Einspeisevergütung ab 2027: Neue Spielregeln für Produzenten und VNB?
Abnahme- und Vergütungspflicht nach Art. 15 EnG
Ein Fachbeitrag von Marco Tolomei, Experte Netzwirtschaft & Regulierung bei Abonax AG
Am 1. Januar 2027 treten die revidierten Bestimmungen zur Abnahme- und Vergütungspflicht in Kraft. Sie sollen Produzenten erneuerbarer Energien dazu anregen, bei tiefen oder negativen Marktpreisen weniger Energie einzuspeisen. Gemäss dem Bundesamt für Energie (BFE) ist diese Anpassung aufgrund des starken Ausbaus der Photovoltaik erforderlich. Die zunehmende Stromproduktion aus Photovoltaikanlagen (PVA) führt insbesondere an sonnigen Tagen zu Stromüberschüssen, wodurch die Anzahl Stunden mit negativen Marktpreisen von Jahr zu Jahr zunimmt.
Unverändert bleibt, dass Produzenten und Verteilnetzbetreiber (VNB) die Vergütungshöhe weiterhin frei vereinbaren können. Wird keine Einigung erzielt, kommt ein schweizweit harmonisiertes Berechnungsverfahren zur Anwendung. Dieses kann von den VNB auch als standardmässiges Vergütungsmodell im Voraus festgelegt werden.
Das harmonisierte Vergütungsverfahren sieht vor, dass künftig der Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung vergütet wird. Bei negativen Marktpreisen kann dies für die Produzenten sogar zu einer finanziellen Belastung führen. Bislang wurden Betreiber von PVA und Wasserkraftanlagen mit einer Leistung bis zu 150 kW durch die gesetzliche Minimalvergütung vor tiefen Marktpreisen geschützt.
Mit der Revision ändern sich sowohl die Vergütungsmethodik als auch deren Komplexität. Die Minimalvergütung besteht nicht mehr in der bisherigen Form. Stattdessen wird geprüft, ob der Referenz-Marktpreis des vorangegangenen Quartals unter der gesetzlich festgelegten Minimalvergütung lag. Nur in diesem Fall erhält der Produzent zusätzlich zur marktpreisabhängigen Vergütung einen Zuschlag pro eingespeister Kilowattstunde (kWh). Dieser Zuschlag entspricht der Differenz zwischen der gesetzlichen Minimalvergütung und dem Referenz-Marktpreis und wird als Differenzbetrag bezeichnet.
Was bedeutet dies nun für die Produzenten und welche Handlungsoptionen bestehen für sie?
Eine Handlungsoption für Produzenten besteht in der Teilnahme an Energiegemeinschaften. Dazu zählen insbesondere der Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV) sowie die durch das Stromgesetz (Mantelerlass) neu geschaffenen lokalen Elektrizitätsgemeinschaften (LEG). Diese Modelle ermöglichen es, die erzeugte Energie direkt an die teilnehmenden Verbraucher zu liefern, anstatt sie an den VNB zu verkaufen. Je nach Ausgestaltung profitieren die Beteiligten von reduzierten Netznutzungsentgelten oder entsprechenden Befreiungen sowie von marktorientierten Energiepreisen. Dadurch können sowohl die Wirtschaftlichkeit der Stromproduktion als auch die lokale Nutzung erneuerbarer Energien gestärkt werden.
Eine weitere Handlungsoption besteht im Einsatz von Speicherlösungen zur Optimierung des Eigenverbrauchs. Dabei wird selbst erzeugte Energie, die zum Zeitpunkt der Produktion nicht unmittelbar benötigt wird, zwischengespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt genutzt. Dadurch kann der Anteil des selbst verbrauchten Stroms erhöht und die Einspeisung ins Netz – insbesondere in Zeiten tiefer oder negativer Marktpreise – reduziert werden.
Auch die Regelungen zur Nutzung von Flexibilitäten wurden mit dem Stromgesetz weiterentwickelt. Dabei kann der Produzent die Steuerung seiner PVA vertraglich dem VNB oder einem spezialisierten Dienstleister übertragen. Im Gegenzug erhält er eine Vergütung, deren Höhe und Ausgestaltung vertraglich festgelegt werden. Die Bereitstellung von Flexibilität kann insbesondere dazu beitragen, Netzengpässe zu vermeiden und die Einspeisung an die aktuellen Markt- und Netzbedingungen anzupassen.
Eine weitere Möglichkeit besteht darin, die Anlage so zu programmieren, dass bei negativen Marktpreisen keine Einspeisung erfolgt. In diesem Fall wird die Produktion bzw. Einspeisung während entsprechender Zeitfenster automatisch reduziert oder unterbrochen. Zwar sinkt dadurch die insgesamt eingespeiste Energiemenge über das Jahr betrachtet, gleichzeitig können jedoch Erlöseinbussen oder sogar Kosten infolge negativer Marktpreise vermieden werden. Je nach Häufigkeit und Dauer negativer Preisphasen kann sich dies positiv auf die Wirtschaftlichkeit der Anlage auswirken.
