Blog

Verteilnetz wird leicht teurer

Strompreise 2026 in der Schweiz: Halbzeitbilanz und Ausblick auf 2027

Die Stromtarife in der Grundversorgung dürften 2027 das zweite Jahr in Folge sinken. Die jährliche Strompreisumfrage des Verbands Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE) zeigt für einen typischen Haushalt einen Rückgang von rund 6 Prozent, für mittlere Gewerbebetriebe von rund 7 Prozent. Verbindlich wird es in den nächsten Tagen: Bis Ende August müssen die rund 580 Grundversorger ihre definitiven Tarife den Kundinnen und Kunden sowie der ElCom melden, Anfang September publiziert die ElCom sämtliche Zahlen. Sobald sie vorliegen, ordnen wir die definitiven Tarife in einem Folgebeitrag ein. Schon heute lässt sich aber sagen, worauf es für Unternehmen ankommt: weniger auf die Schlagzeile als auf die Frage, welcher Teil des Strompreises überhaupt günstiger wird – und was gleichzeitig mit der Vergütung für eingespeisten Solarstrom passiert.

Tarife 2027: die zweite Entlastung in Folge

An der VSE-Strompreisumfrage, die vom 18. Mai bis 9. Juni 2026 lief, nahmen 75 von 323 angeschriebenen Energieversorgungsunternehmen teil. 35 davon konnten bereits konkrete Tarife für 2027 nennen, 40 antworteten qualitativ. Bei den 35 Versorgern mit konkreten Angaben sinkt der Median für das Haushaltsprofil H4 auf 26.6 Rp./kWh, nach 28.6 Rp./kWh im Vorjahr. Gegenüber 2024, als der Wert in dieser Gruppe noch bei 33.0 Rp./kWh lag, entspricht das einem Rückgang um rund einen Fünftel. Auch die Mehrheit der Versorger, die noch keine Zahlen nennen konnten, erwartet sinkende oder gleichbleibende Tarife.

Verbrauchsprofil	Typischer Jahresverbrauch	Median 2027 vs. 2026
H2 – Wohnung	2’500 kWh	− 3 %
H4 – Haushalt (Referenzprofil)	4’500 kWh	− 6 % (26.6 Rp./kWh)
C3 – mittlerer Betrieb	150’000 kWh	− 7 %
C4 – grosser Betrieb	500’000 kWh	− 4 %

Angaben der 35 Energieversorgungsunternehmen, die im Juni 2026 bereits absolute Tarife für 2027 nennen konnten (Median). Es handelt sich um eine Momentaufnahme, nicht um definitive Tarife.

Zur Einordnung: 2026 liegt der schweizweite Median für das Profil H4 gemäss den Berechnungen der ElCom bei 27.7 Rp./kWh und damit rund 4 Prozent unter dem Vorjahr. Die Entlastung setzt sich also fort, fällt 2027 aber deutlicher aus.

Warum die Tarife sinken – und warum nicht überall

Der Rückgang stammt fast vollständig aus dem Energieanteil: Je nach Kundengruppe sinken die Energietarife um 6 bis 15 Prozent. Hauptgrund sind die rückläufigen Preise auf den Stromgrosshandelsmärkten.

Die Netztarife bleiben 2027 im Mittel stabil. Das Verteilnetz wird leicht teurer, weil vielerorts in Netzausbau und Netzverstärkungen investiert wird. Das Übertragungsnetz wird günstiger, weil bei Swissgrid die Kosten für Engpassmanagement und Systemdienstleistungen zurückgehen. Ein Unternehmen mit einem Jahresverbrauch von 90’000 kWh zahlt dafür noch rund 1’086 statt 1’286 Franken, also 15.6 Prozent weniger. Der Tarif für die inländische Stromreserve fällt von 0.41 auf 0.17 Rp./kWh. Einzig der Zuschlag für solidarisierte Kosten steigt, unter anderem wegen Netzverstärkungen in den unteren Netzebenen und der Entlastung der Eisen-, Stahl- und Aluminiumindustrie beim Netznutzungsentgelt.

Bemerkenswert ist, was nicht passiert ist. Seit Beginn des Irankriegs Ende Februar 2026 sind die Preise am Terminmarkt gestiegen, in den Tarifen für 2027 schlägt sich das vorerst kaum nieder. Der Grund liegt in der Beschaffung: 75 Prozent der Versorger kaufen die Energie mehrheitlich langfristig ein, also zwei bis drei Jahre oder länger im Voraus, während 25 Prozent kürzere Fristen wählen oder kurz-, mittel- und langfristig kombinieren. Seit Inkrafttreten des Stromgesetzes hat die vorwiegend kurzfristige Beschaffung als Strategie an Bedeutung verloren. Das dämpft Ausschläge nach oben – verzögert aber auch, bis eine Entspannung am Markt bei den Kundinnen und Kunden ankommt.

Der Median sagt zudem wenig über den einzelnen Standort aus. Zwischen dem günstigsten und dem teuersten Netzgebiet der Schweiz liegen über 30 Rp./kWh, abhängig von Eigenproduktion, Netzkosten und Beschaffungsstrategie des lokalen Versorgers. Einzelne Netzgebiete können deshalb gegen den Trend teurer werden. Ein Blick auf das eigene Tarifblatt und auf die Strompreis-Webseite der ElCom lohnt sich mehr als jeder Schweizer Durchschnittswert.

Woraus sich der Strompreis zusammensetzt

Der Strompreis besteht aus fünf Komponenten, die unterschiedliche Aufgaben innerhalb der Stromversorgung abdecken (Übersicht des VSE):

Energietarif: Kosten für den gelieferten Strom.
Netznutzungstarif: Kosten für Bau, Betrieb und Unterhalt der Stromnetze, dazu die inländische Stromreserve und der Tarifzuschlag für solidarisierte Kosten über das Übertragungsnetz.
Messtarif: Kosten für Einbau, Betrieb, Unterhalt und Ablesung der Zähler sowie die Verarbeitung der Messdaten; seit 2026 separat auszuweisen.
Abgaben an Kantone und Gemeinden.
Netzzuschlag von 2.3 Rp./kWh, unter anderem zur Förderung erneuerbarer Energien.

Massgebend für die Höhe des Strompreises sind der Energie- und der Netznutzungstarif. Für Unternehmen ist diese Unterscheidung zentral: Günstiger wird Strom dort, wo der Markt wirkt. Alles, was über Netz, Messung, Abgaben und Zuschläge läuft, bleibt stabil oder legt leicht zu – und lässt sich nur über den Eigenverbrauch beeinflussen.

Ruhige Tarife, unruhiger Markt

Während die Grundversorgungstarife stabil bleiben, wird der Markt dahinter volatiler. Über Mittag drücken hohe Solareinspeisungen die Spotpreise regelmässig gegen null oder darunter, am Abend schnellen sie nach oben, sobald die Sonne wegfällt. Während der Hitzewelle Ende Juni 2026 waren in einzelnen europäischen Märkten kurzzeitig Preise von mehreren hundert Franken pro Megawattstunde zu beobachten, während in derselben Woche mittags Überschüsse herrschten.

