Liebe VESE-Mitglieder, liebe VESE-Interessierte,

Die spotmarktbasierten Abnahmevergütungen, die gemäss der neuen Energieverordnung EnV ab 2027 eingeführt werden, sorgen für viel Gesprächsstoff und auch Kopfzerbrechen bei Betreibern. Viele fragen sich, wie sie unter diesen Umständen ihre Anlage betreiben sollen. Je nach Ausstattung einer PV-Anlage wird zusätzliche Hardware und Software benötigt, um die Preissignale empfangen zu können und die Anlage zu steuern. Es wird somit komplexer und einiges scheint auch noch nicht abschliessend geklärt zu sein.  

Unser Newsletter behandelt auch Neuigkeiten zu weiteren aktuellen Themen, z.B. zu den MInimalvergütungen im ZEV oder die Einrichtung einer LEG bei unterschiedlichen Netzbetreibern.

Und dann noch folgender Hinweis: Am Samstag, 28. November 2026 findet die VESE-PV-Praxis- und Selbstbautagung in Olten statt, zu der Sie herzlich eingeladen sind. Bitte reservieren Sie sich dieses Datum – weitere Informationen folgen zu gegebener Zeit.

Wir wünschen Ihnen eine gute Lektüre.

Sonnige Grüsse, Ihr VESE-Team

Abnahmevergütungen ab 2027: Neue Hürden für die Investitionssicherheit von PV-Anlagen

Die per 1. Januar 2027 in Kraft tretende Änderung der Energieverordnung (EnV) bringt einen grundlegenden Systemwechsel bei der Vergütung von Solarstrom mit sich, der künftig auf einer engen Kopplung von stündlichen Spotmarktpreisen und quartalsweisen Referenzmarktpreisen basiert. Anlagen, die heute bereits mit einem EMS ausgestattet sind, das Preissignale empfangen kann, sind genügend ausgerüstet. Viele bestehende Anlagen sind jedoch noch nicht dementsprechend ausgerüstet und sollten nachrüsten.  Insbesondere bei erweiterten Eigenverbrauchsmodellen wie vZEVs und LEGS fehlen aufgrund der zeitversetzten Datenzusammenführung die notwendigen Echtzeitinformationen, um flexibel auf negative Preissignale an den Strombörsen reagieren zu können. 

Für Photovoltaikanlagen ab einer installierten Leistung von 150 kW, welche keine Minimalvergütung mehr bekommen, bedeuten Einspeisungen in Phasen negativer Strompreise direkte Kosten. Daher empfiehlt es sich, bis Ende 2026 die Anlagen entsprechend technisch nachzurüsten.

Nach wie vor kann der Verteilnetzbetreiber aber auch Fixpreise für die Abnahmevergütung anbieten. Diese sind bis zu einer bestimmten Höhe in die Grundversorgung anrechenbar, Details dazu im VESE-Whitepaper: Abnahmevergütungen - was ist auf die Grundversorgung anrechenbar?

Zur vollständigen Medienmitteilung Abnahmevergütungen ab 2027: Herausforderungen für die Investitionssicherheit und den Betrieb von Photovoltaikanlagen.

Minimalvergütungen im vZEV

Von einem unserer Mitglieder kam die Frage auf, wie die Minimalvergütung für seine Produktionsanlagen im ZEV berechnet wird. Konkret bekam er als Minimalvergütung den Betrag ausgezahlt, der der Summe der Leistungen der einzelnen PV-Anlagen entsprach (also z.B. 3 PV-Anlagen mit je 20 kWp -> Minimalvergütung berechnet äquivalent zu einer 60 kWp-Anlage, anstatt 3 x 20 kWp-Anlagen).

VESE hat bei einem Netzbetreiber nachgefragt, dieser handhabt es, bezugnehmend auf Frage 1.5 der FAQ ES2050 der ElCom wie folgt:

Im ZEV erfolgt die Betrachtung bei Anlagen mit Produktionsmessung einzeln, bei den Anlagen unter 30 kW (ohne Produktionszähler) besteht aus VNB-Sicht nur noch eine Überschussmessung am gemeinsamen Netzanschlusspunkt und die Produktion lässt sich nicht mehr auf einzelne kleinere Anlagen aufteilen. Entsprechend wird die Leistung dieser Anlagen zur Berechnung der Minimalvergütung summiert.