Zur Beurteilung dieser Handlungsoption haben wir auf Basis der Kennzahlen des Jahres 2025 eine Simulation durchgeführt. Dabei wurde die Wirtschaftlichkeit einer PVA mit automatischer Abregelung bei negativen Marktpreisen jener einer Anlage mit uneingeschränkter Einspeisung gegenübergestellt. Untersucht wurden insbesondere die Auswirkungen auf die erzielbaren Vergütungserlöse.
Die Simulation zeigte, dass eine Abregelung bei negativen Marktpreisen nicht in jedem Fall zu höheren Erlösen führt. Insbesondere bei kleineren Anlagen – sowohl mit als auch ohne Eigenverbrauch – ergab sich zwar bei einer Abregelung ein höherer durchschnittlicher Vergütungspreis am Spotmarkt, gleichzeitig fiel jedoch der Differenzbetrag bei einer uneingeschränkten Einspeisung höher aus. Dieser zusätzliche Vergütungsanteil kompensierte die tieferen Marktpreise nicht nur vollständig, sondern führte insgesamt zu höheren Erlösen als in der Variante mit Abregelung.
Bei grösseren Anlagen mit Eigenverbrauch zeigt sich hingegen ein anderes Bild:
Hier kann über die Vergütung über den Preis am Spotmarkt mit einer Abregelung ein höherer Erlös erzielt werden, welcher der Differenzbetrag ohne Abregelung nicht vollumfänglich zu kompensieren vermag. Entsprechend kann die Variante mit Abregelung in diesen Fällen zu einem höheren Gesamtertrag führen.
Zu beachten ist dabei, dass die Simulation auf bekannten Werten basiert. Möchte ein Produzent jedoch simulieren, welche Variante für ihn geeignet ist, müssen Annahmen getroffen werden.
Dies ist erforderlich, da der Referenz-Marktpreis im Voraus nicht bekannt ist, wodurch sich die Höhe des Differenzbetrags nicht bestimmen lässt. Zudem wird sich erst zeigen, ob die Regelungen des Stromgesetzes sowie der Abnahme- und Vergütungspflicht die gewünschte Lenkungswirkung erzielen und dadurch weniger Energie ins Verteilnetz eingespeist wird. Dies könnte wiederum einen entsprechenden Einfluss auf die Berechnung des Referenz-Marktpreises haben. Damit sind gewisse Unsicherheiten bzw. Risikofaktoren verbunden.
Die Ergebnisse verdeutlichen, dass die Wirtschaftlichkeit einer Abregelung stark von den spezifischen Anlagenparametern sowie von der Ausgestaltung der Vergütungsmechanismen abhängt. Eine pauschale Empfehlung zur Abregelung bei negativen Marktpreisen lässt sich daher nicht ableiten. Vielmehr ist eine individuelle Betrachtung der jeweiligen Anlage und ihres Einspeiseprofils erforderlich. Zusätzlich sind die technischen Voraussetzungen bzw. Möglichkeiten der jeweiligen Variante zu berücksichtigen.
Ein wesentlicher Punkt für die VNB ist die Kommunikation gegenüber den Produzenten. Wird das harmonisierte Vorgehen angewendet, sollten die Produzenten darüber informiert werden, dass bei einer Einspeisung zu negativen Marktpreisen künftig Kosten entstehen können. Gleichzeitig sind sie auf mögliche Lösungen angewiesen, die durch den VNB aufgezeigt und kommuniziert werden können.
Marco’s Tipp an VNB
Informiert eure Kund:innen frühzeitig, verständlich und über mehrere Kanäle – zum Beispiel per Brief, Kundenmagazin, Newsletter, Website oder Social Media.
Denn für viele Produzent:innen bringt die neue Einspeisevergütung Unsicherheit mit sich: Was ändert sich grundlegend? Was bedeutet ein negativer Marktpreis konkret? Welche Auswirkungen hat das auf die eigene Anlage? Und welche Möglichkeiten gibt es, darauf zu reagieren?
Genau hier liegt eure Chance: Wer jetzt proaktiv kommuniziert, nimmt Unsicherheit raus, schafft Vertrauen und zeigt Nähe zu den Kund:innen. Gleichzeitig könnt ihr bestehende Dienstleistungen rund um Energiegemeinschaften, Flexibilität und Speicherlösungen sichtbar machen und damit konkrete Handlungsoptionen anbieten.
So wird aus einer regulatorischen Änderung ein Moment, in dem ihr Orientierung gebt, Lösungen aufzeigt und eure Rolle als verlässlicher Partner stärkt.
Marco Tolomei
Experte Netzwirtschaft & Regulierung