Die ElCom stufte die Versorgungssicherheit Ende Juni 2026 als gewährleistet ein, wies aber auf die erhöhte Preisvolatilität und die Wiederbefüllung der europäischen Gasspeicher hin. Für das kommende Winterhalbjahr bleibt die Ausgangslage damit zu beobachten; die ElCom aktualisiert ihre Einschätzung zur Versorgungssicherheit wöchentlich.

Der eigentliche Umbruch betrifft die Einspeisung

Für Betreiberinnen und Betreiber von Photovoltaikanlagen ist die Tarifsenkung nicht die wichtigste Neuerung. Seit dem 1. Januar 2026 gelten schweizweit einheitliche Regeln für die Abnahme von Solarstrom: Die Vergütung richtet sich nach dem vierteljährlichen Referenz-Marktpreis des Bundesamts für Energie, für Anlagen unter 150 kW greift zusätzlich eine gesetzliche Mindestvergütung.

Auf Anfang 2027 folgt der nächste Schritt. Dann richtet sich die Abnahmevergütung nicht mehr nach dem Quartalsdurchschnitt, sondern nach dem stündlichen Spotmarktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung; für die Umstellung gilt eine Übergangsfrist bis Anfang 2028. Einzelne Versorger sind bereits vorausgegangen, die BKW etwa per 1. Juli 2026.

Für kommerzielle Anlagen ist das der entscheidende Punkt: Anlagen über 150 kW sind nicht durch die Mindestvergütung geschützt und damit direkt dem stündlichen Preissignal ausgesetzt. Eine Kilowattstunde, die um 13 Uhr an einem sonnigen Sonntag ins Netz geht, ist nicht mehr gleich viel wert wie eine Kilowattstunde um 18 Uhr an einem Werktag. Hinzu kommt die netzdienliche Einspeiseregelung: Neue Wechselrichter begrenzen seit dem 1. Januar 2026 die Einspeisung auf 70 Prozent der installierten Modulleistung, ohne den Eigenverbrauch einzuschränken.

Was Unternehmen daraus ableiten sollten

Eigenverbrauch bleibt der stabilste Hebel. Wer selbst produzierten Strom direkt verbraucht, spart nicht nur den Energieanteil, sondern das gesamte Paket aus Netznutzung, Messung, Netzzuschlag und Abgaben. Genau diese Bestandteile sinken kaum.
Lastprofil vor Jahresverbrauch. Mit dem stündlichen Preissignal entscheidet die zeitliche Verteilung über die Wirtschaftlichkeit. Eine Auswertung der Viertelstundenwerte ist die Grundlage jeder seriösen Planung.
Speicher und Steuerung neu bewerten. Batterien, Wärme, Kälte und Ladeinfrastruktur werden dort attraktiv, wo sie Mittagsüberschüsse in die Abendstunden verschieben und Lastspitzen glätten.
Tarifblatt 2027 prüfen, sobald es vorliegt. Bis Ende August melden die Versorger ihre definitiven Tarife, Anfang September ist der Vergleich auf der Strompreis-Webseite der ElCom möglich. Bei mehreren Standorten lohnt sich die Prüfung pro Netzgebiet.
Verträge zur Rücklieferung anschauen. Bei individuellen Vereinbarungen mit dem Verteilnetzbetreiber gehört die Behandlung negativer Preise zwingend geregelt.

Die Strompreise sinken 2027 zum zweiten Mal in Folge. Das ist eine gute Nachricht, sie beschreibt aber nur die halbe Realität. Der Rückgang stammt aus dem Energieanteil, während Netz, Messung und Abgaben stabil bleiben oder steigen. Gleichzeitig nimmt die Volatilität innerhalb des Tages zu, und die Vergütung für eingespeisten Solarstrom folgt ab 2027 dem stündlichen Preissignal. Der Wettbewerbsvorteil liegt künftig weniger im günstigen Einkauf als in der Fähigkeit, den eigenen Verbrauch und die eigene Produktion zeitlich aufeinander abzustimmen.

Swiss Renewable Solutions begleitet Gewerbe und Industrie genau dabei: von der Analyse des Lastprofils über die Auslegung der Anlage bis zur Finanzierung im Contracting, ohne Investitions- und Unterhaltskosten auf Kundenseite.

Quellen

VSE, Umfrage zeigt: Stromtarife 2027 dürften weiter sinken (29.06.2026) | ElCom, Leicht sinkende Strompreise 2026 (09.09.2025) | ElCom, Aktuelle Einschätzung Versorgungssicherheit | ElCom, Strompreis-Übersicht | Swissgrid, Swissgrid senkt Tarife im Jahr 2027 erneut (17.03.2026) | Swissolar, 2026: Was gilt neu für Photovoltaikanlagen? | Swissolar, Abnahmevergütung | BFE, Referenz-Marktpreise gemäss Art. 15 EnFV | BKW, Die BKW führt vorzeitig ein marktnahes Preismodell für Solarstrom ein (28.05.2026)

August 31, 2026

Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern: Wann sich ein Speicher für Gewerbe und Industrie wirklich rechnet
Batteriespeicher gelten als Schlüsseltechnologie der Energiewende. Für Unternehmen zählt allerdings eine andere Frage: Rechnet sich die Investition? Die Antwort darauf hat sich innerhalb weniger Monate spürbar verschoben. Gesunkene Systempreise, ein neuer regulatorischer Rahmen seit dem 1. Januar 2026 und deutlich volatilere Strompreise verändern die Kalkulation. Gleichzeitig bleibt richtig, was wir schon länger sagen: Ein Speicher, der ausschliesslich den Eigenverbrauch erhöht, amortisiert sich in vielen Schweizer Gewerbebetrieben noch immer nur knapp. Entscheidend ist, welche Ertragsquellen ein Betrieb tatsächlich erschliessen kann.

Der Markt hat gedreht, und zwar deutlich

Die im Juli 2026 veröffentlichte Statistik Sonnenenergie für das Jahr 2025 zeigt zwei gegenläufige Bewegungen. Bei der Photovoltaik gingen die Neuinstallationen erstmals seit 2017 zurück, um rund 26 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Bei den Batteriespeichern dagegen wurde ein Zubau von 490 Megawattstunden verzeichnet, das sind 70 Prozent mehr als im Jahr davor. Ende 2025 waren in der Schweiz über 93 000 Speichersysteme mit einer Gesamtkapazität von rund 1380 Megawattstunden installiert. Swissolar erwartet, dass sich die neu installierte Speicherkapazität im laufenden Jahr nochmals verdoppelt.

Der Grund für diese Verschiebung liegt im Strommarkt selbst. Die Photovoltaik deckt inzwischen rund 14 Prozent des Schweizer Stromendverbrauchs. Das drückt die Preise über Mittag im Sommer nach unten, während sie in den Morgen- und Abendstunden sowie im Winter steigen. Genau diese Spreizung ist die wirtschaftliche Grundlage jedes Speichers. Wer heute eine PV-Anlage plant, plant faktisch ein zeitliches Verschiebungsproblem mit.

Vier Ertragsquellen, die sich stapeln lassen

Ein Batteriespeicher im Gewerbe verdient sein Geld selten aus einer einzigen Anwendung. Wirtschaftlich wird er meist erst, wenn mehrere Erlösquellen kombiniert werden. In der Schweiz sind das vier.