Im vZEV dagegen hat grundsätzlich jede Anlage eine Produktions- oder Überschussmessung und wird einzeln betrachtet. 

Für VESE ist diese Frage nicht endgültig geklärt, zumal die ElCom selbst verschiedene Varianten der Vergütung vorschlägt, inkl. einer Variante mit Aufteilung nach Nennleistungen der Anlagen.

Zusammengefasst: verfügt jede PV-Anlage über einen einzigen Produktions- oder Überschusszähler, so ist jede PV-Anlage einzeln in Bezug auf die Minimalvergütung zu betrachten. Dies trifft für praktisch alle vZEVs und PV-Anlagen grösser 30 kWp zu. Sind mehrere PV-Anlagen hinter einem Zähler (Fall ZEV mit einem Messpunkt gg. dem VNB und ohne Produktionszähler), so ist die Berechnung der Minimalvergütung unserer Ansicht nach noch nicht abschliessend geklärt.

LEG auch bei unterschiedlichen Netzbetreibern von NE 7 / 6 / 5 möglich

Die Egon AG hat uns dankenswerterweise auf Frage 9.2 der ElCom FAQ ES20250 hingewiesen.

Demnach ist die Bildung einer LEG auch dann möglich, wenn die Netzebenen 6 und 5 einem anderen Netzbetreiber als die Netzebene 7 gehören. Dies ist z.B. der Fall, wenn eine Gemeinde ihre lokale Netzebene 7 selbst betreibt, während Transformatoren und vorgelagerte Netzebenen von einem übergeordneten Verteilnetzbetreiber betrieben werden. Die Bildung einer LEG über den Trafokreis hinaus ist unter folgenden Voraussetzungen dann trotzdem möglich:

• die Teilnehmer müssen im gleichen Netzgebiet angeschlossen sein;
• die Teilnehmer müssen auf der gleichen Netzebene am Elektrizitätsnetz angeschlossen sein;
• die Teilnehmer müssen sich innerhalb derselben Gemeinde befinden;
• die Teilnehmer dürfen nicht auf Spannungsebenen über 36 kV angeschlossen sein. Zudem dürfen Spannungsebenen über 36 kV für den Austausch der selbst erzeugten Elektrizität innerhalb der Gemeinschaft nicht in Anspruch genommen werden;
• alle Teilnehmer müssen mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sein;
• die Leistung der in der Gemeinschaft eingesetzten Erzeugungsanlagen muss mindestens 5 Prozent der Anschlussleistung aller teilnehmenden Endverbraucher betragen. 

Medienmitteilung der SSES: Rückgang der Photovoltaik-Anmeldungen gefährdet die gesetzlichen Ausbauziele

Die jüngsten Erhebungen der Zertifizierungsstelle Pronovo belegen eine weiter rückläufige Entwicklung bei den Neuanmeldungen von Photovoltaikanlagen in der Schweiz. Besonders deutlich zeigt sich dieser Trend im Segment der Kleinanlagen, wo sich die monatlichen Gesuche von über 5'100 Anfang 2025 auf rund 2'600 im Frühjahr 2026 nahezu halbiert haben. 

Als Hauptursache für diese Stagnation ist die anhaltende politische und regulatorische Unsicherheit zu nennen, welche potenzielle Investoren sowie Eigenheimbesitzer verunsichert und verlässliche Amortisationsrechnungen erschwert. 

Um dem aktuellen Rückgang entgegenzuwirken und den Akteuren wieder die notwendige Planungssicherheit zu garantieren, sind klare Signale seitens der Bundespolitik sowie Anpassungen bei den Vergütungsstrukturen unabdingbar. Vorschläge für eine zukunftsfähige Neugestaltung der Solarstromvergütung wurden von VESE mit der Kurzstudie „PV-Zubau 2.0“ erarbeitet.

Weiterführende Informationen und Details : Medienmitteilung der SSES

Save the date: Samstag, 28. November 2026: VESE-PV-Praxis- und Selbstbautagung in Olten

Vorschau nächste Online Treffs

Mittwoch, 24. Juni, 18:00 : Stromversorgung der Schweiz mit 100% Erneuerbaren: Dezentrale Batteriespeicher und starker PV-Ausbau mit Einspeisebegrenzung

Mittwoch, 26. August, 18:00 : Eigenverbrauchsoptimierung in vZEV/LEG mit Solarmanager

Weitere Infos und Link zur Veranstaltung hier .

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Chers membres de VESE, chers intéressés de VESE,

Les rétributions de reprise basées sur le marché spot, qui seront introduites dès 2027 conformément à la nouvelle ordonnance sur l'énergie (OEne), suscitent de nombreuses discussions et soulèvent des questions complexes pour les exploitants. Nombre d'entre eux s'interrogent sur les modalités de gestion de leur installation dans ce nouveau cadre. Selon la configuration de l'installation photovoltaïque, l'intégration de composants matériels (hardware) und logiciels (software) supplémentaires est requise afin de recevoir les signaux de prix et d'assurer le pilotage de l'installation. La complexité technique s'en trouve accrue, et plusieurs aspects réglementaires doivent encore être clarifiés de manière définitive.

Notre présente lettre d'information aborde également l'actualité d'autres dossiers d'importance, tels que l'application des rétributions minimales au sein des RCP (regroupements pour la consommation propre) ou la constitution d'une CAL (communauté électrique locale) s'étendant sur des réseaux de distribution distincts.

Par ailleurs, nous vous invitons cordialement à participer à la Journée VESE de la pratique PV et de l'autoconstruction, qui se tiendra le samedi 28 novembre 2026 à Olten. Nous vous remercions de bien vouloir d'ores et déjà réserver cette date ; des informations détaillées vous seront transmises en temps utile.

Nous vous souhaitons une bonne lecture.

Avec nos cordiales salutations, votre équipe VESE

Rétributions de reprise dès 2027 : nouveaux enjeux pour la sécurité des investissements dans le secteur photovoltaïque

La révision de l'ordonnance sur l'énergie (OEne), qui entrera en vigueur le 1er janvier 2027, introduit un changement de paradigme fondamental dans le modèle de rétribution du courant solaire. Ce dernier reposera désormais sur un couplage étroit entre les prix horaires du marché spot et les prix de référence trimestriels du marché. Les installations équipées dès à présent d'un système de gestion de l'énergie apte à traiter les signaux de prix répondent aux exigences futures. En revanche, un grand nombre d'installations existantes devront faire l'objet d'une mise à niveau technique. Dans le cadre des modèles de consommation propre étendus, tels que les RCP virtuels (vRCP) et les CAL, la consolidation différée des données ne permet pas actuellement de disposer des informations en temps réel nécessaires pour réagir de manière flexible aux signaux de prix négatifs sur les bourses de l'électricité.

Pour les installations photovoltaïques d'une puissance installée supérieure à 150 kW ne bénéficiant plus de la rétribution minimale, l'injection d'électricité durant les périodes de prix négatifs engendrera des coûts directs pour l'exploitant. Par conséquent, il est vivement recommandé de procéder aux adaptations techniques requises d'ici la fin de l'année 2026.

Consulter le communiqué de presse exhaustif : Rétributions de reprise dès 2027 : défis pour la sécurité d'investissement et l'exploitation des installations photovoltaïques

Application des rétributions minimales dans le cadre des vRCP (RCP virtuels)

Un de nos membres nous a sollicités concernant les modalités de calcul de la rétribution minimale applicable à ses installations de production intégrées au sein d'un RCP. Dans le cas d'espèce, la rétribution minimale globale versée correspondait à la somme des puissances des différentes installations PV (par exemple : 3 installations de 20 kWp chacune, traitées de manière équivalente à une installation unique de 60 kWp, au lieu d'une évaluation distincte de 3 installations de 20 kWp).

