In Seftigen BE hat Swiss Renewable Solutions auf einer grossen Gewerbehalle eine Photovoltaikanlage mit 941 kWp realisiert, auf dem ganzen Dach und an zwei Fassaden. Der Solarstrom wird über einen virtuellen Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (vZEV) direkt vor Ort genutzt. Ergänzt wird die Anlage durch einen Batteriespeicher mit 125 kW Leistung und 261 kWh Speicherkapazität.
Das Projekt auf einen Blick
Merkmal
Angabe
Standort
Seftigen, Kanton Bern
Gebäude
Gewerbehalle, PV auf dem ganzen Dach und zwei Fassaden
Leistung
941 kWp
Jahresproduktion
ca. 950 MWh
Eigenverbrauchsmodell
vZEV
Batteriespeicher
125 kW Leistung, 261 kWh Speicherkapazität, im Bau
Realisierung
Swiss Renewable Solutions
Warum Gewerbedächer und Fassaden so viel Potenzial haben
Grosse Flachdächer von Gewerbe und Industrie gehören zu den besten Flächen für Solarstrom in der Schweiz. Sie sind meist unverschattet, gut zugänglich und liegen dort, wo tagsüber viel Strom verbraucht wird.
In Seftigen kommen zwei Fassaden dazu. Sie nutzen die tief stehende Wintersonne gut und liefern deshalb wertvollen Winterstrom. Mit 941 kWp und rund 950 MWh pro Jahr produziert die Anlage so viel Strom, wie rund 210 Haushalte im Jahr verbrauchen (bei rund 4’500 kWh pro Haushalt). Mehr zur Technik finden Sie auf unserer Seite zur Photovoltaik.
vZEV: Solarstrom teilen, ohne neue Leitungen zu bauen
Beim klassischen Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV) fliesst der Solarstrom nur über private Leitungen. Seit dem 1. Januar 2025 ist zusätzlich der virtuelle Zusammenschluss zum Eigenverbrauch möglich, wie zum Beispiel die EWN in ihren Fragen und Antworten zum Eigenverbrauch erklärt.
Der vZEV darf auch die Anschlussleitungen des Netzbetreibers nutzen. Die Grenze ist der gemeinsame Verknüpfungspunkt der Liegenschaften, also ein Verteilkasten oder eine Trafostation. Innerhalb des vZEV kann es mehrere Zähler geben, deren Verbrauch virtuell zusammengezählt wird (Gemeinde Köniz).
Für Seftigen bedeutet das: Der Strom vom Hallendach wird direkt von den Teilnehmenden vor Ort genutzt, ohne dass neue private Leitungen gebaut werden müssen. Jede selbst genutzte Kilowattstunde ist wertvoller als eine eingespeiste, denn die Rückliefervergütung richtet sich seit 2026 nach dem Marktpreis.
Modell
Leitungen
Reichweite
Seit
ZEV
nur private Leitungen
ein Grundstück oder Areal
2018
vZEV
private Leitungen und Anschlussleitungen des Netzbetreibers
bis zum gemeinsamen Verknüpfungspunkt
1. Januar 2025
LEG
öffentliches Verteilnetz, mit reduziertem Netztarif
innerhalb derselben Gemeinde und Netzebene
1. Januar 2026
Wer Solarstrom über den Verknüpfungspunkt hinaus teilen möchte, kann eine lokale Elektrizitätsgemeinschaft (LEG) bilden. Mehr dazu lesen Sie in unserem Beitrag Neuerungen im Energierecht 2026.
Batteriespeicher: der nächste Schritt
Aktuell wird in Seftigen ein Batteriespeicher mit 125 kW Leistung und 261 kWh Speicherkapazität gebaut. Er wird Überschüsse vom Mittag speichern und am Abend wieder abgeben. So steigt der Anteil des Solarstroms, der im vZEV selbst genutzt wird.
Der Speicher kann zudem Leistungsspitzen reduzieren. Das senkt die Netzkosten, weil bei den Netztarifen die bezogene Leistung immer stärker ins Gewicht fällt. Wann sich ein Speicher für Gewerbe und Industrie lohnt, zeigen unsere Beiträge zu Batteriespeichern (BESS) und zur Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern. Über die Inbetriebnahme berichten wir hier und auf LinkedIn.
Stimme der Bauherrschaft
«Besten Dank für den problemlosen Aufbau der Solaranlage in Seftigen. Ich war beeindruckt von der kompetenten Arbeit Ihrer Leute.» Tony Nydegger
Das Projekt in Seftigen zeigt, wie Photovoltaik, vZEV und Batteriespeicher zusammenspielen. Dach und Fassaden liefern den Strom, der vZEV bringt ihn ohne neue Leitungen zu den Verbrauchern, und der Speicher verschiebt ihn künftig in die Abendstunden.
Sie haben ein grosses Dach und möchten wissen, was diese Kombination für Ihr Unternehmen bringt? Kontaktieren Sie uns für eine unverbindliche Erstberatung. Weitere Projekte finden Sie unter unseren Referenzen für kommerzielle Anlagen.
Photovoltaik ist in der Schweiz systemrelevant geworden, und damit auch ein mögliches Angriffsziel. Das Nationale Testinstitut für Cybersicherheit (NTC) hat im September 2026 mehr als 50 Schwachstellen in verbreiteten Wechselrichtern und Energiemanagementsystemen gefunden. Wir erklären, was die Studie zeigt, was sie für Gewerbe- und Industrieanlagen bedeutet und welche Fragen Sie Ihrem PV-Partner jetzt stellen sollten.
Was das NTC untersucht hat
Das NTC hat während rund eines Jahres elf digitale Produkte von acht Herstellern geprüft: sieben Wechselrichter und vier Energiemanagementsysteme (Photon). Die Ergebnisse im Überblick:
Mehr als 50 Schwachstellen, davon sieben kritisch und sechs schwerwiegend (inside-it).
Fünf der elf Produkte hatten mindestens eine gravierende Sicherheitslücke.
Bei vier Produkten gelang es den Experten, die vollständige Kontrolle über das Gerät zu übernehmen (cash).
Bei fast allen getesteten Wechselrichtern liess sich die Einspeiseleistung ohne Anmeldung bis auf null senken.
Wiederkehrende Probleme waren voreingestellte Passwörter, ungesicherte Wartungszugänge und eine ungenügende Verschlüsselung (watson).
Die Lücken wurden den Herstellern vertraulich gemeldet. Produktnamen nennt der Bericht bewusst nicht, und die meisten Hersteller haben rasch reagiert (Photon). Hinweise auf absichtlich eingebaute Hintertüren fanden die Fachleute nicht (inside-it). Den vollständigen Bericht finden Sie auf der Website des NTC.
Warum das Thema das ganze Stromnetz betrifft
Das Sicherheitsniveau der geprüften Geräte ist laut NTC nicht schlechter als bei anderen vernetzten Produkten. Der Unterschied liegt in ihrer Bedeutung: An sehr sonnigen Tagen deckt Photovoltaik zeitweise mehr als die Hälfte des Schweizer Stromverbrauchs (inside-it).