1. Eigenverbrauchsoptimierung

Der Klassiker: Solarstrom, der sonst zu tiefen Rückliefertarifen ins Netz ginge, wird gespeichert und später selbst verbraucht. Der Ertrag entspricht der Differenz zwischen dem vermiedenen Bezugspreis und der entgangenen Rückliefervergütung. In der Schweiz liegt diese Spanne je nach Netzgebiet und Kundengruppe typischerweise bei 10 bis 20 Rappen pro Kilowattstunde. Für sich allein genommen reicht dieser Effekt bei den heutigen Systempreisen in den meisten Gewerbebetrieben nicht für eine überzeugende Amortisation.

2. Lastspitzenkappung

Bei Gewerbe- und Industriekunden hängt ein erheblicher Teil des Netznutzungsentgelts an der höchsten gemessenen Viertelstundenleistung. Leistungspreise von rund 10 Franken pro Kilowatt und Monat sind bei vielen Verteilnetzbetreibern marktüblich. Wer seine Spitze mit einem Speicher um 100 Kilowatt senkt, spart in der Grössenordnung von 12 000 Franken pro Jahr. In der Praxis ist dies bei Produktions-, Logistik- und Kühlbetrieben der mit Abstand stärkste Werttreiber und häufig der Punkt, an dem die Rechnung kippt.

3. Arbitrage und zeitvariable Tarife

Seit dem 1. Januar 2026 sind in der Schweiz zeitlich oder örtlich differenzierte Netznutzungstarife zulässig. Damit lässt sich ein Speicher gezielt dann laden, wenn Energie und Netznutzung günstig sind, und dann entladen, wenn beides teuer ist. Noch grösser wird dieser Hebel ab 2027, wenn sich die Rückliefervergütung nicht mehr am vierteljährlich gemittelten Marktpreis, sondern am stündlichen Spotmarktpreis orientiert. Für die Übergangsfrist ist Anfang 2028 vorgesehen. Solarstrom zu Zeiten sehr tiefer Preise einzuspeisen, wird damit wirtschaftlich unattraktiv, ihn zu speichern dagegen deutlich attraktiver.

4. Systemdienstleistungen für Swissgrid

Batteriespeicher reagieren innerhalb von Millisekunden und eignen sich damit hervorragend für Primär- und Sekundärregelleistung. Swissgrid hat den Zugang zu diesem Markt per 2026 erleichtert und die minimale Angebotsmenge von 5 auf 1 Megawatt gesenkt. Für einzelne Betriebe bleibt das meist zu gross, über Pooling-Anbieter und Aggregatoren ist der Markt inzwischen aber auch für Anlagen im mittleren dreistelligen Kilowattbereich erreichbar. Wichtig ist die realistische Betrachtung: Wer Leistung für Regelenergie vorhält, kann dieselbe Leistung nicht gleichzeitig für die Lastspitzenkappung einsetzen.

Was sich 2026 regulatorisch geändert hat

Mit dem zweiten Verordnungspaket zum Stromgesetz sind per 1. Januar 2026 mehrere Punkte in Kraft getreten, die direkt auf die Wirtschaftlichkeit von Speichern wirken.
- Rückerstattung des Netznutzungsentgelts: Betreiber von Speichern mit Endverbrauch können neu beim Verteilnetzbetreiber die Rückerstattung des Netznutzungsentgelts beantragen, allerdings nur für jene Strommenge, die aus dem Netz bezogen, gespeichert und später wieder ins Netz zurückgespeist wird. Voraussetzung ist ein Messkonzept, das diese Mengen sauber ausweist. Grundlage sind Art. 18d StromVV und Art. 14a Abs. 4 StromVG. Speicher ohne Endverbrauch sind bereits seit dem 1. Januar 2025 vom Netznutzungsentgelt befreit.
- Lokale Elektrizitätsgemeinschaften: Seit Anfang 2026 können Verbraucher im gleichen Netzgebiet, auf derselben Netzebene und in derselben Gemeinde lokal erzeugten Strom untereinander handeln. Der Abschlag auf das Netznutzungsentgelt beträgt derzeit 40 Prozent, bei Beanspruchung der Transformationsebene 20 Prozent. Swissolar fordert eine Anhebung auf 60 beziehungsweise 40 Prozent. Für Areale mit mehreren Nutzern ist die LEG in Kombination mit einem gemeinsamen Speicher eine der interessantesten Konstellationen überhaupt.
- Neue Abnahmevergütung: Können sich Produzent und Netzbetreiber nicht einigen, richtet sich die Vergütung seit Januar 2026 nach dem vierteljährlich gemittelten Marktpreis. Für Anlagen unter 150 Kilowatt gilt eine Minimalvergütung, die bei Anlagen bis 30 Kilowatt derzeit 6 Rappen pro Kilowattstunde beträgt und bis 1.2 Rappen bei 149 Kilowatt sinkt. Für grössere Gewerbeanlagen entfällt dieser Schutz, was den Wert des Eigenverbrauchs zusätzlich erhöht.
- Flexibilität und Abregelung: Verteilnetzbetreiber dürfen am Anschlusspunkt bis zu 3 Prozent der jährlich erzeugten Energie unentgeltlich abregeln. Eine Begrenzung auf 70 Prozent der nominalen Gleichstromleistung führt zu einem Ertragsverlust von unter 3 Prozent. Wer einen Speicher betreibt, kann einen Teil dieser Energie auffangen, statt sie zu verlieren.
Die Kostenseite ehrlich rechnen

Die Preise für Lithium-Eisenphosphat-Systeme sind seit 2022 stark gefallen. Für kleinere gewerbliche Anlagen liegen die schlüsselfertigen Systemkosten in der Schweiz aktuell grob zwischen 600 und 1000 Franken pro nutzbarer Kilowattstunde, bei grösseren Container- und Schranklösungen deutlich darunter. Die Zellen selbst machen dabei einen immer kleineren Teil der Gesamtinvestition aus, was bedeutet: Weitere Zellpreissenkungen schlagen nur noch gedämpft auf die Projektkosten durch.

Regelmässig unterschätzt werden die Nebenpositionen:
- Netzanschluss, Transformator und allfällige Anpassungen der Hausinstallation
- Brandschutzkonzept, Aufstellfläche, Fundament, Belüftung und Klimatisierung
- Energiemanagementsystem, Messkonzept und Anbindung an bestehende Leittechnik
- Versicherung, Wartung, Monitoring und Betriebsführung über die Laufzeit
- Rückbau und Recycling am Ende der Nutzungsdauer
Aussagekräftig ist deshalb nicht der Anschaffungspreis pro Kilowattstunde, sondern der Preis pro tatsächlich durchgesetzter Kilowattstunde über die Lebensdauer. Realistische Rechengrössen sind heute 6000 bis 10 000 Vollzyklen bei LFP-Systemen, eine kalendarische Lebensdauer von 15 bis 20 Jahren und ein Systemwirkungsgrad inklusive Wechselrichter von etwa 85 bis 92 Prozent. Rund jede achte gespeicherte Kilowattstunde geht also verloren. Dazu kommt die Degradation: Wer mit voller Nennkapazität über 15 Jahre rechnet, rechnet falsch.

