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-
- 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: