen, dass die Kosten a) schwer zu prognostizieren sind und b) aller Voraussicht nach übers. Ziel hinaus schiessen werden.

Kritisch wird bei dem SMA besonders auch der Umgang mit dem Atommüll, obwohl ihnen teils die Eigenschaft zugeschrieben wird, aufbereiteten Atommüll als Brennstoff zu verwenden. Die Wiederverwertung ist allerdings gemäss NZZ beschränkt auf das im abgebrannten Kernbrennstoff enthaltene Uran und Plutonium - und so oder so eine Abfallbewirtschaftung erfordert, die bislang nicht existiert. Zu guter letzt hält die NZZ noch fest, dass wenige SMR zwar schon in Betrieb stehen - als spezielle Prototypen, die noch keinerlei Gewähr bieten, dass sich deren Konzepte auch kommerzialisieren  lassen. Zwar wurde in der EU bereits mit Vorbereitungen für erste Projekte begonnen, aber deren Einführung werde mindestens noch 10-15 Jahre dauern, wenn auch die Meinungen darüber auseinander gehen. Hier sei darauf verzichtet die Einwände zur anderen Atom-Zukunftstechnologie (der Kernfusion) zu wiederholen. Denn auch sie ist eine Leidensgeschichte mit noch viel längerer Dauer, für sie galt schon vor 50 Jahren, in 50 Jahren sei es dann soweit und heute heisst es das sinngemäss wieder.

Man kann sich also mit Fug und Recht fragen, warum das Leitblatt der Wirtschaft die Mini-AKWs als Hoffnungsträger bezeichnet - ohne allgemeine Einschränkung. Aufgrund all der aufgeführten Bedenken lässt sich nur festhalten: auch die Minis werden sehr viel später, sehr viel teurer und wenn überhaupt jemals zum Einsatz gelangen.

Copyright: Guntram Rehsche Solarmedia

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Erstmals mehr Strom aus Wind- und Solaranlagen als aus Gaskraftwerken

Im April 2026 wurde weltweit erstmals in einem Monat mehr Strom aus Wind- und Solarenergie als aus Gas erzeugt. Zu diesem Ergebnis kommt eine Analyse des britischen Thinktanks Ember. 

Demnach erzeugten Wind- und Solaranlagen im April dieses Jahres 22 Prozent des weltweiten Stroms, während Gas bei 20 Prozent lag. Trotz anhaltender Bedenken hinsichtlich der Energiesicherheit lassen die Daten laut Ember weltweit keine Anzeichen für eine weitreichende Umstellung von Gas auf Kohle erkennen.

Wind- und Solarenergie erzeugten im April mit 531 TWh einen neuen Rekordwert, das sind 54 TWh mehr als die Gaserzeugung mit 477 TWh. Die folgenden Daten zeigen das Tempo der Entwicklung: Vor fünf Jahren, im April 2021, lag die Gaserzeugung mit 476 TWh auf einem ähnlichen Niveau, war aber fast doppelt so hoch wie die kombinierte Erzeugung aus Wind- und Solarenergie mit 245 TWh.

»Die aktuelle Energiekrise hat die wirtschaftlichen Argumente für erneuerbare Energien im Vergleich zu importiertem Gas weiter gestärkt und gleichzeitig den politischen Druck erhöht, deren Ausbau zu beschleunigen. Für viele Importländer ist mit Flüssigerdgas (LNG) erzeugter Strom zunehmend nicht mehr konkurrenzfähig gegenüber Wind- und Solarenergie«, so Konstantina Rangelova, globale Stromanalystin bei Ember.

© PHOTON

Pressemitteilung

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Register erleichtert Umsetzung von lokalen Strommodellen

Mit dem wachsenden Interesse an dezentraler Stromproduktion und Eigenverbrauch steigt auch der Bedarf an professioneller Begleitung. Wer eine lokale Elektrizitätsgemeinschaft (LEG) oder einen (virtuellen) Zusammenschluss zum Eigenverbrauch ((v)ZEV) gründen möchte, findet ab sofort zusätzliche Unterstützung: Auf der Informationsplattform www.lokalerstrom.ch steht neu ein Register für Abrechnungsdienstleister zur Verfügung. Damit schaffen Swissolar und VSE mehr Transparenz im Markt und vereinfachen so die Umsetzung lokaler Stromprojekte. 

Viele Initiantinnen und Initianten von lokalen Strommodellen benötigen Unterstützung in der Beratung, Umsetzung und schliesslich im Betrieb und der Abrechnung. Bislang fehlte ein zentraler Überblick über entsprechende Anbieter. Das neue Register von lokalerstrom.ch schliesst diese Lücke: Es bietet eine strukturierte Übersicht über Dienstleister – von privaten Anbietern über Energieversorger (EVU) bis hin zu Verteilnetzbetreibern (VNB) – inklusive Kontaktangaben und Informationen zu ihren Leistungen.  

Im Register können schnell passende Abrechnungsdienstleister gefunden werden. Die Anbieter können u.a. nach Sprache, Region und Dienstleistungsangebot gefiltert werden. Weitere Anbieter können sich ab sofort selbst im Register eintragen. Die Einträge werden vor der Veröffentlichung auf Plausibilität geprüft. 

 

Unabhängige Informations­plattform rund um lokal produzierten Strom 

Die Plattform www.lokalerstrom.ch richtet sich an Gemeinden, Unternehmen, Immobilienbesitzende und Privatpersonen, die lokale Strommodelle umsetzen möchten. Sie erleichtert die Planung und Umsetzung mit neutralen und aktuellen Informationen, Vorlagen und praxisnahen Tools. Lokaler Strom – also Strom, der direkt vor Ort produziert und verbraucht wird (oftmals aus erneuerbaren Energien wie Solar) –trägt zur Erhöhung der Versorgungssicherheit und zur Senkung der Energiekosten bei. Modelle wie LEG und (v)ZEV ermöglichen es, Strom innerhalb von Quartieren, Gebäuden oder Gemeinden gemeinsam zu nutzen. Auch für VNB bietet die Plattform eine Unterstützung bei der Umsetzung der häufig ändernden und immer komplexeren Regelungen.

Hinweis: Lokalerstrom.ch übernimmt keine Haftung für die im Register aufgeführten Anbieter und deren Angaben. 

Weitere Informationen  

• Für weitere Informationen zur Umsetzung von ZEV, vZEV, LEG und Praxismodell:  
  www.lokalerstrom.ch   

• Zum Register: 
  www.lokalerstrom.ch/#abrechnungsanbieter 

• Zum LEG-Tarifrechner: 
  www.lokalerstrom.ch/betriebsmodelle/leg#tarifrechner 

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