Fünf Fehler, die eine Wirtschaftlichkeitsrechnung unbrauchbar machen
1. Mit der Nennkapazität statt mit der nutzbaren Kapazität rechnen. Zwischen beiden liegen je nach System 5 bis 15 Prozent.
2. Die Wirkungsgradverluste ignorieren. Wer 8 bis 15 Prozent Speicherverluste nicht abzieht, überschätzt den Ertrag systematisch.
3. Lastspitzen aus Monats- oder Jahreswerten ableiten. Belastbar ist nur die Auswertung echter Viertelstundenwerte über mindestens ein volles Jahr.
4. Erlösquellen doppelt zählen. Dieselbe Kilowattstunde und dieselbe Kilowattleistung können nicht gleichzeitig für Regelenergie, Peak Shaving und Arbitrage eingesetzt werden.
5. Degradation und Ersatzinvestitionen ausblenden. Wechselrichter und Steuerung erreichen selten die Lebensdauer der Zellen.
Die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern ist 2026 kein pauschales Ja und kein pauschales Nein. Der regulatorische Rahmen hat sich klar zugunsten der Speicher verschoben: die Rückerstattung des Netznutzungsentgelts, die lokalen Elektrizitätsgemeinschaften, zeitvariable Netztarife und die ab 2027 stundenscharfe Abnahmevergütung schaffen zusammen ein Umfeld, in dem sich Flexibilität endlich bezahlt macht. Gleichzeitig bleibt die Rechnung anspruchsvoll und individuell.

Belastbar wird sie nur mit drei Grundlagen: einem gemessenen Lastprofil in Viertelstundenauflösung, der konkreten Tarifstruktur des zuständigen Verteilnetzbetreibers und einer ehrlichen Vollkostenrechnung über die gesamte Nutzungsdauer. Fehlt eines dieser drei Elemente, ist jede Amortisationsangabe eine Schätzung.

Swiss Renewable Solutions investiert im Contracting selbst in die Anlagen, die wir empfehlen. Genau deshalb prüfen wir jede Speicherlösung zuerst rechnerisch und empfehlen sie erst dann, wenn sie sich für beide Seiten trägt. Wo ein Speicher heute noch nicht rentiert, sagen wir das auch.

Quellen
- Swissolar: Statistik Sonnenenergie 2025, Medienmitteilung vom 9. Juli 2026
- Swissolar: 2026, was gilt neu für Photovoltaikanlagen, Beitrag vom 9. Januar 2026
- Swissolar: Batteriemonitor Schweiz 2026
- VSE: Swissgrid entwickelt den Schweizer Regelenergiemarkt weiter, Januar 2026
- Stromversorgungsverordnung StromVV, Art. 18d und Art. 19h, sowie Stromversorgungsgesetz StromVG, Art. 14a und Art. 17c
- Energiegesetz EnG, Art. 15, und Energieverordnung EnV, Art. 12
August 31, 2026

Produktionsausfalls von Solaranlagen durch die Sonnenfinsternis vom 12. August 2026?

Am Mittwochabend, 12. August 2026, schiebt sich der Mond über der Schweiz vor gut 90 Prozent der Sonnenscheibe. Für Netzbetreiber wie auch für Betreiberinnen und Betreiber von Photovoltaikanlagen stellt sich damit eine praktische Frage: Wie viel Solarstrom geht dabei verloren? Und was bedeutet der gleichzeitige Produktionsabfall in ganz Europa für die Netzbetreiber? Die kurze Antwort lautet: Für die einzelne Anlage ist der Effekt erstaunlich klein. Für das europäische Verbundnetz ist er ein Sonderfall, auf den man sich seit Monaten vorbereitet. Und für die kommenden Jahre ist er ein Vorgeschmack auf eine Aufgabe, die bleibt.

Was am Mittwochabend über der Schweiz passiert

Die totale Phase dieser Finsternis ist nur über Grönland, Island, Nordspanien und einem kleinen Teil Portugals zu sehen. Es ist die erste totale Sonnenfinsternis über europäischem Festland seit dem 11. August 1999. In der Schweiz bleibt es bei einer sehr ausgeprägten partiellen Finsternis:

Beginn je nach Standort zwischen 19:24 und 19:27 Uhr.

Maximum zwischen 20:18 und 20:20 Uhr mit rund 90 bis 93 Prozent bedeckter Sonnenfläche, in Luzern beispielsweise etwa 91 Prozent.

Die Sonne geht anschliessend noch verfinstert unter, je nach Region zwischen 20:35 und 20:49 Uhr.

Warum der Ertragsverlust kleiner ist, als das Ereignis wirkt

Entscheidend ist die Uhrzeit. Um 20:18 Uhr steht die Sonne im Mittelland nur noch etwa drei Grad über dem Horizont. Ihr Licht legt dann einen sehr langen Weg durch die Atmosphäre zurück, und die Einstrahlung auf eine Modulfläche ist bereits auf wenige Prozent, im Beispiel der Abbildung unten auf ca. 3%, des Tagesmaximums gesunken. Die Finsternis nimmt der Anlage also 90 Prozent von einem ohnehin kleinen Rest.

Abbildung 1 Typischer Produktionsverlauf einer Solaranlage an einem schönen Tag Mitte August

Wäre dasselbe Ereignis um die Mittagszeit eingetreten, sähe die Rechnung völlig anders aus. Dann stünden 90 Prozent Bedeckung einer Einstrahlung nahe am Tagesmaximum gegenüber.

Die Zahlen: Grössenordnungen für eine Schweizer Anlage

Wir haben den Verlauf für einen sonnigen, wolkenlosen Abend über dem Mittelland überschlägig modelliert. Die Werte sind Grössenordnungen und keine Prognose, denn die tatsächliche Wirkung hängt stark von der Bewölkung ab. Bezugsgrösse ist der Ertrag des ganzen Tages.

Ausrichtung der Anlage	Verlust in Wh pro kWp	Anteil am Tagesertrag
Süd, 20°Neigung	rund 4	rund 0.1 %
Flachdach, ca. 10°	rund 9	rund 0.2 %
Ost-West-Aufständerung	rund 24	rund 0.5 %
West, 20°Neigung	rund 36	rund 0.8 %

Was das konkret bedeutet: Eine Gewerbeanlage mit 500 kWp verliert an diesem Abend je nach Ausrichtung ungefähr 2 bis 18 kWh. Das entspricht in etwa dem Tagesverbrauch eines durchschnittlichen Haushalts. Gemessen am Jahresertrag von rund 1000 kWh pro kWp liegt der Verlust bei weit unter einem Hundertstel Prozent. Ist der Abend bedeckt, sinkt der Effekt gegen null, weil dann ohnehin kaum Direktstrahlung ankommt.

Deutlich stärker betroffen sind Anlagen mit Ausrichtung nach Westen, weil sie am Abend länger produzieren. Genau dort fällt die Finsternis in ein Zeitfenster, das für den Ertrag noch eine Rolle spielt.

Europäisch sieht die Rechnung anders aus

Was für die einzelne Anlage nebensächlich ist, summiert sich im Verbundnetz. Die Schätzungen der Übertragungsnetzbetreiber für den stärksten Moment zwischen 19:30 und 21:30 Uhr, jeweils unter der Annahme eines klaren Himmels:

Europa insgesamt: rund 9’700 MW weniger Photovoltaikleistung, so die Schätzung des französischen Netzbetreibers RTE.

Frankreich: rund 1’800 MW.

Spanien: bis zu 5 GW nach Angaben von Red Eléctrica, was etwa 13 % der Spitzenlast eines typischen Augustmittwochs entspricht.

Deutschland: bis zu 2 GW bei über 110 GW installierter Leistung. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber erwarten keine Auswirkungen auf die Stromversorgung.

Grossbritannien: rund 700 MW, in einem ungünstigen Fall bis 1.3 GW. Ein Versorger bittet seine Kundschaft sogar aktiv darum, den Verbrauch zu verschieben.

Der europäische Verband der Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E hat eine Arbeitsgruppe eingesetzt, welche die Lage laufend bewertet und bei Bedarf kurzfristig Massnahmen auslöst.

Die Konsequenzen für die Netzbetreiber: zwei Rampen statt einer

Für eine Leitstelle ist eine Sonnenfinsternis kein Ausfall, sondern eine Planungsaufgabe mit zwei Bewegungen. Zuerst fällt die Einspeisung schneller ab als üblich, danach kehrt sie ebenso schnell zurück. Beide Rampen müssen mit der Last, den übrigen Kraftwerken und den grenzüberschreitenden Flüssen zusammenpassen. Der wichtige Unterschied zu einer Störung: Zeitpunkt und Verlauf sind astronomisch exakt bekannt. Prognosen lassen sich vorbereiten, Reserven vorhalten, Wartungsarbeiten verschieben, Leitstellen zusätzlich besetzen.

Am 12. August kommt der Schweiz und ihren Nachbarn ein Detail entgegen: Weil die Sonne bei uns verfinstert untergeht, fällt der zweite Teil der Bewegung, der schnelle Wiederanstieg, weitgehend weg. Er verschmilzt mit dem normalen Sonnenuntergang.

Die Schweiz produziert am Abend nur einen kleinen Teil des europäischen Solarstroms, und das eigene Verhältnis ist entsprechend entspannt. Trotzdem ist unser Land betroffen, denn die Netzfrequenz ist eine gesamteuropäische Grösse, und das Schweizer Netz ist ein zentrales Transitnetz. Was in einem Nachbarland passiert, ist hier in Sekunden messbar. Swissgrid steht deshalb an solchen Tagen in enger Abstimmung mit den Leitstellen der Nachbarländer. Ein struktureller Vorteil kommt dazu: Wasserkraft und Pumpspeicher lassen sich innert Sekunden hoch- und herunterfahren. Für kurze, steile Rampen ist das die ideale Antwort.

Zugleich zeigt das Ereignis im Kleinen, was Swissgrid in ihrem Whitepaper vom Frühjahr 2026 im Grossen beschreibt: Mit wachsender Photovoltaikleistung braucht es eine grundlegend modernisierte Netzregelung und vor allem bessere, schnellere Daten über Produktion, Speicher und Verbrauch. Die Sonnenfinsternis ist die einfache Version dieser Aufgabe, weil sie im Kalender steht. Eine durchziehende Gewitterfront ist die schwierige Version, weil sie schwieriger zu prognostizieren ist und bei voller Einstrahlung erfolgen kann. Weiter ist es ein gutes Beispiel um zu sehen, wie zusätzliche Speicherkapazitäten helfen, um genau solche Schwankungen auszugleichen.

Was Betreiber einer Gewerbeanlage jetzt tun sollten

Nichts abschalten und nichts umstellen. Die Anlage regelt das selbst und die Wechselrichter fahren die Leistung sauber nach.

Im Monitoring wird am Mittwochabend eine auffällige Delle sichtbar sein. Das ist kein Defekt und kein Grund für eine Störungsmeldung. Wer ein Team hat, das die Kurven beobachtet, informiert es besser vorher.

Wer Lastspitzen bewirtschaftet oder einen Batteriespeicher betreibt, hat an diesem Abend ein kostenloses Testfenster: Wie reagiert das Energiemanagement auf eine steile, aber angekündigte Rampe? Die Auswertung lohnt sich mehr als das Ereignis selbst.

Bei Solar- Contracting und PPA-Modellen ändert sich an der Abrechnung nichts Spürbares. Die Grössenordnung von wenigen Kilowattstunden liegt unterhalb der täglichen Wetterschwankung.

Und der schönste Punkt zum Schluss: mit dem Team gemeinsam aufs Dach gehen und zuschauen.

2027 wird die eigentliche Prüfung

Die nächste Finsternis über der Schweiz folgt am 2. August 2027, mit dem Maximum gegen 11:07 Uhr und rund 55 Prozent bedeckter Sonnenfläche. Der Bedeckungsgrad ist also deutlich geringer, der energetische Effekt aber grösser. Denn diesmal trifft das Ereignis den Vormittag, also genau die Phase, in der die Photovoltaikeinspeisung steil hochläuft und die Sonne hoch am Himmel steht. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber rechnen deshalb für 2027 mit spürbareren Auswirkungen auf die Solareinspeisung als für 2026. Weitere Finsternisse folgen 2028 und 2030.

Bis dahin wird das Schweizer System noch stärker solar und von mehr Batteriespeichern geprägt sein. Ende 2025 waren hierzulande 338’270 Photovoltaikanlagen mit einer kumulierten Leistung von 9’500 MWp installiert. Sie erzeugten rund 8 TWh Strom, was etwa 14 Prozent des Endverbrauchs entspricht. Für 2026 erwartet Swissolar bereits gegen 17 Prozent.

Die Sonnenfinsternis vom 12. August 2026 kostet die einzelne Anlage also kaum messbaren Ertrag und das Netz einige gut vorbereitete Stunden Aufmerksamkeit. Interessant ist sie trotzdem, weil sie in wenigen Minuten sichtbar macht, worum es in einem Stromsystem mit hohem Solaranteil dauerhaft geht: nicht um die Frage, ob die Sonne scheint, sondern um die Fähigkeit, schnelle Leistungsänderungen sauber zu führen. Die Antworten darauf heissen Prognose, Flexibilität, Speicher und intelligentes Lastmanagement. Genau daran arbeiten wir bei Swiss Renewable Solutions jeden Tag, wenn wir Industrie- und Gewerbedächer in verlässliche Kraftwerke verwandeln.

Sie möchten wissen, wie Ihre Anlage auf steile Rampen reagiert oder ob sich ein Batteriespeicher für Ihren Standort rechnet? Sprechen Sie mit uns. Wir planen, finanzieren und betreiben Ihre Photovoltaik- oder Batteriespeicheranlage.

Quellen:

August 11, 2026

Module werden immer effizienter – und immer grösser
Die Photovoltaik entwickelt sich rasant weiter. Neue Daten aus dem «PV-Barometer 2026» zeigen deutlich: Solarmodule werden nicht nur effizienter, sondern auch grösser und leistungsstärker.

Der Bericht analysiert technische Trends in der Solarbranche und basiert auf über 100’000 Datensätzen aus realen Projektierungen. Herausgegeben wird er vom Labor für Photovoltaiksysteme der Berner Fachhochschule (Christof Bucher, Matthias Hügi) und der Eturnity AG (Matthias Wiget, Marc Spescha) mit der Unterstützung von EnergieSchweiz.

Deutlich mehr Leistung pro Modul

Ein besonders klarer Trend zeigt sich bei der Leistung der PV-Module. Während ein durchschnittliches Modul im Jahr 2017 noch rund 275 Watt erreichte, liegt die Leistung heute bei über 480 Watt. Das entspricht einer Steigerung von rund 75 % innerhalb von acht Jahren.

Diese Leistungssteigerung hat zwei Hauptursachen:

höherer Wirkungsgrad der Solarzellen

grössere Modulflächen

Der Wirkungsgrad der Module ist im gleichen Zeitraum von etwa 17 % auf rund 23 % gestiegen. Damit erreichen moderne Module heute deutlich mehr Energieertrag auf derselben Dachfläche.

Grössere Module werden zum Standard

Neben der Effizienz hat sich auch die Modulgrösse stark verändert. Die durchschnittliche Modulfläche ist von rund 1,65 m² auf etwa 2 m² gewachsen.

Beim Vergleich von Modulleistungen muss daher darauf geachtet werden, dass immer auch ein Bezug zur Modulgrösse hergestellt wird. Wenn es darum geht, viel Leistungs auf die gegebene Dachfläche zu bringen, ist das sehr relevant.

Neben dem Grössenwachstums hat sich auch das Format (Breite : Länge) wieder vereinheitlicht: Eine Modulbreite von 1,134 m dominiert mittlerweile den Markt. Diese Standardisierung vereinfacht Planung, Produktion und Installation. Allerdings gibt es bei der Länge weiterhin Unterschiede.

Bessere Performance bei hohen Temperaturen

Ein weiterer Fortschritt betrifft das Verhalten der Module bei Hitze. Der sogenannte Temperaturkoeffizient hat sich deutlich verbessert. Moderne Module verlieren weniger Leistung, wenn sie warm werden – ein wichtiger Vorteil für den realen Betrieb auf Dächern.

Bei SRS finden wir, dass dieser Effekt zwar von einen guten Modulqualität zeugt, der wirtschaftliche Nutzen mittlerweise allerdings eingeschränkt ist. Bei hohen Temperaturen, also in den Sommermonaten zu Zeitpunkten mit grosser Sonneneinstrahlung müssen die Photovoltaikanlagen – wenn auch heute noch nicht immer, so wird es in Zukunft häufig passieren – meist gedrosselt werden. Daher sind gerade zu diesen Zeitpunkten hohe Leistungen bei hohen Temperaturen gar nicht mehr nutzbar.

Neben diesen Daten aus der Praxis zeigt ein Blick auf das Best Research-Cell Efficiency Chart, wie sich die Photovoltaiktechnologie im Labor entwickelt.

Seit Jahrzehnten dokumentiert diese Übersicht die weltweit höchsten Wirkungsgrade von Solarzellen und macht technologische Durchbrüche – etwa bei Perowskit-Silizium-Tandemzellen oder hochentwickelten Siliziumzellen – transparent. Das Chart wird traditionell vom bekannten US-Forschungslabor NREL gepflegt. Am 1. Dezember 2025 hat das US Department of Energy jedoch den Namen des Instituts von National Renewable Energy Laboratory zu National Laboratory of the Rockies geändert. Nach Angaben des Department of Energy soll der neue Name die erweiterte Mission des Labors unter der Trump Administration widerspiegeln. Unabhängig von dieser Namensänderung bleibt das Effizienzdiagramm eine der wichtigsten Referenzen der globalen Solarbranche – und zeigt Jahr für Jahr, wie schnell sich die Leistungsfähigkeit von Solarzellen weiter verbessert.

Fazit

Die Entwicklung der letzten Jahre zeigt klar:
Photovoltaik wird kontinuierlich leistungsfähiger.

höhere Wirkungsgrade

grössere Module

bessere Temperaturstabilität

längere Garantien

Diese Fortschritte tragen entscheidend dazu bei, dass Solarstrom heute wirtschaftlicher und effizienter produziert werden kann als noch vor wenigen Jahren.
March 19, 2026
Warum Kapital für erneuerbare Energien oft ins Ausland fliesst

Der Grundtenor an der #PVTagung23 war klar: Es muss etwas gehen im Bereich der erneuerbaren Energien, um so bald wie möglich #NettoNull zu erreichen.

Doch wie schnell kann der Ausbau der #Photovoltaik erfolgen? Da sind sich die Experten uneinig. Das Bundesamt für Energie rechnet mit 37 TWh bis 2050 (+8 TWh aus anderen erneuerbaren Energien), Swissolar geht von 45 TWh bis 2050 aus, Jürg Rohrer, Professor an der ZHAW Zurich University of Applied Sciences, spricht von notwendigen 45 TWh bereits bis 2035.

Um diese #Ziele zu erreichen, braucht es gemäss Jürg Rohrer gesetzliche Grundlagen. Einerseits soll gesetzlich dazu verpflichtet werden, auf bestehenden Gebäuden #Solaranlagen zu montieren. Andererseits soll für alpine Solaranlagen bereits jetzt eine #Nachfolgeregelung erarbeitet werden, für die Zeit nach dem Abschluss des Projekts #Solarexpress.

Essentiell für diese Entwicklung ist eine funktionierende #Infrastruktur. Christof Bucher forscht an der Berner Fachhochschule BFH daran, wie die #Wechselrichter die Stabilisierung des Netztes auch in Zukunft und mit einem Mehrfachen der Stromleistung sicherstellen können.

Interessant war auch der Beitrag zum #Winterstrom von Nationalrätin Gabriela Suter: Die Wasserkraftreserve kostet 296 Mio. CHF für 0.4 TWh, d.h. 0.74 CHF / kWh, einmalig für den Winter 2022/2023! Die Photovoltaik liefert ohne Zusatzkosten einen Beitrag von 1.1 TWh geliefert in diesem und kommenden Winterperioden!

Vielen Dank Swissolar für die spannende Tagung und die Organisation dieses wichtigen Branchenanlasses, danke Christof Bucher und Jürg Rohrer für eure Voten. Roman Gysel

#PVTagung23 #solarenergie #solarstrom #photovoltaik #energie #zukunft

March 13, 2026
Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik auf Gewerbedächern in Deutschland (Stand 2025/26)

Deutschland auf dem Weg zu einem zweistelligen GW Photovoltaik-Markt!

Bereits im ersten Quartal 2023 ist die installierte Leistung höher als in den Gesamtjahren 2014-2018.

Im 1. Quartal 2023 wurden 197.200 Solaranlagen mit einer Leistung von 2,7 Gigawatt (GW) neu in Betrieb genommen. Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum wurde in den ersten drei Monaten des Jahres damit rund 30% mehr Leistung zugebaut. Mit dieser Dynamik liegen wir auf Kurs, um unser Ziel, einen Zubau von 9 GW in 2023, zu erreichen.