Die meisten Anlagen sind mit den Servern ihrer Hersteller verbunden. Wird ein Hersteller angegriffen oder unter Druck gesetzt, könnten viele Anlagen gleichzeitig aus der Ferne abgeschaltet werden (SwissCybersecurity.net). Eine einzelne Anlage ist für das Netz unbedeutend, der gesamte Bestand dagegen ist kritische Infrastruktur.
Wichtig: Die Studie fordert ausdrücklich nicht weniger Solaranlagen, sondern mehr Sicherheitsprüfungen. Auch Swissolar hat das Thema unter dem Titel «Stromnetz und Cybersicherheit» aufgegriffen (Swissolar).
Was das für Gewerbe und Industrie bedeutet
Für Unternehmen geht es um mehr als die Netzstabilität. Eine manipulierte Anlage produziert keinen Strom für den Eigenverbrauch, und ein kompromittiertes Energiemanagementsystem kann ein Einfallstor ins Firmennetz sein. Gerade wenn PV-Anlage, Batteriespeicher und Lastspitzenmanagement zusammenspielen, hängt die Wirtschaftlichkeit an einer zuverlässigen und geschützten Steuerung.
Checkliste: 7 Fragen an Ihren PV-Partner
Das NTC empfiehlt individuelle Zugangsdaten, besser geschützte Fernzugriffe, eine Trennung der Anlagen vom übrigen Netzwerk und digital signierte Updates (inside-it). Daraus leiten sich diese Fragen ab:
Sind auf allen Geräten individuelle Passwörter gesetzt statt der Werkseinstellungen?
Ist der Wechselrichter direkt aus dem Internet erreichbar, oder schützt ihn ein Router oder eine Firewall?
Ist die Anlage vom Produktions- und Büronetz getrennt?
Wer ist vertraglich für Software-Updates zuständig, und wie schnell werden sie eingespielt?
Wer handelt im Ereignisfall, und wie ist die Meldekette geregelt?
Werden nicht benötigte Fernsteuerfunktionen deaktiviert?
Wird die Anlage laufend überwacht, sodass Leistungseinbrüche sofort auffallen?
Die Punkte zu Passwörtern, Internetzugang, Zuständigkeiten und Fernsteuerung entsprechen den Empfehlungen, die das NTC Anlagenbesitzern bei der Übergabe mitgibt (watson).
Regulierung zieht nach
Das NTC fordert Mindestanforderungen für neue Geräte und möchte Cybersicherheit zur Voraussetzung für den Netzanschluss machen (watson). In der EU gilt seit dem 11. September 2026 für Hersteller vernetzter Produkte wie Wechselrichter eine Meldepflicht nach dem Cyber Resilience Act: Aktiv ausgenutzte Schwachstellen müssen innerhalb von 24 Stunden gemeldet werden (Solarliebhaber). Für Unternehmen mit Standorten in der Schweiz und in Deutschland lohnt es sich, beide Entwicklungen im Blick zu behalten.
Der NTC-Bericht ist kein Grund, auf Photovoltaik zu verzichten, aber ein klarer Auftrag, Cybersicherheit von Anfang an mitzuplanen. Beim Solar Contracting plant, baut, betreibt und unterhält SRS die Anlage auf Ihrem Dach. Damit ist der Betrieb der Anlage in einer Hand geregelt, und Sie haben einen festen Ansprechpartner, der die oben genannten Fragen für Sie beantwortet.
Deutschland steht vor dem grössten Umbau der Solarförderung seit Einführung des EEG. Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 die EEG-Novelle beschlossen, und der Bundestag berät den Entwurf am 24. September 2026 in erster Lesung. Für neue PV-Anlagen soll die feste Einspeisevergütung ab dem 1. Januar 2027 entfallen. Was das für Gewerbe und Industrie bedeutet und warum sich der Blick jetzt auf den Eigenverbrauch richten sollte, erfahren Sie in diesem Beitrag.
Was das Kabinett beschlossen hat
Das Kabinett hat die EEG-Novelle gemeinsam mit einem Netzanschlusspaket verabschiedet. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche spricht laut c-ober von einem Paradigmenwechsel: Erstmals soll beim Ausbau der Erneuerbaren systematisch berücksichtigt werden, wo neue Anlagen für das Stromnetz sinnvoll sind.
Wichtig: Es handelt sich um einen Regierungsentwurf, noch nicht um geltendes Recht. Bundestag, Bundesrat und EU-Kommission müssen zustimmen, wie EMA Energiewelt zusammenfasst. Der Bundesrat befasst sich laut Solaranlagen-Ratgeber in seiner Plenarsitzung vom 25. September 2026 mit dem Entwurf.
Die wichtigsten geplanten Änderungen
Ende der festen Einspeisevergütung: Für alle Neuanlagen ab dem 1. Januar 2027 soll die feste Vergütung wegfallen, zusammen mit der bisherigen Ausfallvergütung (reduco).
Kleine Anlagen unter 25 kW: Statt 20 Jahren fester Vergütung ist eine befristete Übergangszahlung von zunächst 5,2 ct/kWh vorgesehen, längstens bis zum 36. Monat nach Inbetriebnahme (Solaranlagen-Ratgeber). Dazu kommt ein Direktvermarktungsbonus (metergrid).
Differenzverträge für Neuanlagen: Das EEG 2027 bringt zweiseitige Differenzverträge (CfD) mit Rückzahlungspflicht (Logic Energy).
Abregelung ohne Entschädigung: In Hot-Spot-Regionen, deren Netze zusätzlichen Wind- oder Solarstrom absehbar nicht aufnehmen können, sollen Entschädigungen bei Abregelungen entfallen (EMA Energiewelt).
Bestandsschutz: Bestehende Anlagen behalten ihre Vergütung.
Was bis Ende 2026 noch gilt
Seit dem 1. August 2026 erhalten Anlagen bis 10 kWp 7,70 ct/kWh bei Teileinspeisung. Der bei Inbetriebnahme gültige Satz ist für 20 Jahre plus den Rest des Inbetriebnahmejahres garantiert (reduco). Wer bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb geht, bleibt im bewährten Fördersystem mit einseitiger Marktprämie, ohne die Rückzahlungspflicht der CfD (Logic Energy).
Für grössere Gewerbeanlagen ist dieses Zeitfenster allerdings knapp. Es lohnt sich vor allem für Projekte, die bereits geplant und bewilligt sind.
Was bedeutet das für Gewerbe und Industrie?
Die Einspeisung verliert an Gewicht, der Eigenverbrauch wird zum entscheidenden Werttreiber. Betriebe, die ihren Solarstrom direkt selbst verbrauchen, sind von der Novelle weit weniger betroffen als Volleinspeiser (c-ober). Jede selbst genutzte Kilowattstunde ersetzt teuren Netzstrom, während eingespeister Strom künftig nur noch zum Marktpreis bewertet wird.
