Neuerungen im Energierecht 2026 und 2027: Was Schweizer Unternehmen jetzt beachten müssen
Seit dem 1. Januar 2026 gilt das zweite Paket des Stromgesetzes. Für Gewerbe und Industrie ändern sich damit die Regeln bei der Rückliefervergütung, bei der Förderung, bei der Netznutzung und beim Betrieb von Speichern. Die Zahlen des laufenden Jahres zeigen bereits deutlich, wie stark sich das auf die Wirtschaftlichkeit auswirkt.
Ein Markt im Umbruch
Die Schweizer Solarstatistik für 2025 markiert eine Zäsur. Ende 2025 waren 338’270 Photovoltaikanlagen mit einer kumulierten Leistung von 9’498.6 Megawatt installiert. Der jährliche Zubau ging von 1’800 Megawatt im Jahr 2024 auf 1’333 Megawatt zurück, der erste Rückgang seit 2017. Gleichzeitig legte die neu installierte Batteriespeicherkapazität um 70 Prozent auf 490 Megawattstunden zu, für 2026 wird eine erneute Verdoppelung erwartet.
Photovoltaik lieferte 2025 knapp 8 Terawattstunden und deckte damit nahezu 14 Prozent des Strom-Endverbrauchs. Für 2026 werden knapp 17 Prozent erwartet. Parallel dazu stieg die Zahl der Stunden mit negativen Preisen am Day-Ahead-Markt von weniger als 100 im Jahr 2023 auf rund 300 im Jahr 2025.
Die Botschaft dahinter ist eindeutig: Wer heute plant, plant nicht mehr für die Einspeisung, sondern für Eigenverbrauch, Flexibilität und Speicherung. Genau dort setzt das neue Recht an.
1. Rückliefervergütung: der Marktpreis bestimmt den Ertrag
Bisher war die Vergütung für eingespeisten Strom weitgehend vom Willen des örtlichen Energieversorgers abhängig. Seit dem 1. Januar 2026 gilt der vierteljährlich gemittelte Referenzmarktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung, sofern sich Netzbetreiber und Produzent nicht auf eine andere Vergütung einigen. Dieser Preis wird vom Bundesamt für Energie berechnet und entspricht dem (nach Erzeugungstechnol) QuartalsDurchschnitt der Day-Ahead-Preise für das Marktgebiet Schweiz, gewichtet nach der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung der jeweiligen Technologie.
Wie volatil das ist, zeigt das erste Halbjahr 2026: Für Photovoltaik lag der Quartalswert im ersten Quartal bei 102.66 Franken pro Megawattstunde, im zweiten Quartal nur noch bei 38.96 Franken. Der Monat April markierte mit 23.01 Franken pro Megawattstunde den Tiefstwert. Umgerechnet sind das rund 10.3 Rappen pro Kilowattstunde im Winterquartal und rund 3.9 Rappen im Frühlingsquartal.
Nach unten abgesichert sind nur kleinere Anlagen. Es gelten folgende Minimalvergütungen:
- Anlagen unter 30 kW: 6 Rappen pro Kilowattstunde, unabhängig davon, ob Eigenverbrauch vorliegt.
- Anlagen ab 30 kW mit Eigenverbrauch: anteilmässig nach der Regel 180 geteilt durch die Anlagenleistung in Kilowatt. Das ergibt rund 3 Rappen bei 60 kW, 2 Rappen bei 90 kW und 1.38 Rappen bei 130 kW.
- Anlagen ab 30 kW ohne Eigenverbrauch: 6.2 Rappen pro Kilowattstunde.
- Anlagen ab 150 kW: keine Minimalvergütung.
Für Industriebetriebe ist der letzte Punkt bzw. Anlagengrössen von über 150 kWp der entscheidende. Wer grossflächig auf Hallen und Logistikdächern produziert, hat keine Untergrenze und trägt das volle Marktpreisrisiko. Der Eigenverbrauchsanteil wird damit zum wichtigsten Hebel der Wirtschaftlichkeit.
Und es kommt noch einschneidender: Ab dem 1. Januar 2027 wird das Regime bereits wieder angepasst. Die Vergütung richtet sich dann nicht mehr nach dem vierteljährlichen Durchschnitt, sondern stündlich nach dem Spotmarktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung, mit einer Übergangsfrist bis Anfang 2028. Das bedeutet: Genau dann, wenn im Sommer über Mittag alle Anlagen gleichzeitig einspeisen, fällt der Preis am tiefsten aus, teils sogar ins Negative. Wer in diesen Stunden einspeist statt speichert, verschenkt Ertrag.