Weitere Zahlen zu den Erneuerbaren Energien und wie der Ausbau in Ihrem Bundesland vorankommt im Beitrag #mehrdavon #energiewechsel

March 1, 2026
Stromabkommen Schweiz-EU: Bundesrat legt Schwelle für die Grundversorgung fest

Regulatorisch hat sich im deutschen Solarmarkt in letzter Zeit Vieles getan

Doch während sich die Anzahl der Solaranlagen auf Wohnhäusern und Freiflächen im vergangenen Jahr beinahe verdoppelte, sind nach wie vor 90% der Firmendächer ungenutzt.

Um das brachliegende Potenzial an erneuerbarer Energie zu nutzen ist es laut dem deutschen Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) dringend nötig, nach den regulatorischen Anpassungen nun die Investitionsbarrieren anzugehen und zu beseitigen.

Doch die Zeit drängt. Wenn Deutschland die Energiewende schaffen will, müssen jetzt Anlagen gebaut und auf erneuerbare Energien umgestellt werden.

Wir von SRS unterstützen dabei: Mit unserem Knowhow und jahrelanger Erfahrung planen, finanzieren, bauen und betreiben wir Solaranlagen auf Grossdächern. Ganz ohne Investitionen seitens Kunden sorgen wir für unkomplizierte Solarenergie vom Firmendach.

February 9, 2026
SRS-Lösung für Dächer mit statischen Problemen

Herausforderung statisch anspruchsvoller Dächer

Die Energiewende erfordert flexible Lösungen – nicht nur in der Stromproduktion, sondern auch in der Art und Weise, wie Photovoltaikanlagen auf unterschiedlichsten Gebäuden umgesetzt werden. Eine besondere Herausforderung stellen hierbei Dächer mit beschränkter Tragreserve, also schwieriger «Statik», insbesondere bei grossen Industriedächern.

Innerhalb der Dächer mit beschränkter Tragkraft sind insbesondere sogenannte Sheddächer eine Herausforderung, weil nicht durch Reduktion der Kies oder Substratschicht die Auflast reduziert werden kann. Diese Dachform, oft in Industrie- und Gewerbebauten zu finden, zeichnet sich durch ihre charakteristische Sägezahnstruktur aus. Sie erlaubt eine optimale, indirekte Belichtung der Hallen von der Nordseite, stellt Planer und Statiker jedoch vor besondere Anforderungen: Sheddächer sind aufgrund ihrer Bauweise empfindlich gegenüber hohen Zusatzlasten, die über das Eigengewicht der Dachkonstruktion hinausgehen, insbesondere zusätzlich zum Schnee, der nicht vollständig vom Dach abrutschen kann.

Die Lösung: Leichtgewicht-Module

Um dennoch auf diesen Dächern Photovoltaik zu ermöglichen, setzen wir auf eine Klebe-Lösung von Leichtgewichts-Modulen. Damit können nicht nur Dachdurchdringungen vermieden, sondern auch Auflasten z.B. mit Betonsteinen vermieden werden. Zudem bringen Leichtgewichts-Module nur etwa 3 kg/m² auf die Waage – ein erheblicher Vorteil gegenüber herkömmlichen PV-Modulen mit einem Gewicht von ca. 10.5 bis 13.5 kg (Glas-Folien- bzw. Glas-Glas-Module). PV-Anlagen mit Standardmodulen und Standardmontagesystemen kommen mit Ballastierung auf Zusatz-Dachlasten von rund 15-20 kg/m², mit dem erwähnten Klebesystem und Leichtgewichtsmodulen unterschreiten wir diese Zusatzlast um einen Faktor 3. Damit können auch Dächer genutzt werden, die sonst aufgrund statischer Beschränkungen für Solarprojekte ungeeignet wären.

Praxisbeispiel Werk14

Bei Werk14 wurde diese Lösung in die Praxis umgesetzt. Insgesamt wurden 565 Leichtgewicht-Module mit je 520 Wp installiert. Durch den Einsatz der leichteren Module und die Klebetechnik konnte die bestehende Dachstatik optimal berücksichtigt werden, ohne dass zusätzliche Ballastierung oder Dachdurchdringungen erforderlich waren.

Herausforderungen bei der Montage

Die Installation der Photovoltaikanlage war eine hochpräzise und stark witterungsabhängige Aufgabe. Da das eingesetzte Verklebungsverfahren sensibel auf Temperatur und Luftfeuchtigkeit reagiert, erstreckte sich die Montage über einen Zeitraum von rund eineinhalb Monaten. Ein zentraler Erfolgsfaktor war die Auswahl des richtigen Klebers: Nur mit einer optimal abgestimmten Materiallösung lässt sich ein langfristig zuverlässiger und wartungsarmer Betrieb der PV-Anlage über mehr als 20 Jahre sicherstellen. Das Projektteam testete daher verschiedene Klebesysteme intensiv – das Langzeitverhalten wird weiterhin systematisch beobachtet.

Besonders wichtig war uns, dass die Solarmodule nicht direkt auf die Dachfolie geklebt wurden. Stattdessen kamen speziell entwickelte Schienen zum Einsatz, die auf der Dachfolie befestigt wurden, während die PV-Module anschliessend auf diese Schienen verklebt wurden. Dieses Konstruktionsprinzip ermöglicht eine kontrollierte Hinterlüftung der Module, reduziert die thermische Belastung der Dachabdichtung und trägt wesentlich zur langen Lebensdauer der gesamten Dach- und PV-Konstruktion bei. Gleichzeitig erlaubt es ein vereinfachtes Entfernen einzelner Module im Falle von Defekten – ein entscheidender Vorteil für den nachhaltigen Betrieb von Photovoltaikanlagen auf Industrie- und Gewerbedächern mit geringer Traglast. Wir sind gespannt auf die langfristigen Ergebnisse dieser Lösung.

Ergebnis und Kundenzufriedenheit

Das Ergebnis überzeugt bisher: Die Anlage erfüllt alle Erwartungen, sowohl technisch als auch optisch. Auch unser Partner und Gebäudebesitzer ist mit dem Endergebnis sehr zufrieden. Leichtgewicht-Module ermöglichen so eine nachhaltige und effiziente Stromproduktion auf Dächern, die sonst für Photovoltaik unzugänglich gewesen wären.

Sascha Meier, Geschäftsführer werk14

Flexibilität, Innovation und Zukunftsperspektiven

Dieses Projekt verdeutlicht, dass moderne Photovoltaik nicht nur auf Effizienz setzt, sondern auch Flexibilität, Innovation und langfristige Zuverlässigkeit vereint. Für Planer, Eigentümer und Unternehmen eröffnen Leichtgewicht-Module und Klebetechnik neue Perspektiven: Komplexe Dachstrukturen, bisherige Einschränkungen durch Statik oder vorhandene Gebäude können nun für erneuerbare Energie nutzbar gemacht werden.

Wer mehr über solche innovativen Lösungen erfahren möchte und sehen will, wie nachhaltige Energie auch auf anspruchsvollen Gebäuden effizient umgesetzt werden kann, findet weitere Informationen bei Swiss Renewable Solutions.