Trotzdem zögert der Mittelstand. Im ersten Halbjahr 2026 wurden in Deutschland rund 7,4 GW neu installiert, doch bei Anlagen bis 750 kW gab es 18 Prozent weniger Neuregistrierungen als im Vorjahreszeitraum (c-ober). Gleichzeitig wächst der Speichermarkt: Im Gewerbesegment stieg die neu installierte Speicherkapazität im ersten Quartal 2026 um rund 42 Prozent (Photon).
Drei Hebel machen Gewerbeanlagen unter dem neuen EEG wirtschaftlich:
Anlage auf das Lastprofil auslegen: Die Grösse richtet sich nach dem Verbrauch am Standort, nicht nach der maximal möglichen Dachfläche. Mehr zu unserem Vorgehen finden Sie unter Photovoltaik für Unternehmen.
Finanzierung ohne Eigenkapital: Mit Solar Contracting finanziert, baut und betreibt SRS die Anlage, und Sie profitieren vom ersten Tag an von günstigerem Solarstrom.
Was sich im Verfahren noch ändern kann
Aus der SPD-Fraktion und vom Bundesverband Solarwirtschaft werden substanzielle Änderungen gefordert, die endgültige Fassung kann also noch abweichen (reduco). Der BSW Solar warnt, dass das Plus im ersten Halbjahr vor allem auf Vorzieheffekten beruht und die geplanten Kürzungen den Ausbau ab 2027 deutlich bremsen könnten (Solarserver). Wir halten Sie auf dem Laufenden.
Parallele zur Schweiz
Auch in der Schweiz endet die Zeit fixer Vergütungen. Ab Anfang 2027 richtet sich die Abnahmevergütung, wenn sich Produzent und Netzbetreiber nicht einigen, nach dem Spotmarktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung (Swissolar). Beide Länder setzen damit auf dasselbe Prinzip: Solarstrom ist dort am wertvollsten, wo und wann er gebraucht wird. Mehr dazu in unserem Beitrag zur dynamischen Abnahmevergütung [Link nach Veröffentlichung einfügen] und in unserer Übersicht zu den Neuerungen im Energierecht 2026.
Die EEG-Novelle macht Photovoltaik für Unternehmen nicht unattraktiv, sie verschiebt nur die Logik. Wer Solarstrom konsequent selbst nutzt und mit einem Speicher kombiniert, ist vom Ende der Einspeisevergütung kaum betroffen. Swiss Renewable Solutions plant, finanziert und betreibt PV- und Speicherlösungen für Gewerbe und Industrie in der Schweiz und in Deutschland, schlüsselfertig aus einer Hand.
Die definitiven Stromtarife für 2027 in der Schweiz sind publiziert. Gemäss den Berechnungen der Eidgenössischen Elektrizitätskommission ElCom vom 8. September 2026 bezahlt ein typischer Haushalt im kommenden Jahr im Median 26.5 Rp./kWh und damit rund 4 Prozent weniger als 2026. Für grosse Gewerbebetriebe im Profil C4 sinke der Median auf 22.77 Rp./kWh, ein Minus von 3.8 Prozent. In unserer Halbzeitbilanz vom 31. August hatten wir angekündigt, die definitiven Zahlen für Unternehmen einzuordnen. Grundlage ist das ElCom-Verbrauchsprofil C4: ein grosser Betrieb mit 500’000 kWh Jahresverbrauch und maximal 150 kW Leistung am Niederspannungsnetz (Wegleitung der ElCom). Vorweg: Der schweizweite Median verrät wenig über die eigene Stromrechnung. Entscheidend sind der Standort und die Entwicklung der Netznutzungskosten.
Gewerbe und Industrie: mehr als Faktor vier zwischen günstigster und teuerster Gemeinde!
Die Strompreis-Übersicht der ElCom zeigt für jedes Tarifjahr den tiefsten Wert, den Median und den höchsten Wert aller Gemeinden. Für das Profil C4 im Standardprodukt ergibt sich folgender Vergleich:
Tarifjahr
Minimum
Median
Maximum
Spanne Max. zu Min.
Jahreskosten Median
2017
0.00
16.13
24.28
24.28
80’650 CHF
2025
10.45
25.67
42.79
32.34
128’350 CHF
2026
8.40
23.66
37.28
28.88
118’300 CHF
2027
8.49
22.77
39.55
31.06
113’850 CHF
Tabelle 1: Gesamttarif Profil C4 (500’000 kWh/Jahr, Produkt Standard) in Rp./kWh, exkl. MwSt.; Jahreskosten beim Median. Der Minimalwert 2017 von 0.00 Rp./kWh ist ein statistischer Sonderfall. Quelle: ElCom Strompreis-Übersicht, Stand 07.09.2026.
2027 liegt der Median für C4 bei 22.77 Rp./kWh. Für einen Betrieb mit 500’000 kWh entspricht das Stromkosten von rund 113’850 Franken pro Jahr (exkl. MwSt.), 3.8 Prozent weniger als 2026 mit 23.66 Rp./kWh. Bereits von 2025 auf 2026 war der Median um 7.8 Prozent gesunken, von 25.67 auf 23.66 Rp./kWh. Die VSE-Umfrage vom Juni hatte für C4 ein Minus von rund 4 Prozent erwartet und lag damit nahe am definitiven Ergebnis.
Der Blick zurück relativiert die Entlastung: 2017 lag der Median bei 16.13 Rp./kWh. Trotz zweier Senkungen in Folge bezahlt ein C4-Betrieb 2027 damit rund 41 Prozent mehr als vor zehn Jahren, bei 500’000 kWh gut 33’000 Franken pro Jahr. Die ElCom hält fest, dass sich die Tarife parallel zu den Grosshandelspreisen zwar stabilisiert haben, aber weiterhin auf recht hohem Niveau liegen. Die Senkung 2027 geht im Wesentlichen auf günstigere Energiepreise zurück, weil bei vielen Versorgern besonders teure Beschaffungsverträge aus der Zeit der Energiekrise im Zusammenhang mit dem Aufflammen des Ukraine-Kriegs auslaufen.
Noch wichtiger als der Median ist die Spannweite. 2027 bezahlt ein C4-Betrieb am günstigsten Standort 8.49 Rp./kWh, am teuersten 39.55 Rp./kWh, also rund das 4.7-Fache. Hochgerechnet auf 500’000 kWh sind das rund 42’450 Franken am einen und rund 197’750 Franken am anderen Ende der Skala. Das ergibt über 155’000 Franken Unterschied pro Jahr bei identischem Verbrauch. Bemerkenswert: Während der Median sinkt, wird die Spanne 2027 wieder grösser, von 28.88 auf 31.06 Rp./kWh. Am grössten war sie unter den verglichenen Jahren 2025 mit 32.34 Rp./kWh. 2026 lagen die Extremwerte bei 8.40 Rp./kWh (Rongellen GR) und 37.28 Rp./kWh (Kestenholz SO). Die ElCom führt die grossen Unterschiede vor allem auf die Energiebeschaffung zurück, also auf den Anteil Eigenproduktion und die Beschaffungsstrategie des jeweiligen Netzbetreibers.
Gesamttarif Profil C4 in den Tarifjahren 2017, 2025, 2026 und 2027 (animiert). Die Farben zeigen die Abweichung vom Median des jeweiligen Jahres. Quelle: ElCom Strompreis-Übersicht
Die Karten zeigen zudem, wie sich die regionalen Muster verschieben. Weil die Farben jeweils die Abweichung vom Median des Jahres darstellen, geht es dabei um die relative Position einer Gemeinde. 2017 lagen vor allem der Jurabogen und grosse Teile des Kantons Bern deutlich über dem Median, während Zürich und die Nordostschweiz klar darunter blieben. Seit 2025 sticht das nördliche Tessin mit Werten deutlich über dem Median hervor. Teile Graubündens und der Zentralschweiz liegen dagegen seit 2025 durchgehend deutlich darunter. Graue Flächen markieren Gebiete ohne Daten; für 2027 haben laut ElCom einige wenige Netzbetreiber ihre Tarife nicht fristgerecht eingereicht.
Ein Drittel teurere Netzgebühren als vor zehn Jahren
Über denNetznutzungstarif finanzieren die Netzbetreiber den Bau, Betrieb und Unterhalt der Stromnetze. Anders als der Energietarif lässt er sich weder über einen verbesserten Einkauf noch über einen Lieferantenwechsel beeinflussen, die Betriebe sind fix an den lokalen Betreiber gebunden. Für das Profil C4 zeigt die ElCom-Übersicht folgende Medianwerte:
Zwischen 2017 und 2026 stieg der Median um 2.44 Rp./kWh. Ein C4-Betrieb bezahlt damit allein für die Netznutzung rund 12’200 Franken mehr pro Jahr. Der Vergleich unterzeichnet den Anstieg sogar: Bis 2025 war der Messtarif im Netznutzungstarif enthalten, seit 2026 wird er separat ausgewiesen. Der Wert von 2017 umfasst die Messkosten also noch, jene von 2026 und 2027 nicht mehr.
Schon 2017 war die Streuung gross. Die Netznutzung reichte im Profil C4 von 0.00 bis 14.44 Rp./kWh, den höchsten Wert wies Ursenbach (BE) aus. Der Minimalwert von null ist ein statistischer Sonderfall und für die Praxis nicht aussagekräftig.
Warum die Netznutzung 2027 leicht sinkt: der WACC
2027 geht der Median von 9.71 auf 9.53 Rp./kWh zurück. Das sind 0.18 Rp./kWh oder 1.9 Prozent weniger, bei 500’000 kWh rund 900 Franken pro Jahr. Ein zentraler Grund ist der WACC (Weighted Average Cost of Capital). Dieser kalkulatorische Kapitalkostensatz bestimmt, wie Netzbetreiber das im Stromnetz gebundene Kapital und künftige Investitionen in die Netzerneuerung verzinsen dürfen. Das UVEK hat den WACC für das Tarifjahr 2027 auf 3.28 Prozent festgelegt, nach 3.43 Prozent im Tarifjahr 2026. Die Netznutzungserlöse sinken dadurch schweizweit um rund 34 Millionen Franken. Die ElCom beziffert den Effekt auf etwa 0.06 Rp./kWh beim Netztarif.
Zwei weitere Effekte entlasten die Netzkosten im 2027.: Die Tarife von Swissgrid sinken von 1.42 auf 1.2 Rp./kWh, und der Beitrag für die «Stromreserve» fällt von 0.41 auf 0.17 Rp./kWh. In die Gegenrichtung wirkt der Tarifzuschlag für solidarisierte Kosten, der von 0.05 auf 0.19 Rp./kWh steigt.
Eine Trendwende ist das nicht. Die ElCom spricht selbst von einem generellen Trend steigender Netzkosten und Netztarife, der 2027 lediglich gedämpft wird. Für Haushalte (H4) steigt der Netztarif 2027 um rund 2 Prozent, bei mittleren Betrieben legen Netz- und Messkosten zusammen leicht zu. Zudem wird der WACC für jedes Tarifjahr neu festgelegt (BFE, WACC Netze) und ist damit keine dauerhafte Entlastung.
Grosse Unterschiede bei den Messtarifenn
Seit dem Tarifjahr 2026 weisen die Netzbetreiber den Messtarif separat aus. Er deckt Einbau, Betrieb, Unterhalt und Ablesung der Zähler sowie die Aufbereitung der Messdaten. In der Strompreis-Übersicht der ElCom lässt er sich unter «Preiskomponente» für jede Gemeinde abrufen, auch für das Profil C4.
Für Haushalte steigt der Median 2027 um rund 4 Franken auf 78.48 Franken pro Jahr (2026: 74.40 Franken). Laut ElCom bleiben die Unterschiede zwischen den Netzbetreibern auffällig gross: Die Messtarife reichen von 0 bis 180 Franken pro Jahr. Im Profil C4 fällt der Messtarif pro Kilowattstunde wegen des hohen Verbrauchs kaum ins Gewicht. Ein Prüfpunkt bleibt er trotzdem, vor allem für Unternehmen mit mehreren Standorten und Messpunkten.
Die ElCom verfolgt die Messtarife im Rahmen ihres Monitorings. Sie hat zudem Defizite bei der Qualität der Messdaten festgestellt, welche die Verteilnetzbetreiber an Swissgrid liefern, und prüft, dieses Thema in die Sunshine-Regulierung aufzunehmen. Für Unternehmen mit Energiemanagement, Speicher oder Photovoltaik sind verlässliche Messdaten die Grundlage jeder Optimierung.
Komponenten beim Haushaltsprofil H4
Für das Profil C4 nennt die ElCom in ihrer Medienmitteilung keine Komponentenwerte. Die Referenzwerte für den Haushalt zeigen aber, wo sich 2027 etwas bewegt:
Komponente (Median)
2026
2027
Energietarif
12.11
11.35
Netztarif
10.73
10.94
Messtarif
1.65 (74.40 CHF/Jahr)
1.74 (78.48 CHF/Jahr)
Netzzuschlag
2.30
2.30
Stromreserve (über Übertragungsnetz)
0.41
0.17
Solidarisierte Kosten (über Übertragungsnetz)
0.05
0.19
Abgaben an Gemeinwesen
1.00
1.00
Gesamttarif
27.7
26.5
Tabelle 3: Profil H4 (4’500 kWh/Jahr) in Rp./kWh. Jeder Median wird einzeln berechnet, die Summe entspricht deshalb nicht dem Gesamttarif. Quelle: ElCom, 08.09.2026
Günstiger wird Strom dort, wo der Markt wirkt. Netz, Messung, Netzzuschlag und Abgaben bleiben stabil oder steigen. Genau diese Bestandteile machen im Gewerbe einen grossen Teil der Rechnung aus und lassen sich über den Einkauf kaum beeinflussen.
Die Wirkung auf die Tarife durch den Iran-Krieg kommt zeitverzögert
Der deutliche Preisanstieg am Grosshandelsmarkt infolge des Iran-Kriegs ab März 2026 schlägt sich in den Tarifen 2027 kaum nieder. Gemäss VSE-Umfrage kaufen drei Viertel der Versorger ihre Energie mehrheitlich langfristig ein, also zwei bis drei Jahre oder länger im Voraus. Laut ElCom dürfte sich die Entwicklung je nach Verlauf erst in den folgenden Tarifjahren auswirken. Wer heute seine Stromkosten für 2028 und später plant, sollte deshalb nicht einfach mit einer Fortsetzung der Senkungen rechnen. Die ElCom aktualisiert ihre Einschätzung zur Versorgungssicherheit regelmässig.
Ab 2027 stündliche Abrechnung der Einspeisung
Für Betreiber von Photovoltaikanlagen bringt 2027 eine wichtige Umstellung, die wir in der Halbzeitbilanz ausführlich beschrieben haben. Die Abnahmevergütung richtet sich neu nach dem stündlichen Spotmarktpreis statt nach dem Quartalsdurchschnitt, mit einer Übergangsfrist bis Anfang 2028. Anlagen über 150 kW sind nicht durch die Mindestvergütung geschützt. Umso wertvoller wird jede Kilowattstunde, die im eigenen Betrieb verbraucht oder gespeichert, statt zur Mittagszeit zu tiefen Preisen eingespeist wird.
Was Unternehmen jetzt tun sollten
Tarif 2027 am eigenen Standort prüfen. In der ElCom-Übersicht Tarifjahr 2027, das passende Profil (C1 bis C7) und die eigene Gemeinde wählen. Bei mehreren Standorten lohnt sich der Vergleich pro Netzgebiet, die Unterschiede erreichen schnell mehrere zehntausend Franken pro Jahr.
Netznutzung separat betrachten. Sie ist ein zentraler Kostenblock, den der Markt nicht senkt. Bei Leistungstarifen hilft es, Lastspitzen gezielt zu reduzieren. Am einfachsten ist das mit einem geeigneten Energie-Management-System und einem Batterie-Speicher.
Eigenverbrauch erhöhen. Selbst produzierter und direkt genutzter Solarstrom ersetzt nicht nur Energie, sondern auch die verbrauchsabhängigen Anteile von Netznutzung, Netzzuschlag und Abgaben. Der Messtarif als Fixbetrag bleibt bestehen.
Speicher und Steuerung bewerten.Batteriespeicher, Wärme, Kälte und Ladeinfrastruktur verschieben Mittagsüberschüsse in die Abendstunden und glätten Leistungsspitzen.
Beschaffung und Marktzugang überprüfen. Betriebe ab 100’000 kWh Jahresverbrauch können in den freien Markt wechseln, eine Rückkehr in die Grundversorgung ist nach heutigem Recht nicht möglich. Weil höhere Grosshandelspreise nur verzögert in den Tarifen ankommen, braucht dieser Entscheid eine solide Datenbasis. Zu beachten sind auch die Entwicklungen rund um das Stromabkommen Schweiz-EU.
Fazit
Die Tarife 2027 bringen Unternehmen eine leichte Entlastung, gemäss ElCom vor allem beim Energieanteil und im Profil C4 dank tieferem WACC auch bei der Netznutzung. Die langfristige Perspektive ist aber eindeutig: Der Median des Gesamttarifs liegt rund 41 Prozent und die Netznutzung fast ein Drittel über dem Niveau von 2017, die Messtarife unterscheiden sich stark, und zwischen dem günstigsten und dem teuersten Standort liegt fast Faktor fünf. Wer seine Stromkosten nachhaltig senken will, setzt auf Eigenproduktion, Eigenverbrauch und intelligente Steuerung.
Swiss Renewable Solutions begleitet Gewerbe und Industrie genau dabei: von der Analyse des Lastprofils über die Auslegung von Photovoltaik und Speicher bis zur Finanzierung im Energie-Contracting, ohne Investitions- und Unterhaltskosten auf Kundenseite. Jetzt Kontakt aufnehmen.
Am Mittwochabend, 12. August 2026, schiebt sich der Mond über der Schweiz vor gut 90 Prozent der Sonnenscheibe. Für Netzbetreiberwie 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.
Schweizer Energierecht 2025: Wichtige Neuerungen für die Energiewende
Die Schweiz startet mit einem überarbeiteten Energierecht in das Jahr 2025 – ein wichtiger Schritt, um die Energiewende weiter voranzutreiben und die Klimaziele zu erreichen. Das neue Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien bringt Veränderungen, die sowohl Unternehmen als auch Privatpersonen betreffen. Hier erfahren Sie, was sich ändert und wie diese Neuerungen die Energieversorgung nachhaltiger machen sollen.
Fokus auf erneuerbare Energien
Erneuerbare Energien spielen eine zentrale Rolle im revidierten Energierecht. Solaranlagen, die im Winter mindestens 5 GWh Strom erzeugen, erhalten nun den Status “nationales Interesse”. Damit wird die Realisierung solcher Projekte deutlich erleichtert. Auch Photovoltaikanlagen über Parkplatzarealen profitieren von neuen Förderungen – sie erhalten einen Bonus, um den Ausbau trotz höherer Kosten zu unterstützen.
Erleichterungen beim Eigenverbrauch
Die Änderungen im Bereich Eigenverbrauch machen es einfacher, lokal produzierten Strom direkt zu nutzen. Neu werden virtuelle Zusammenschlüsse zum Eigenverbrauch (ZEV) möglich, sodass Strom über bestehende Netzinfrastruktur geteilt und abgerechnet werden kann. Das spart Kosten und fördert die Eigenständigkeit.
Effizienz im Fokus: Energie sparen und Kosten senken
Stromlieferanten müssen bis 2035 Massnahmen ergreifen, um jährlich 2 TWh Strom einzusparen. Für Endverbraucher bedeutet dies mehr Effizienzlösungen, von der Beleuchtung bis zu elektrischen Geräten. Die Kosten dafür werden transparent über den Strompreis abgerechnet, während die Anbieter Anreize erhalten, die Massnahmen möglichst wirtschaftlich umzusetzen.
Mehr Transparenz durch Herkunftsnachweise
Ein neues Herkunftsnachweissystem für erneuerbare und emissionsarme Brennstoffe wird eingeführt. Dieses macht den ökologischen Mehrwert der Energieträger sichtbar und handelbar. Dadurch wird die Klimapolitik nachvollziehbarer und effizienter gestaltet.
Vorteile für Unternehmen
Das revidierte Gesetz bietet Unternehmen neue Möglichkeiten, ihre Energieprojekte effizient und nachhaltig umzusetzen. Von besseren Förderbedingungen für grosse Photovoltaikanlagen bis zu neuen Anreizen für Wind- und Wasserkraftwerke – die Anpassungen eröffnen Potenziale für langfristige Investitionen in erneuerbare Energien.
Ihr Partner für nachhaltige Lösungen
Als Experten im Bereich erneuerbare Energien unterstützen wir Sie gerne dabei, die neuen Regelungen optimal zu nutzen. Ob bei der Planung Ihrer Projekte, der Anmeldung von Fördermitteln oder der Umsetzung von Energieeffizienzmassnahmen – wir stehen Ihnen zur Seite.
Am 29. Oktober 2025 fiel im Dachstock der Power Jet AG der offizielle Startschuss für das Projekt Plusenergie Burgholz – ein Meilenstein für die nachhaltige Energiezukunft des Industrieareals Burgholz im Diemtigtal (BE) und die dortigen Industriebetriebe.
Das Vorhaben wurde von der Gemeinde Diemtigen, dem Naturpark Diemtigtal, dem Kanton Bern und der Wyss Academy for Nature initiiert und in enger Zusammenarbeit mit Green Energy Venture als organisierendem Partner sowie weiteren Unternehmen aus der Energiebranche vorangetrieben – mit dem Ziel, das Industrieareal zu einem energieeffizienten, klimafreundlichen und wirtschaftlich zukunftsfähigen Standort zu entwickeln.
Ein wegweisendes Energie- und Industrieprojekt
Das Projekt verfolgt drei zentrale Ziele:
Klimaschutz: Reduktion des CO₂-Ausstosses
Versorgungssicherheit: Aufbau eines nachhaltigen lokalen Energiesystems
Wettbewerbsfähigkeit: Langfristige Senkung der Energiekosten für Unternehmen
Dazu sollen regionale Ressourcen genutzt, Betriebe vernetzt und innovative Technologien integriert werden – von erneuerbarer Stromproduktion über Gebäudeeffizienz bis zur nachhaltigen Mobilität.
Ein Schlüsselbaustein ist die intelligente Sektorkopplung: Strom, Wärme, Mobilität und Speicher werden vernetzt gedacht, um Energie flexibel und effizient zu nutzen.
Fachinput von Swiss Renewable Solutions
„Photovoltaik – gestern, heute, morgen“
In seinem Vortrag spannte Roman Gysel, Geschäftsführer der Swiss Renewable Solutions AG, den Bogen von den Anfängen der PV bis zur heutigen Systemphase und gab einen Ausblick auf die Entwicklungen der nächsten Jahre.
Vier Generationen der Photovoltaik – ein Technologiewandel in Rekordzeit
In seinem Vortrag zeichnete Roman Gysel die rasante Entwicklung der Photovoltaik nach. Was einst als kostspielige Nischentechnologie begann, hat sich innerhalb weniger Jahrzehnte zur tragenden Säule einer modernen Energieversorgung entwickelt.
Von den frühen Pionierjahren bis zur heutigen Systemintegration hat die Photovoltaik einen bemerkenswerten Wandel durchlaufen. Bis etwa 2008 war Solarenergie vor allem eine teure Nischentechnologie mit aufgeständerten Anlagen und kleinen Stückzahlen. Mit Fördermodellen wie der KEV in der Schweiz setzte anschließend ein massiver Ausbau ein, der zu sinkenden Kosten und steigenden Wirkungsgraden führte. Ab 2015 beschleunigte die Industrialisierung, insbesondere durch China, den globalen Durchbruch — Solarstrom wurde vielerorts günstiger als Netzstrom. Heute befinden wir uns in der Systemphase: Speicher, Netzintegration, Eigenverbrauch und intelligente Energiesteuerung bestimmen den Wert von PV-Anlagen. Es geht nicht mehr nur um die Module, sondern um smarte Gesamtsysteme, die lokal Energie erzeugen, speichern und optimal nutzen.
Ein eindrückliches Zeichen dieser Entwicklung: Die weltweite installierte PV-Leistung hat sich innerhalb von nur zwei Jahren von 1 auf 2 Terawatt verdoppelt. Ein technologischer Meilenstein, der zeigt, wie schnell sich die Energiewelt heute verändert.
Schweiz im Wandel: Von Einspeisung zu Eigenverbrauch
Ein zentrales Thema im Vortrag war die veränderte Logik in der Schweiz:
Der Wert entsteht nicht mehr primär beim Einspeisen, sondern im lokalen Verbrauch.
Daher rücken Eigenverbrauch, Lastmanagement und lokale Energieverbünde (LEG/ZEV) in den Vordergrund.
Schlüsselhebel, die Roman Gysel nannte:
Photovoltaik + Speicher + Energiemanagementsystem (EMS) für höhere Eigenverbrauchsquote
Steuerung von Wärme- und Kälteerzeugung
intelligente Ladeprofile für Elektromobilität
Peak-Shaving zur Entlastung der Netze
Lokale Vermarktung und Nutzung von Arealstrommodellen
Schon wenige EMS-Regeln können spürbar Wirkung zeigen – eine Botschaft, die bei den teilnehmenden Unternehmen auf grosses Interesse stiess.
Praxisbeispiel: Energiehub Aefligen
Als Referenz stellte SRS zudem den Energiehub Aefligen vor – ein System aus Photovoltaik, Batteriespeicher, Wasserkraft und Steuerungstechnologien. Das Beispiel zeigte:
wie lokale Energieflüsse orchestriert werden können
wie Resilienz und Kosteneffizienz steigen
und wie lokale Wertschöpfung entsteht
Ein greifbares Vorbild für das Burgholz-Areal.
SRS als Umsetzungspartner
Zum Abschluss gab Roman Gysel einen kurzen Einblick in die Leistungen der Swiss Renewable Solutions:
Planung & Finanzierung
Bau, Betrieb & Service
Vermarktung &Energiemanagement
Als Contractor übernimmt SRS Marktrisiken, Betriebsaufgaben und Komplexität – ein Angebot, das besonders für Unternehmen interessant ist, die Energieoptimierung ohne eigene Ressourcen vorantreiben möchten.
CTA: Unternehmen im Areal sind eingeladen, Lastprofile zu teilen, um Potenziale und Contracting-Modelle konkret zu berechnen.
Neben Roman Gysel brachte auch Kevin Beutler von Helion Energy AG / Volton spannende Perspektiven ein, etwa zu Energiespeichern, E-Mobilität und realisierten Projekten. Die Beiträge zeigten deutlich, wie innovative Technologien und lokale Kooperationen den Wandel beschleunigen.
Der Auftakt des Projekts „Plusenergie Burgholz“ hat gezeigt:
Photovoltaik ist zur kosteneffizienten Leit-Energiequelle geworden
Eigenverbrauch + Speicher + Steuerung bilden die neue Erfolgsformel
Regionale Energieprojekte entwickeln sich zu wirtschaftlichen Standortvorteilen
Kooperation zwischen Gemeinden, Unternehmen und Forschung ist entscheidend
Swiss Renewable Solutions ist stolz darauf, dieses Pilotprojekt mitzugestalten und gemeinsam mit den regionalen Akteuren einen Weg in die energiepositive Zukunft zu ebnen.
„Darf man heute noch Kunststoffe verwenden?“ – Diese Frage stand unausgesprochen über vielen Gesprächen auf der K 2025, der weltweit führenden Messe für Kunststoff- und Kautschuktechnologien in Düsseldorf. Unter dem Motto „The Power of Plastics: Green – Smart – Responsible“ zeigte die Veranstaltung eindrücklich, dass Nachhaltigkeit und Kreislaufwirtschaft längst im Zentrum industrieller Innovation stehen.
