Wieder geht es abwärts mit dem Solaraktienindex

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Dynamische Abnahmevergütung für Strom aus Solaranlagen

Ab dem 1. Januar 2027 gelten in der Schweiz neue Regeln für die Vergütung von Solarstrom, sofern keine andere Vergütung vereinbart wurde. Für Betreiber:innen von Photovoltaikanlagen bedeutet dies: Die Vergütung richtet sich nach dem aktuellen Wert des Stroms am Markt. Der Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE) informiert über die Änderungen und stellt der Branche eine aktualisierte Umsetzungshilfe zur Verfügung.

Immer mehr Haushalte und Unternehmen produzieren mit Photovoltaikanlagen eigenen Strom. Wer den produzierten Strom nicht selbst verbraucht, kann diesen ins öffentliche Netz einspeisen und erhält dafür eine Vergütung. Allerdings wird an sonnigen Tagen in der Mittagszeit zunehmend mehr Strom produziert, als benötigt wird. Die neuen gesetzlichen Vorgaben tragen dieser Entwicklung Rechnung und schaffen Anreize für einen marktnahen Umgang mit selbst produziertem Strom. 

Ab dem 1. Januar 2027 entspricht die Vergütung für eingespeisten Strom aus erneuerbaren Energien dem viertelstündlichen Preis am Schweizer Strommarkt, sofern keine andere Vergütung vereinbart wurde. Die Minimalvergütung bleibt erhalten, wird jedoch an diese dynamische Abnahmevergütung angepasst. Verteilnetzbetreiber sind weiterhin frei, andere Vergütungsmodelle anzubieten – etwa aufgrund kantonaler oder kommunaler Entscheide. Ein Beispiel dafür ist eine vom Zeitpunkt der Einspeisung unabhängige, konstante Vergütung. 

Was bedeutet dies für Betreiber:innen einer Solaranlage? 

Mit den neuen Vorgaben orientiert sich die Vergütung von eingespeistem Strom an den tatsächlichen Marktbedingungen und erfolgt dynamisch (d.h. viertelstündlich). Dadurch entstehen Anreize, Strom dann einzuspeisen, zu speichern oder selbst zu verbrauchen, wenn dies für das Stromsystem besonders sinnvoll ist. Vereinfacht gesagt: Künftig zählt, zu welchem Zeitpunkt Strom ins Netz eingespeist wird. Ist zu einer bestimmten Viertelstunde viel Solarstrom verfügbar, kann die Vergütung in dieser Viertelstunde tiefer ausfallen oder gar negativ sein. Wird Strom dagegen in einer Phase eingespeist, in der die Nachfrage hoch oder das Angebot knapp ist, ist sein Wert und damit auch die Vergütung hoch. Die neue Regelung soll dazu beitragen, dass Produktion, Verbrauch und Speicherung von Strom besser aufeinander abgestimmt werden und dadurch das Netz entlastet wird. Für kleinere Solaranlagen wird eine zusätzliche Vergütung ausbezahlt, falls der Referenz-Marktpreis über ein Quartal unter der gesetzlich festgelegten Minimalvergütung liegt, die Minimalvergütungsprämie. Diese Minimalvergütungsprämie entspricht dem Differenzbetrag zwischen dem Referenz-Marktpreis für Solaranlagen und der gesetzlich festgelegten Minimalvergütung. Sie wird für den in Stunden mit tiefen Preisen eingespeisten Strom ausbezahlt. 

Eigenverbrauch gewinnt an Bedeutung

Die gute Nachricht: Es lohnt sich, möglichst viel des selbst produzierten Stroms direkt im eigenen Haushalt zu nutzen. Wer den Solarstrom beispielsweise für das Laden eines Elektroautos oder den Betrieb von Haushaltsgeräten verwendet, spart die Kosten für Strom aus dem Netz. Auch Batteriespeicher gewinnen an Bedeutung. Sie ermöglichen es, überschüssigen Solarstrom zu speichern und später selbst zu verbrauchen oder grundsätzlich auch zu einem späteren Zeitpunkt ins Netz einzuspeisen, wenn die Sonne weniger stark oder gar nicht scheint und die Preise höher sind. 

VSE revidiert Handbuch für die Branche 

Damit die neuen gesetzlichen Vorgaben schweizweit möglichst einheitlich umgesetzt werden, hat der VSE für seine Mitglieder das Handbuch «Umsetzung der Abnahmevergütung nach Art. 15 EnG» (UABV CH 2026) überarbeitet. Es erläutert das neue Vergütungsmodell und unterstützt Netzbetreiber bei deren Umsetzung. Das Handbuch wurde in enger Zusammenarbeit mit der Branche sowie in Abstimmung mit Swissolar revidiert und an die neuen gesetzlichen Vorgaben angepasst.

Das Wichtigste auf einen Blick: Was ist die Abnahmevergütung? 

Die Abnahmevergütung ist die Vergütung, die die Betreiber:innen von Solaranlagen erhalten, wenn sie überschüssigen Strom ins öffentliche Netz einspeisen. 

Was ändert sich und warum? 

Ab 2027 entspricht die Vergütung für eingespeisten Strom dem aktuellen Marktwert, sofern kein anderes Vergütungsmodell vereinbart wird. Massgebend ist der Day-Ahead Preis der Schweizer Strombörse, der am Vortag aktuell für jede Stunde – und ab 2027 für jede Viertelstunde – publiziert wird (der Day-Ahead Preis kann beispielsweise auf der folgenden Website eingesehen werden: Market Results | EPEX SPOT). In Viertelstunden mit einem Stromüberschuss fällt die Vergütung tiefer oder gar negativ aus, bei hoher Nachfrage oder knappem Angebot entsprechend höher. Die neue Regelung schafft Anreize, Solarstrom dann einzuspeisen, wenn er benötigt wird. Dadurch lohnt es sich noch mehr, Solarstrom möglichst selbst zu verbrauchen oder zu speichern und erst dann einzuspeisen, wenn er im Netz besonders gebraucht wird. 

Was bedeutet das für Betreiber:innen von Solaranlagen? 

Die Vergütung variiert künftig von Viertelstunde zu Viertelstunde und kann auch negativ ausfallen. Der Verteilnetzbetreiber berechnet die Vergütung pro Anlage, indem er die in dieser Viertelstunde eingespeiste Menge mit dem für die jeweilige Viertelstunde geltenden Preis multipliziert. Bedingung für dieses dynamische Vergütungsmodell ist die Installation eines Smart Meters. Für kleinere Solaranlagen wird zusätzlich eine Minimalvergütungsprämie ausbezahlt, wenn der vom Bundesamt für Energie publizierte Referenz-Marktpreis für Solaranlagen in einem Quartal unter der gesetzlich festgelegten Minimalvergütung liegt. Ist dies der Fall, wird die Differenz zwischen Referenz-Marktpreis und Minimalvergütung für den in diesem Quartal eingespeisten Strom als Prämie vergütet. 

Die neuen Regeln fördern den Eigenverbrauch: Wer möglichst viel des selbst produzierten Stroms nutzt, spart Stromkosten und ist weniger von schwankenden Vergütungen abhängig. Betreiber:innen von Solaranlagen können die Vergütung optimieren, indem sie den Eigenverbrauch – etwa zum Laden von Batteriespeichern und Elektroautos oder zum Erwärmen des Boilers – in Zeiten tiefer oder negativer Strompreise (meist über Mittag) verlagern. Schon heute unterstützen intelligente Energiemanagementsysteme (EMS) dabei, den Eigenverbrauch automatisch zu optimieren und den Solarstrom möglichst wirtschaftlich zu nutzen. Ein EMS kann verfügbare Preissignale nutzen, um den Betrieb von Batteriespeichern, Elektroautos oder weiteren flexiblen Verbrauchern automatisch zu optimieren. 

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Kein Wunder angesichts der Übergewinne der Fossil-Unternehmen

 

 

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Solaraktien-Index PPVX wieder im Plus

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Solar-Börsen-Index PPVX: Munter runter

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Solaraktienindex PPVX weiter gestiegen

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CH-Solarkonzern Edisun Power strauchelt wieder

Rückläufige Umsätze, Wertberichtigungen auf deutschen Solaranlagen und höhere Nettofinanzierungskosten führten 2025 zu einem Nettoverlust von CHF 7.1 Mio.. Der Verkauf des Projekts ‘Fuencarral to AI’ stösst gemäss Medienmitteilung auf grosses Interesse und befindet sich in einem fortgeschrittenen Verkaufsstadium. Angesichts der erheblichen Investitionen schlägt der Verwaltungsrat der ordentlichen Generalversammlung vor, die Dividendenzahlung für das Geschäftsjahr 2025 auszusetzen.

 

Ungünstige Wetterbedingungen, niedrige Strompreise sowie eine hohe Vergleichsbasis aufgrund des Verkaufs des italienischen Portfolios an Projektrechten im Vorjahr führten zu einem starken Umsatzrückgang um 72.7 % (in lokalen Währungen -72.2 %). Betrachtet man nur die Umsätze aus dem Verkauf von Solarstrom, musste Edisun Power einen Umsatzrück-gang von CHF 0.8 Mio. verzeichnen (-5.2 %, in lokaler Währung -3.9 %), was hauptsächlich auf den Rückgang der Solarstromproduktion in den spanischen und portugiesischen Märkten, niedrigere Strommarktpreise und die Stilllegung kleinerer Anlagen in Deutschland am Ende ihrer Lebensdauer zurückzuführen ist. Insgesamt lag die Solarstromproduktion mit 152’352 MWh um 5.2 % unter dem Wert von 2024. 

 

Die Solarstromproduktion sank in Spanien um 12.6 %, in Deutschland um 5.7 % und in Portugal um 3.7 %, während sie in der Schweiz um 4.3 %, in Frankreich um 3.2 % und in Italien um 3.2 % stieg. Hauptgründe für die Rückgänge waren die schlechten Wetterbedingungen vor allem auf der Iberischen Halbinsel, der sechswöchige Ausfall des PV-Kraftwerks Requena in Spanien aufgrund von Vandalismus durch Kupferkabel-diebstahl, der Schäden an kritischer Infrastruktur verursachte, sowie in geringerem Masse die Stilllegung einiger kleiner Anlagen in Deutschland, nämlich in Erbach (440 kWp) und Kempten-Lebert (312 kWp). Ein noch geringerer Stromertrag konnte dank einer Reihe von Erneuerungs-investitionen, insbesondere in Wechselrichter, und einem proaktiven Anlagenmanagement verhindert werden: So verbesserte sich der Stromertrag im Vergleich zu 2024 in der Schweiz im Grand-Hangar-Kraftwerk (+45,8 MWh oder 17 %), in Spanien in den Valle-Hermoso-Kraftwerken (+26,8 MWh oder 12,5 %) und in Frankreich im Imerys-Kraftwerk (+53,7 MWh oder 12,2 %). Insgesamt wurden 74 % der Energieproduktion von Edisun in Portugal, 18 % in Spanien und die restlichen 8 % in Frankreich, Deutschland, der Schweiz und Italien zusammen erwirtschaftet.
 

EBITDA Marge mit 60.2 % und Eigenkapitalquote mit 28.3 % bleiben solide 

Edisun Power arbeitet gemäss eigenen Angaben weiterhin mit einer äusserst schlanken Struktur. Das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) belief sich auf CHF 8.5 Mio., verglichen mit CHF 16.6 Mio. im Vorjahreszeitraum 2024. Die Erlöse aus dem Verkauf von Herkunftsnach-weisen (GOs) in Portugal stiegen deutlich von knapp CHF 50'000 im Jahr 2024 auf CHF 0.6 Mio. im Berichtszeitraum 2025, was sich positiv auf das Ergebnis auswirkte.

Die Abschreibungen auf die Solaranlagen beliefen sich auf 5.7 Mio. CHF (2024: 6.6 Mio. CHF). Darüber hinaus wurde eine Wertminderung in Höhe von 2.1 Mio. CHF erfasst, die sich in erster Linie auf Photovoltaikanlagen in Deutschland bezog, nämlich auf die PV Hörselgau UG & Co. KG, bei der eine künftige Werthaltigkeit unwahrscheinlich ist, sowie auf die PV Leipzig Alter Flughafen UG & Co. KG, aufgrund geringerer erwarteter künftiger Cashflows. Im Vergleich zum Vorjahr erreichte das Betriebsergebnis mit CHF 0.7 Mio. (2024: CHF 9.7 Mio.) eine geringere EBIT-Marge von 4.9 % (2024: 18.8 %).

Insgesamt belief sich der Nettoverlust auf -7.1 Mio. CHF (2024: Gewinn von 2.9 Mio. CHF), was einem Ergebnis je Aktie von -6.30 CHF (2024: 2.75 CHF) entspricht. Dies ist vor allem auf die widrigen Wetterbedingungen zurückzuführen, die sich auf die operative Leistung auswirkten, sowie auf externe Faktoren und die höhere Vergleichsbasis aufgrund des gewinnbringenden Verkaufs des italienischen PV-Portfolios im Jahr 2024.

 

Fortlaufende Investitionen und neue Finanzierungen

Der Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit belief sich auf CHF -3.4 Mio. und lag damit deutlich unter dem Vorjahreswert von CHF 0.2 Mio.. Dies ist vor allem auf geringere Zahlungs-eingänge aus dem Stromverkauf sowie höhere Zinsaufwendungen zurückzuführen. Die Entwicklung der PV-Anlagen schritt weiter voran. Die Anlage in Sadino (22 MWp) befindet sich im baureifen Zustand und wurde als «zur Veräusserung gehalten» klassifiziert. Die Solar-anlage Fuencarral (941 MWp) beanspruchte den grössten Teil der Entwicklungsinvestitionen in Höhe von CHF 4.2 Mio. (2024: CHF 9.7 Mio.). 

Edisun Power war bei ihren Finanzierungsaktivitäten erfolgreich: Das Unternehmen emittierte eine fünfjährige 3.5%-Anleihe, die sowohl von bestehenden als auch von neuen Investoren gezeichnet wurde und zu Zeichnungen in Höhe von insgesamt CHF 16.2 Mio. führte; zudem wurde eine Kapitalerhöhung in Höhe von CHF 5 Mio. durchgeführt. Diese Mittel wurden für die Entwicklung der Solarprojekte sowie für die Rückzahlung von Schulden verwendet, die hauptsächlich im Zusammenhang mit dem Erwerb der Fuencarral-Projekte standen.

 

Ausblick für das laufende Jahr, neue Finanzierungsmassnahmen, anstehende Verkäufe und Aussetzung der Dividendenausschüttung

Operativ war die Solarstromproduktion in den ersten Monaten des Geschäftsjahres 2026 sehr herausfordernd. Ungünstige Wetterbedingungen in Portugal, Spanien und Italien, volatile Strompreise, Netzrestriktionen aufgrund von Überproduktion, die in Portugal und Spanien zu vorübergehenden „Produktionsstopps“ führen, sowie Kabeldiebstähle an zwei Standorten in Spanien belasteten das Ergebnis. Der Schwerpunkt für 2026 liegt weiterhin auf wichtigen Liquiditätsmassnahmen und dem erfolgreichen Verkauf des grossen Projektportfolios ‘Fuencarral to AI’ sowie den damit verbundenen Möglichkeiten im Bereich Rechenzentren. Der Verwaltungsrat schlägt daher vor, die Ausschüttung einer Dividende für das Geschäftsjahr 2025 auszusetzen.

 

Der Edisun Power Jahresbericht 2025 ist auf der Website der Gruppe verfügbar unter https://www.edisunpower.com/de/investoren#reports

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Transformation überall: Erstaunliches aus Kuba

Kuba leidet im Energiebereich unter einem heftigen Embargo seitens der USA. Nun hat es begonnen, neue Energiekapazitäten mit Solar Energie aufzubauen. Im Bild eine der bereits erstellten Grossanlagen auf Kuba. Was weiss man über die Situation im karibischen Inselstaat? Eine Recherche, die sich auch abstützt auf den KI-Dienst von Elon Muask's «X». Und Beginn einer Serie von Solarmedia über die Staaten dieser Welt, die plötzlich und vehement in die Solarwirtschaft dringen.

Kuba baut seit 2024/2025 massiv Solarenergie-Kapazitäten aus, um eine schwere Energiekrise zu bekämpfen. Die Regierung setzt dabei stark auf chinesische Unterstützung (Finanzierung, Technik, Ausrüstung). Das Embargo der USA erschwert Treibstoffimporte und Investitionen erheblich, was zu chronischen Blackouts führt – oft 12–24 Stunden täglich, mit Defiziten von bis zu 1.500–1.800 MW bei einer Spitzen-Nachfrage von ca. 3.200–3.500 MW. Veraltete thermische Kraftwerke, Treibstoffknappheit (z. B. reduzierte Lieferungen aus Venezuela und Mexiko) und Netzprobleme verschärfen die Lage.

 

• Ziel: Bis 2028 insgesamt 92 Photovoltaik-Parks mit ca. 2.000 MW (2 GW) Leistung.
• Phase 1: 55 Parks bis Ende 2025 mit 1.200 MW (die meisten mit je 21,8 MW).
• Weiteres: Zusätzliche 37 Parks bis 2028. Ergänzend kleine Projekte, Dachanlagen und erste Windparks (z. B. Herradura mit 33 MW, Start 2026).

Der Ausbau ist Teil der „Nationalen Energiestrategie zur Transition“ (seit 2024) und soll den Anteil erneuerbarer Energien bis 2030/2035 auf 24–26 % steigern (aktuell unter 5–9 %). China spielt die zentrale Rolle: Verträge seit 2024, Lieferung von Millionen Paneelen (teilweise gegen Nickel getauscht), technische Hilfe und Spenden.

Aktueller Stand (Stand Februar 2026)

• 2025: Über 1.000 MW neu installiert (350 % Steigerung der Erneuerbaren-Kapazität). Bis Oktober 2025 bereits 35 Parks mit 750 MW in Betrieb, die ca. 111.620 Tonnen fossilen Brennstoff einsparten.
• Fortschritt 2025/2026: Schnelle Inbetriebnahme – z. B. 8 neue Parks in 8 Wochen (März 2025), weitere im Laufe des Jahres. Bis Anfang 2026 über 37 Parks synchronisiert, Gesamt-Solar-Kapazität deutlich über 1.000 MW aus dem Programm (plus ältere Anlagen).
• Rekorde: Am 10. Februar 2026 erstmals >800 MW Photovoltaik-Einspeisung mittags, am 11. Februar >900 MW – ein Meilenstein, der tagsüber Blackouts spürbar reduziert. 
• Neue Parks entstehen weiter (z. B. Neustart in Las Tunas im Februar 2026). Die Regierung priorisiert den Bau als Notfallmaßnahme.Herausforderungen

  • Intermittenz: Ohne ausreichende Batteriespeicher (teuer und begrenzt) liefert Solar nur tagsüber Strom – der Spitzenbedarf liegt abends.
  • Netz & Logistik: Hohe Verluste (~16 %), alternde Infrastruktur, Abhängigkeit von Importen (trotz Zollbefreiungen für Solar-Technik seit 2025).
  • Gesamteffekt: Solar mildert die Krise tagsüber und spart Importe, löst sie aber nicht vollständig – Nachtdefizite und alternde thermische Anlagen bleiben problematisch. Der Ausbau kostet Milliarden, die Kuba nur schwer aufbringt.

  Zusätzliche MaßnahmenDie Regierung fördert private und betriebliche Solaranlagen (Steuererleichterungen bis 8 Jahre, Verkauf von Überschussstrom möglich, Zollfrei für Paneele/Batterien/Inverter). Kleine Projekte gibt es z. B. für Krankenhäuser oder Bauern (mit internationaler Hilfe, auch aus Europa). Fazit: Der Solar-Ausbau ist Kubas ambitionierteste Antwort auf die Krise – ein „Sprung“ von fast null auf über 1 GW in kurzer Zeit, fast ausschließlich mit chinesischer Hilfe. Er bringt spürbare Entlastung tagsüber und Fortschritte bei der Unabhängigkeit, reicht aber (noch) nicht für stabile Versorgung rund um die Uhr. Der Bau geht 2026 weiter, mit Fokus auf mehr Speicher und Wind. Offizielle Quellen (Granma, Cubadebate, Minem) und Berichte von Reuters, pv magazine, Guardian bestätigen den raschen Fortschritt trotz aller Widrigkeiten. 
  Quelle: Solarmedia & Grok
  
   
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