Fazit

Leichtgewicht-Module sind damit ein entscheidender Baustein, um die Energiewende auf allen Gebäudetypen voranzutreiben – von Industriehallen bis zu historischen Gebäuden, von kleinen Gewerbedächern bis zu grossen Produktionsstätten. Sie zeigen, dass technologische Innovationen und sorgfältige Planung neue Möglichkeiten schaffen, selbst unter anspruchsvollsten Bedingungen.

January 21, 2026
Starke Volatilität der Strompreise im Jahr 2025
Strompreise 2025

Entlastung für Haushalte und Unternehmen in Sicht

Nach zwei Jahren spürbarer Belastung durch steigende Energiepreise dürfen sich viele Schweizer Stromkundinnen und -kunden auf eine Atempause freuen: Für das Tarifjahr 2025 kündigen zahlreiche Energieversorger sinkende Strompreise an. Erste Umfragen deuten darauf hin, dass sowohl Privathaushalte als auch Unternehmen von dieser Entwicklung profitieren könnten. Doch ist das die Wende – oder nur ein Zwischenspiel?

Ein Blick auf die aktuellen Prognosen zeigt: Ein Grossteil der Schweizer Stromversorger plant, die Tarife ab 2025 spürbar zu senken. Grundlage dieser Einschätzung ist eine aktuelle Umfrage des Verbands Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE), an der sich 83 Energieversorgungsunternehmen beteiligt haben. 75 von ihnen gehen sicher oder wahrscheinlich von sinkenden Preisen aus. Hinter dieser erfreulichen Aussicht stehen vor allem rückläufige Marktpreise in Europa sowie geringere Kosten für die inländischen Stromreserven. Besonders aussagekräftig sind die konkreten Tarifangaben von 52 Versorgern, die zusammen rund 35 % der Schweizer Stromversorgung abdecken. Ihren Angaben zufolge sinken die Strompreise im Median:

für H4-Haushalte (mit einem typischen Verbrauch von 4’500 kWh): von 33.0 auf 30.5 Rp./kWh (–8 %)

für H2-Haushalte (mit tieferem Verbrauch): um rund 10 %

für C3- und C4-Firmenkunden: im Median um 8 bzw. 9 %

Das bedeutet für einen durchschnittlichen Vierpersonenhaushalt eine jährliche Ersparnis von über 140 Franken – ein willkommener finanzieller Spielraum, gerade in Zeiten hoher Lebenshaltungskosten.

Konkret rechnen viele Unternehmen damit, dass Haushalte im kommenden Jahr deutlich weniger pro Kilowattstunde zahlen müssen. Besonders betroffen: klassische Haushaltskunden mit mittlerem bis hohem Verbrauch. Auch Gewerbekunden dürfen auf sinkende Belastungen hoffen.

Trotz der insgesamt positiven Aussichten bleibt die Strompreislandschaft in der Schweiz weiterhin stark regional geprägt. Abgaben an Gemeinden, unterschiedliche Netzstrukturen und individuelle Beschaffungsstrategien führen dazu, dass die Preisentwicklung je nach Versorgungsgebiet stark variieren kann. So zahlen Haushalte in gewissen Regionen auch 2025 deutlich mehr als der nationale Durchschnitt, während andere spürbar günstiger wegkommen. Weiter werden in Zukunft die Tarife aufgrund der neuen Gesetzeslage deutlich dynamischer, mindestens in machen Versorgungsgebieten.

Für Immobilienbesitzer, Hoteliers oder Unternehmen lohnt es sich also, genau hinzuschauen – und dort, wo möglich, aktiv zu werden. In einigen Fällen kann der Wechsel in eine andere Tarifstruktur oder die Investition in eigene Produktionsmittel (z. B. Photovoltaik) langfristige Vorteile bringen.

So erfreulich die Prognosen auch sind – sie stehen unter Vorbehalt. Die endgültigen Tarife werden erst Ende August veröffentlicht, nachdem alle rund 600 Schweizer Grundversorger ihre Preispläne eingereicht haben. Erst dann prüft die Eidgenössische Elektrizitätskommission (ElCom) die Angaben und veröffentlicht die verbindlichen Preise für 2025. Und auch danach ist eines klar: Die Energiezukunft bleibt herausfordernd. Investitionen in Netzinfrastruktur, der schrittweise Umbau hin zu einer dezentralen, klimaneutralen Stromversorgung sowie mögliche geopolitische Unsicherheiten können mittelfristig wieder für steigende und v.a. dynamischere Kosten sorgen. Hinzu kommt: Die politische Debatte um die Weiterentwicklung des Strommarktes ist längst nicht abgeschlossen.

Bereits steht z.B. die nächste Vorlage (Beschleunigungserlass) in der Sommersession an, in der Artikel 15 des Energiegesetzes zur Debatte steht. Solarstrom soll nicht mehr zu einem vierteljährlich gemittelten Preis, sondern zum Marktpreis zu vergütet werden. (Quelle: Parlament, https://www.parlament.ch/centers/eparl/curia/2023/20230051/S4-1%20und%203%20D.pdf )

Die sehr positive Nachricht ist: Mit SRS bekommen sie den Solarstrom deutlich günstiger als den Strom vom Netz – auch bei sinkenden Marktpreisen!

CTA- Lassen Sie uns Ihre individuelle Energiestrategie entwickeln – mit PV-Potenzialanalyse und kompetenter Beratung.

Quelle:
VSE
January 12, 2026
Jahresrückblick 2025 für Swiss Renewable Solutions

Dotierung von Solarzellen – p-Typ oder n-Typ?

In der Photovoltaik-Branche ist aktuell eine lebhafte Diskussion im Gange: Wie kann der Wirkungsgrad von Solarzellen weiter gesteigert werden? Und: Soll künftig weiter auf die etablierte p-Typ Technologie gesetzt werden oder ist der n-Typ die Zukunft?

Beide Ansätze haben Vor- und Nachteile:

P-Typ Zellen basieren auf der Dotierung mit Bor und zeichnen sich durch einfache Herstellung und Robustheit aus. Allerdings können Effizienzeinbussen auftreten.
N-Typ Zellen werden mit Phosphor dotiert und versprechen höhere Stabilität und Lebensdauer der Ladungsträger. Die Herstellung ist aufwendiger, doch die möglichen Effizienzsteigerungen sind verlockend.

Für die Solarbranche stellt sich die Frage nach dem optimalen Kosten-Nutzen-Verhältnis. Dabei zeichnet sich ab, dass die Vorteile der n-Typ Technologie die höheren Produktionskosten aufwiegen und der n-Typ den p-Typ wohl ablösen wird.

Bereits wird an renommierten Forschungsinstituten an den nächsten Entwicklungsschritten getüftelt. Mit so genannten Tandemzellen, bei welchen innovative Materialkombinationen verwendet werden, könnte dereinst die Solarenergie noch effizienter genutzt werden. Mit einer vollständigen #Rückseitenkontaktierung (Back-contact cell) könnte zudem der Wirkungsgrad weiter gesteigert werden. Dadurch, dass die Vorderseite frei von Kontakten ist, kann mehr Licht in die Zelle eindringen.

Mit unserem Know-how im Bereich Solarmodule und -systeme beraten wir Sie gerne, welche Lösung für Ihr Projekt am besten geeignet ist.

December 17, 2025