Die Messe machte deutlich: Kunststoff ist nicht das Problem – sondern Teil der Lösung, wenn Produktion, Energieversorgung und Recycling intelligent verknüpft werden. Genau hier setzt die Swiss Renewable Solutions AG (SRS) an – mit integrierten Energielösungen für Industrie und Gewerbe.
Technologie mit Verantwortung: Kreislaufwirtschaft und Energieeffizienz im Fokus
Mehr als 3 200 Aussteller präsentierten auf der K 2025 neue Materialien, effiziente Produktionsprozesse und digitale Steuerungssysteme. Der Tenor war klar: Nachhaltigkeit ist kein Trend, sondern ein Wettbewerbsfaktor.
Die Kunststoffindustrie zeigt, dass sie Verantwortung übernehmen will – durch den Einsatz von Rezyklaten, energieoptimierten Anlagen und geschlossenen Stoffkreisläufen. Gleichzeitig steigt der Bedarf an erneuerbaren Energiequellen, um diese Transformation auch energetisch zu untermauern.
Für SRS ist das ein entscheidender Ansatzpunkt: Die Kombination aus Photovoltaik, Batteriespeichern und intelligentem Lastmanagement ermöglicht es Unternehmen, ihre Produktion nicht nur ressourcenschonender, sondern auch wirtschaftlich effizienter zu gestalten.
SRS im Dialog mit der Industrie
Vor Ort war auch Tino Schumann, Aussendienstmitarbeiter der Swiss Renewable Solutions AG. Er führte zahlreiche Gespräche mit Entscheidungsträgern aus der Kunststoffverarbeitung und dem Maschinenbau – unter anderem mit Pröll GmbH und IKA GmbH & Co. KG.
Dabei zeigte sich deutlich, wie gross das Interesse an praxisnahen Lösungen für Energieeffizienz, Eigenverbrauchsoptimierung und Lastspitzenreduktion bereits ist. Viele Unternehmen suchen konkrete Wege, um den steigenden Energiekosten und regulatorischen Anforderungen aktiv zu begegnen.
Die Angebote von SRS stiessen auf durchweg positives Echo: Die modulare Kombination aus PV-Anlagen, Batteriespeichern und intelligenter Steuerung überzeugte durch ihren klaren wirtschaftlichen Nutzen und die Möglichkeit, CO₂-Emissionen spürbar zu senken.
Was SRS beiträgt – integrierte Energiesysteme für die Industrie
SRS entwickelt ganzheitliche Energiekonzepte, die regenerative Erzeugung, Speicherung und intelligente Nutzung miteinander verbinden.
Photovoltaik und Speicherlösungen reduzieren Netzbezug und Betriebskosten.
Lastmanagement sorgt für stabile Netzauslastung und vermeidet Leistungsspitzen.
Digitale Steuerungssysteme ermöglichen Transparenz und Effizienz im täglichen Betrieb.
Beratung zur Netzintegration stellt sicher, dass Energieprojekte reibungslos und regelkonform umgesetzt werden.
Damit unterstützt SRS Unternehmen auf ihrem Weg zu mehr Energieautonomie, Kosteneffizienz und Nachhaltigkeit – in der Schweiz, in Deutschland und zunehmend auch international.
Impulse für die nächste Generation
Die Messe zeigte eindrucksvoll, dass Nachhaltigkeit nicht nur eine technische, sondern auch eine gesellschaftliche Aufgabe ist. Zahlreiche Studierende und Nachwuchskräfte informierten sich über neue Produktionsverfahren, Kreislaufwirtschaft und erneuerbare Energiesysteme.
SRS sieht darin ein wichtiges Signal: Die nächste Generation denkt vernetzt – und verbindet technologische Innovation selbstverständlich mit ökologischer Verantwortung.
Fazit: Verantwortung trifft Chance
Die K 2025 hat gezeigt: Innovation und Nachhaltigkeit gehören zusammen. Die Kunststoff- und Maschinenbauindustrie befindet sich in einem tiefgreifenden Wandel – hin zu effizienteren, digitaleren und klimafreundlicheren Prozessen.
SRS begleitet diesen Wandel aktiv – als Partner für integrierte Energiesysteme, nachhaltige Produktionsprozesse und energieeffiziente Industriegebäude. Wer heute in Energieeffizienz investiert, investiert in Wettbewerbsfähigkeit.
Energieintensiver Industrie winkt neue staatliche Förderung
Energieintensive Unternehmen, die ihre Produktion klimaneutral umbauen wollen, können auf neue staatliche Hilfen hoffen. Für die “Klimaschutzverträge” will Wirtschaftsminister Robert Habeck zunächst einen mittleren zweistelligen Milliardenbetrag bereitstellen.
Unternehmen aus besonders energiehungrigen Branchen können auf zusätzliche staatliche Förderung für die Umstellung auf klimafreundliche Produktionsmethoden hoffen. Noch in diesem Jahr könnten sich Unternehmen in einer Auktion Angebote zur Teilnahme an sogenannten Klimaschutzverträgen abgeben, sagte Bundeswirtschafts- und Klimaschutzminister Robert Habeck (53, Grüne) am Montag in Berlin. Der Grünen-Politiker nannte die Pläne ein “industriepolitisches Ausrufezeichen”.
Klimaschutzverträge sollen neuen und aus Sicht des Klimaschutzes wünschenswerten Technologien den nötigen Schub verleihen, damit sie sich am Markt durchsetzen. Dabei soll der Staat dem Unternehmen eine Ausgleichszahlung garantieren, die es für die höheren Kosten der klimafreundlichen Produktion entschädigt. Außerdem soll das Unternehmen für eine Dauer von fünfzehn Jahren gegen Unsicherheiten etwa bei der Preisentwicklung von Wasserstoff abgesichert werden. Sobald sich neue Verfahren rechnen, soll Geld zurück an den Staat fließen.
Adressaten sind energieintensive Industriebranchen, wie zum Beispiel die Stahl-, Zement-, Papier- oder Glasindustrie. Klimaschutzverträge werden auch im Koalitionsvertrag von SPD, Grünen und FDP als mögliches Instrument genannt.
Zweistelliger Milliardenbetrag für den Umstieg
Eingeplant ist zunächst ein mittlerer zweistelliger Milliardenbetrag, wie Habeck sagte. “Günstigstes Gebot zuerst, bis das Geld alle ist”, beschrieb er das spätere Bieterverfahren. Es gehe dabei um die “für den Steuerzahler günstigsten Gebote”. Von der Entwicklung neuer, klimafreundlicherer Produktionstechniken profitierten am Ende alle.
Es gibt aber zwei wichtige Vorbehalte: Einerseits muss die EU-Kommission die Pläne absegnen, weil bei staatlicher Förderung der Industrie immer die Frage möglicher Wettbewerbsverzerrungen in Europa im Raum steht. Dazu sagte Habeck, es gebe eine grundsätzliche Zustimmung der Brüsseler Behörde, weitere offene Fragen müssen im Verlauf geklärt werden. Und zweitens muss das Geld im Bundeshaushalt bereitgestellt werden, der noch nicht steht. Die Förderrichtlinie, die an diesem Dienstag veröffentlicht werden soll, ist laut Ministerium innerhalb der Bundesregierung abgestimmt.