Damit verschiebt sich die Wirtschaftlichkeit weiter zugunsten des Batteriespeichers. Ein Speicher erlaubt es, die Mittagsproduktion aufzunehmen und dann zu nutzen oder einzuspeisen, wenn der Strom knapper und damit teurer ist, also morgens, abends und im Winter. Zusammen mit der seit 2026 möglichen Rückerstattung der Arbeitskomponente des Netznutzungsentgelts, der Lastspitzenkappung und der Eigenverbrauchsoptimierung verbessert die stündliche Vergütung ab 2027 die Amortisationsrechnung industrieller Speicher spürbar. Der Speicher wird damit vom Zusatznutzen zum zentralen Baustein jeder neuen Anlagenplanung.
Nicht vergessen sollte man die Wechseloption: Produzenten dürfen ihre Produktion und Herkunftsnachweise auch anderweitig verkaufen und die Abnahme durch den lokalen Netzbetreiber jeweils auf ein Quartalsende hin wieder in Anspruch nehmen, sofern sie dies einen Monat im Voraus ankündigen. Allerdings funktioniert dieser Markt im Moment nicht.
2. Lokale Elektrizitätsgemeinschaften: lokaler Handel über das öffentliche Netz
Seit Anfang 2026 kann lokal erzeugter Strom über das Verteilnetz innerhalb einer Gemeinde gehandelt werden. Teilnehmen können Endverbraucher, Erzeuger erneuerbarer Energie und Speicherbetreiber. Die Bedingungen sind leider eng gefasst: gleicher Verteilnetzbetreiber, gleiche Netzebene, wobei nur die Netzebenen 7 und 5 zulässig sind, alle Teilnehmenden in derselben Gemeinde, ein intelligentes Messsystem bei jedem Teilnehmer und eine Produktionsleistung von mindestens 5 Prozent der Anschlussleistung aller Beteiligten.
Finanziell attraktiv wird das Modell durch den reduzierten Netztarif. Auf den innerhalb der Gemeinschaft gehandelten Strom wird ein Abschlag von 40 Prozent gewährt. Werden mehrere Netzebenen beansprucht, sinkt er auf 20 Prozent. Für zusätzlich benötigten Reststrom gilt der normale Tarif. Den Preis für den intern gehandelten Strom bestimmt die Gemeinschaft selbst. Aus der Branche gibt es Forderungen an den Bundesrat, den gesetzlich möglichen Maximalabschlag von 60 Prozent auszuschöpfen, um die volle Wirkung dieses Werkzeugs zu entfalten und den lokalen Stromhandel erst wirtschaftlich zu ermöglichen.
Für Unternehmen mit mehreren Objekten in derselben Gemeinde eröffnet das ein zusätzliches Absatzfenster für Überschussstrom, zu deutlich besseren Konditionen als bei der reinen Einspeisung. Auch bestehende Zusammenschlüsse zum Eigenverbrauch können als Einheit Mitglied werden. Zu beachten ist die harte räumliche Grenze: Gemeinde- und netzgebietübergreifender Eigenverbrauch ist weder als Zusammenschluss noch als Gemeinschaft möglich. Wer Strom vom Standort A in eine andere Gemeinde bringen will, kann das über einen Liefervertrag tun, bezahlt dafür aber das volle Netznutzungsentgelt und sämtliche Zuschläge. SRS kann diese Variante für Sie einrichten.
3. Einmalvergütung: Winterstrombonus löst Höhenbonus ab
Die Vergütungssätze der Einmalvergütung wurden für 2026 nicht gesenkt. Neu ist der Winterstrombonus, der den bisherigen Höhenbonus ablöst. Er wird für Photovoltaikanlagen ab 100 kW ausbezahlt, die ab dem 1. Januar 2026 in Betrieb gehen und im Winterhalbjahr einen spezifischen Ertrag von mehr als 500 Kilowattstunden pro Kilowatt Leistung erreichen.
Gefördert wird damit nicht mehr der Standort, sondern der Produktionszeitpunkt. Für Fassadenanlagen, vertikale Aufständerungen und Ost-West-Systeme mit hohem Winterertrag verbessert das die Kalkulation spürbar. Mit dem Gesuch oder dem Auktionsgebot ist eine Simulation der voraussichtlichen Stromproduktion einzureichen. Wer den Winterstrombonus erhält, kann für dieselbe Anlage keinen weiteren Bonus beanspruchen, weil sonst der maximal zulässige Fördersatz von 30 Prozent bei Anlagen mit Eigenverbrauch beziehungsweise 60 Prozent ohne Eigenverbrauch überschritten würde. Auf eine Förderobergrenze für Solarexpress-Anlagen wurde nach der Vernehmlassung verzichtet.
Bereits seit dem 1. Januar 2025 besteht zusätzlich der Parkflächenbonus. Photovoltaikanlagen ab einer Leistung von 100 kW, die über dauerhaft eingerichteten und bisher unüberdachten Parkplatzarealen errichtet werden, erhalten einen zusätzlichen Förderbeitrag von Fr. 250 / kWp installierter Leistung. Der Bonus kann sowohl im Rahmen der Einmalvergütung für grosse Anlagen mit Eigenverbrauch als auch bei der hohen Einmalvergütung für Anlagen ohne Eigenverbrauch gewährt werden – einschliesslich Anlagen, deren Förderung durch eine Auktion bestimmt wird. Damit werden insbesondere die höheren Kosten für Überdachungen und Unterkonstruktionen solcher Parkplatzanlagen teilweise ausgeglichen.
Auf die ursprünglich vorgeschlagene Förderobergrenze für Solarexpress-Anlagen hat der Bundesrat nach der Vernehmlassung verzichtet. (Quelle: Anhang 2.1, Punkt 2.7.3 der Energieförderungsverordnung, https://www.fedlex.admin.ch/eli/cc/2017/766/de#annex_2_1/lvl_u1/lvl_2)
4. Auktionen für Anlagen ohne Eigenverbrauch
Grossanlagen, die vollständig einspeisen, werden über Auktionen gefördert. Die geplante wie auch die realisierte Leistung muss mindestens 150 kW betragen, die Anlage ist während mindestens 20 Jahren ohne Eigenverbrauch zu betreiben, und die Teilnahmegebühr von 300 Franken wird nicht zurückerstattet. Für 2026 sind vier Gebotstermine vorgesehen.
Bei der gleitenden Marktprämie wird ein Vergütungssatz pro Kilowattstunde ersteigert. Liegt der Referenzmarktpreis zuzüglich des Werts der Herkunftsnachweise darunter, wird die Differenz ausbezahlt.
Für Betriebe mit hohem Eigenverbrauch ist dieser Weg in der Regel nicht der richtige. Wer aber Dachflächen ohne grossen Verbrauch besitzt, sollte die Auktionsvariante rechnen lassen.
5. Flexibilität und Abregelung: der neue Normalfall
Netzbetreiber dürfen die Einspeisung neu in definiertem Rahmen begrenzen, ohne dies zu vergüten. Die garantierte Nutzung netzdienlicher Flexibilität ist auf höchstens 3 Prozent der jährlich erzeugten Energie am Anschlusspunkt beschränkt. Zulässig ist auch eine fixe Begrenzung der Einspeiseleistung, sofern der Produktionsverlust unter 3 Prozent bleibt. Bei typischen Photovoltaikanlagen führt eine Begrenzung auf 70 Prozent der Leistung nur zu 1 bis 3 %Ertragsverlust. Alles darüber hinaus muss der Netzbetreiber vertraglich vereinbaren und vergüten.
Für bestehende Anlagen gilt zudem eine wichtige Klarstellung der ElCom: Nötige Nachrüstungskosten für die Abregelung auf 70 Prozent dürfen nicht den Produzierenden angelastet werden, und Bestandesanlagen sollen nur dort abgeregelt werden, wo dadurch ein relevanter netzdienlicher Nutzen entsteht. Die technische Umsetzung ist seit September 2025 in einem Branchenleitfaden geregelt.
Der wirtschaftliche Umkehrschluss ist eindeutig: Jede Kilowattstunde, die vor Ort verbraucht oder zwischengespeichert wird, entzieht sich dem Abregelungsrisiko vollständig.
6. Batteriespeicher: bessere Rahmenbedingungen
Seit dem 1. Januar 2026 können Betreiber von Speichern mit Endverbrauch beim Verteilnetzbetreiber die Rückerstattung des Netznutzungsentgelts beantragen. Sie gilt nur für jene Menge, die aus dem Netz bezogen, gespeichert und später nachweislich wieder ins Netz zurückgespeist wird, und sie beschränkt sich auf die Arbeitskomponente des Netznutzungstarifs. Grund- und Leistungskomponente bleiben geschuldet, weil sie die Anschlusskapazität und die strukturellen Netzkosten abdecken. Für Speicherverluste gibt es keine Rückerstattung.
Voraussetzung ist ein geeignetes Messsystem. Ist der Speicher mit einer Erzeugungsanlage hinter demselben Hausanschlusspunkt verbunden, braucht es ein zusätzliches intelligentes Messsystem, dessen Kosten der Anlagenbetreiber trägt. Der Netzbetreiber publiziert dafür einen eigenen Rückerstattungstarif. Speicher ohne Endverbrauch sind bereits seit dem 1. Januar 2025 vom Netznutzungsentgelt befreit.
Innerhalb einer lokalen Elektrizitätsgemeinschaft gilt eine Sonderregel: Speicher dürfen pro Abrechnungsperiode nicht mehr Elektrizität in die Gemeinschaft abgeben, als sie von ihr beziehen. Für die überschiessende Menge entfällt der Anspruch auf den reduzierten Netztarif.
7. Netztarife: Leistung zählt mehr, Zeitpunkt zählt neu
Bei der Kostenwälzung zwischen den Netzebenen verschiebt sich das Gewicht deutlich zugunsten der Leistung. Die Leistungskomponente steigt im Übertragungsnetz von 60 auf 90 Prozent und im Verteilnetz von 70 auf 90 Prozent, während die Arbeitskomponente auf 10 Prozent sinkt. Für Betriebe mit ausgeprägten Lastspitzen erhöht das den Druck auf ein aktives Lastmanagement.
Erstmals möglich sind zudem dynamische Netznutzungstarife. Sie müssen sich an den erwarteten Netzbelastungswerten orientieren, im Regelfall mindestens vier Tarifstufen pro Tag mit einer Mindestdauer von je einer Stunde aufweisen und am Vortag bekannt sein. Auch eine örtliche Differenzierung nach Netzsituation ist zulässig. Voraussetzung ist ein intelligentes Messsystem.
Für Industriekunden ist besonders relevant, dass es für alle höheren Netzebenen und für alle Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch ab 50 Megawattstunden keine spezifischen Tarifvorgaben in der Verordnung mehr gibt. In diesem Segment besteht also erheblicher Gestaltungs- und Verhandlungsspielraum. Zwei weitere Neuerungen erleichtern das Energiemanagement.: Netzbetreiber müssen ihre Tarife maschinenlesbar publizieren, sodass Energiemanagementsysteme sie direkt verarbeiten können.
Weiter sind Netznutzungs- sowie Messtarife sind seit 2026 getrennt zu berechnen und in der Rechnung gesondert auszuweisen.
8. Netzanschluss und Bewilligungen
Ein oft übersehener Punkt betrifft die Anschlusskosten. Werden Verstärkungen einer bestehenden Anschlussleitung durch die Einspeisung aus Produktionsanlagen mit einer Anschlussleistung über 50 kW ausgelöst, sind die Kosten als Kosten des Übertragungsnetzes anrechenbar und werden den Netzbetreibern von der nationalen Netzgesellschaft vergütet, höchstens jedoch mit 50 Franken pro Kilowatt neu installierter Erzeugungsleistung. Bei Anlagen unter 50 kW tragen die Produzenten die Kosten vollständig selbst.
SRS hat die Erfahrung gemacht, dass die Netzbetreiber teilweise noch nicht auf diese Gesetzesänderung eingehen. Wir mussten diese Kostenübergabe bereits mehrfach «erkämpfen».
Bei den Verfahren geht es vorwärts. Der Bundesrat hat den Beschleunigungserlass am 25. Februar 2026 grösstenteils auf den 1. April 2026 in Kraft gesetzt. Er vereinfacht und verkürzt die Planungs- und Bewilligungsverfahren für Solar-, Wasserkraft- und Windenergieanlagen von nationalem Interesse, strafft Rechtsmittelverfahren und vereinfacht die Planung des Netzausbaus. Zwei Anpassungen zur Vergütung sind davon ausgenommen und folgen später.