Beirat warnt vor Wettbewerbsverzerrungen und hohen Kosten
Noch im Februar hatten Berater Habecks vor Risiken bei Klimaschutzverträgen gewarnt. Der unabhängige wissenschaftliche Beirat des Ministeriums hatte erklärt, das Instrument könne hilfreich sein beim Einstieg in eine neue Technologie, stelle aber auch “einen tiefen Eingriff des Staates in die Produktionsentscheidungen der Unternehmen dar”. Es drohten Wettbewerbsverzerrungen und für den Staat hohe Kosten. Die Berater hatten stattdessen für “grüne Leitmärkte” plädiert, also staatlich geschaffene oder geförderte Märkte für klimafreundlich produzierte Grundstoffe wie “grünen Stahl”
Habeck sagte, in Reaktion auf die Kritik habe sein Haus die Pläne “mittelstandsfreundlicher” gemacht. Profitieren könnten Anlagen ab einem jährlichen Ausstoß von zehn Kilotonnen Kohlendioxid. “Es geht nicht nur um die ganz großen industriellen Schwergewichte Deutschlands, sondern möglichst breite Teilnahme auch in den deutschen Mittelstand hinein.” Voraussetzung für die Förderung sei, dass nur Strom zur Industrieproduktion genutzt wird, der zu 100 Prozent aus erneuerbaren Energien erzeugt wurde, Wasserstoff muss EU-Kriterien erfüllen.
Strompreise in Deutschland: Entwicklungen 2025 und der Blick nach vorn
Die Strompreise in Deutschland stehen weiterhin im Fokus von Öffentlichkeit, Wirtschaft und Politik. Nach den drastischen Anstiegen infolge der Energiekrise zeigen sich im Jahr 2025 differenzierte Entwicklungen: Entlastungen in einigen Bereichen, aber auch neue Herausforderungen durch regulatorische und strukturelle Rahmenbedingungen. Ein Überblick auf Basis der aktuellen BDEW- und vbw-Analysen.
Haushaltsstrompreise: Stabil auf hohem Niveau
Laut der BDEW-Strompreisanalyse (Juli 2025) liegt der durchschnittliche Strompreis für Haushalte bei 39,7 ct/kWh. Das entspricht einem leichten Rückgang gegenüber dem Vorjahr (2024: 42,29 ct/kWh), bleibt jedoch deutlich über dem Niveau vor der Energiekrise. Die Preisstruktur setzt sich wie folgt zusammen:
Auffällig ist der gestiegene Anteil der staatlichen Preisbestandteile (+1,58 ct/kWh im Vergleich zu 2024), was die politische Diskussion über Stromsteuerentlastung und gezielte Fördermaßnahmen erneut anheizt. Die Preisstruktur zeigt, dass rund 40 % des Endpreises auf Beschaffung und Vertrieb entfallen.
Industriestrom: Entlastung für energieintensive Unternehmen?
Bei den Strompreisen für industrielle Letztverbraucher zeigt sich eine deutliche Spreizung:
•𝗘𝗻𝗲𝗿𝗴𝗶𝗲𝗶𝗻𝘁𝗲𝗻𝘀𝗶𝘃𝗲 𝗜𝗻𝗱𝘂𝘀𝘁𝗿𝗶𝗲 𝗺𝗶𝘁 𝗯𝗲𝘀𝗼𝗻𝗱𝗲𝗿𝗲𝗻 𝗔𝘂𝘀𝗴𝗹𝗲𝗶𝗰𝗵𝘀𝗿𝗲𝗴𝗲𝗹𝘂𝗻𝗴𝗲𝗻: Deutlich niedrigere reale Kosten durch Ausnahmen bei Netzentgelten, EEG-Umlage etc.
Die BDEW-Daten zeigen: Die Entlastung auf dem Großhandelsmarkt kommt nur teilweise bei kleineren Betrieben an, während Großabnehmer stärker von den gesunkenen Marktpreisen profitieren – nicht zuletzt durch regulatorische Entlastungsmaßnahmen.
Strom bleibt teuer – trotz Erneuerbarer Energie
Die vbw-Strompreisprognose 2024, erstellt von Prognos, skizziert die Entwicklung der Strompreise in Deutschland bis zum Jahr 2045. Drei Szenarien – „Trägheit“, „Referenz“ und „Zielerreichung“ – bilden unterschiedliche Entwicklungspfade ab, kommen jedoch zu vergleichbaren Grundtendenzen: Für das Jahr 2030 werden Großhandelsstrompreise (nur Energie!) zwischen 86 und 101 Euro pro Megawattstunde erwartet – mehr als doppelt so viel wie 2019, als der Preis bei 41 Euro pro Megawattstunde lag. Bis 2045 ist ein moderater Rückgang auf 73 bis 85 Euro pro Megawattstunde prognostiziert. Es darf nicht vergessen werden, dass dies die reinen Energiepreise ohne die zusätzlichen Netzentgelte sind!
Das dauerhaft hohe Preisniveau wird im Wesentlichen durch drei zentrale Faktoren bestimmt: hohe Gaspreise, steigende CO₂-Kosten im europäischen Emissionshandel sowie erhebliche Investitionen in die Erzeugungs- und Netzinfrastruktur.
Parallel zur Preisentwicklung zeigt die Prognose auch markante Veränderungen in der Struktur der Stromerzeugung. Erneuerbare Energien werden zur dominierenden Erzeugungstechnologie: Bereits im Jahr 2030 sollen sie rund 81 % der Nettostromerzeugung ausmachen. Der marktgetriebene Ausstieg aus der Kohleverstromung vollzieht sich bis 2035, wobei die Braunkohle bereits 2030 aus dem Markt gedrängt wird – vor allem aufgrund mangelnder Wirtschaftlichkeit der Kraftwerke. Ab 2030 gewinnt zudem die Wasserstoffverstromung zunehmend an Bedeutung. Deren Kosten wirken sich laut Annahme der Studie jedoch nicht preistreibend auf den Strommarkt aus, da entsprechende staatliche Instrumente kompensierend eingreifen.
Trotz kurzfristiger Entlastungen bleibt die Strompreisentwicklung in Deutschland angespannt. Für Haushalte bedeutet das: Der Strompreis dürfte auch mittelfristig über dem gewohnten Niveau bleiben. Für Unternehmen – insbesondere den Mittelstand – ist der Kostendruck trotz Marktberuhigung nicht vorbei.
Entscheidend wird sein, wie die Politik auf nationaler und europäischer Ebene agiert: Ob Stromsteuern gesenkt, Netzentgelte fairer verteilt und neue Marktanreize geschaffen werden. Denn eines ist klar: Die Transformation des Energiesystems wird auch eine finanzielle Herausforderung bleiben – für alle Beteiligten.
Klar ist, je unabhängiger Sie sich vom Markt machen, desto weniger betroffen sind Sie von Launen des Marktes und der Politik!