Für Gebäude, gerade im Industriebereich, relevant ist, dass Fassadenanlagen unter bestimmten Bedingungen im Meldeverfahren erstellt werden können, etwa bei einer kompakten rechteckigen Fläche und einem Abstand von höchstens 20 Zentimetern zur Fassade. Damit kann die aufwändige und langwierige Baubewilligung umgangen werden.
9. Ausblick: Juli 2026, Januar 2027 und danach
Die Entwicklung ist nicht abgeschlossen. Am 27. Mai 2026 hat der Bundesrat weitere Teilrevisionen genehmigt, die per 1. Juli 2026 in Kraft getreten sind. Die neuen Regeln zur Abnahmevergütung folgen per 1. Januar 2027. Weil an sonnigen Tagen immer häufiger Überschüsse und negative Preise auftreten, richtet sich die Vergütung dann nach dem Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung, also nach dem stündlichen Spotmarktpreis, mit einer Übergangsfrist bis Anfang 2028. Die Minimalvergütungen für Anlagen unter 150 kW bleiben unverändert. Liegt der Referenzmarktpreis darunter, wird die Differenz quartalsweise ausgeglichen.
Damit entsteht ein starker Anreiz, Strom bei tiefen oder negativen Preisen zu speichern oder direkt zu verbrauchen, statt ihn einzuspeisen. Die Branche fordert im Gegenzug eine stärkere Erhöhung der Einmalvergütung per April 2027, da die Übergangsphase derzeit für Verunsicherung bei Betreibern und Investoren sorgt.
Die Richtung des Ausbaus ist klar vorgegeben: Bis 2030 gilt ein Zwischenziel von insgesamt 23 Terawattstunden erneuerbarer Stromproduktion ohne Wasserkraft, davon 18.7 Terawattstunden aus Photovoltaik und 2.3 Terawattstunden aus Windenergie. Bis 2035 sollen es 35 Terawattstunden sein.
Was Unternehmen jetzt konkret prüfen sollten
- Eigenverbrauch messen und erhöhen. Ohne Minimalvergütung ab 150 kW bestimmt der Eigenverbrauchsanteil die Rendite, wie das zweite Quartal 2026 mit rund 3.9 Rappen pro Kilowattstunde gezeigt hat.
- Speicher neu rechnen lassen von kompetenten Partnern. Rückerstattung der Arbeitskomponente, Lastspitzenkappung und die ab 2027 geltende Vergütung zum Einspeisezeitpunkt verändern die Amortisation grundlegend.
- Lastgang analysieren und Tarifmodell prüfen. Ab 50 Megawattstunden Jahresverbrauch bestehen kaum regulatorische Vorgaben, entsprechend gross ist der Verhandlungsspielraum.
- Abnahmevertrag jährlich hinterfragen. Der Wechsel zwischen Netzbetreiber und anderem Abnehmer ist auf jedes Quartalsende möglich, mit einem Monat Vorlauf.
- Anschlussleistung im Blick behalten. Ab 50 kW werden Verstärkungen von Anschlussleitungen mitfinanziert, darunter nicht.
- LEG-Potenzial im Areal prüfen. Mehrere Objekte in derselben Gemeinde und auf derselben Netzebene können sich lohnen.
- Förderstrategie früh festlegen. Winterstrombonus, Einmalvergütung und Auktion schliessen sich teilweise gegenseitig aus, und der Bonus verlangt eine Ertragssimulation.
Das Energierecht 2026 verschiebt den Fokus klar vom Einspeisen zum intelligenten Nutzen und lokalen Netzen bzw. Gemeinschaften. Wer Strom dann verbraucht oder speichert, wenn er anfällt, gewinnt. Wer auf stabile Rückliefertarife setzt, verliert Planbarkeit. Die Marktzahlen bestätigen diesen Wandel bereits. Es werden weniger Module, dafür deutlich mehr Speicher verbaut.
Als Partner für Planung, Bau und Finanzierung industrieller Photovoltaikanlagen bewerten wir Dachfläche, Lastprofil und Förderoptionen unter den neuen Rahmenbedingungen. Beim Solar Contracting übernehmen wir Investition und Betriebsrisiko, Sie beziehen planbar günstigen Solarstrom.
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