Interpellé par VESE à ce sujet, un gestionnaire de réseau de distribution (GRD) a précisé sa pratique, en se fondant sur la question 1.5 de la FAQ de l'ElCom relative à la loi sur l'approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables (voir le document de l'ElCom (lien vers la version allemande, la version française du communiqué de l'ElCom n'ayant pas encore été mise à jour)) :

• Au sein d'un RCP conventionnel : l'évaluation s'effectue individuellement pour les installations dotées d'un dispositif de mesure de la production propre. Pour les installations de moins de 30 kW ne disposant pas d'un tel compteur, le GRD ne procède qu'à une mesure du surplus au point de raccordement réseau commun. La production ne pouvant plus être formellement ventilée entre les différentes unités de petite envergure, la puissance de ces installations est cumulée pour déterminer le taux de rétribution minimale.
• Au sein d'un vRCP (RCP virtuel) : chaque installation dispose en principe d'un système de mesure distinct (production ou surplus) et fait l'objet d'une évaluation individuelle.

VESE relève que cette question n'est pas encore définitivement tranchée à l'échelle nationale, l'ElCom présentant elle-même différentes variantes d'application, y compris un modèle de répartition proportionnelle basé sur les puissances nominales.

En résumé : dès lors que chaque installation PV est adossée à un unique compteur de production oder de surplus, elle doit être traitée de manière autonome pour le calcul de la rétribution minimale. Cette disposition s'applique à la quasi-totalité des vRCP ainsi qu'aux installations PV d'une puissance supérieure à 30 kWp. Lorsque plusieurs installations sont situées en aval d'un unique compteur (cas d'un RCP avec un seul point de mesure face au GRD und sans compteur de production individualisé), le mode de calcul de la rétribution minimale demeure, selon notre analyse, sujet à clarification.

Constitution d'une CAL sur des réseaux de distribution distincts (niveaux de réseau 7 / 6 / 5)

Nous remercions la société Egon AG de nous avoir transmis une précision importante relative à la question 9.2 de la FAQ de l'ElCom (voir le document de l'ElCom (ici la version allemande, la version française du communiqué de l'ElCom n'ayant pas encore été mise à jour)).

Conformément à cette directive, la création d'une CAL (communauté électrique locale) est admissible même lorsque les niveaux de réseau 6 et 5 dépendent d'un gestionnaire de réseau distinct de celui du niveau de réseau 7. Cette configuration se rencontre notamment lorsqu'une commune exploite son propre réseau local (niveau de réseau 7), tandis que les transformateurs et les réseaux d'amont relèvent d'un GRD de niveau supérieur. Le regroupement sous forme de CAL au-delà du périmètre du transformateur est ainsi autorisé, sous réserve du respect des critères suivants :

• Les participants doivent être raccordés à la même zone de réseau ;
• Les participants doivent être raccordés au réseau électrique au même niveau de réseau ;
• Les participants doivent être établis sur le territoire de la même commune ;
• Les participants ne doivent pas être raccordés à des niveaux de tension supérieurs à 36 kV. De surcroît, l'utilisation de niveaux de tension supérieurs à 36 kV pour le transit de l'électricité produite au sein de la communauté est exclue ;
• L'ensemble des participants doit être équipé d'un système de mesure intelligent (smart meter) ;
• La puissance globale des installations de production de la communauté doit représenter au moins 5 % de la puissance de raccordement de l'ensemble des consommateurs finaux participants.

Communiqué de presse de la SSES : Le fléchissement des notifications d'installations

Les données récentes publiées par l'organe de certification Pronovo mettent en évidence une baisse continue du volume de nouvelles notifications d'installations photovoltaïques en Suisse. Cette tendance est particulièrement marquée dans le segment des installations de petite puissance, où les requêtes mensuelles ont diminué de près de la moitié, passant de plus de 5 100 au début de l'année 2025 à environ 2 600 au printemps 2026.

Ce ralentissement structurel est principalement imputable à l'incertitude politique et réglementaire actuelle, qui pénalise la confiance des investisseurs potentiels et des propriétaires fonciers, tout en fragilisant la fiabilité des calculs d'amortissement.

Afin de redynamiser le secteur et de garantir la sécurité de planification indispensable aux acteurs économiques, des signaux clairs de la part des autorités fédérales ainsi qu'une révision des structures de rétribution s'avèrent impératifs. VESE a formulé des propositions concrètes pour une refonte pérenne du modèle de rétribution de l'énergie solaire dans son étude succincte intitulée « Développement PV 2.0 ».

Informations complémentaires et détails : Espace médias de la SSES

SAVE THE DATE: Journée VESE de la pratique PV et de l'autoconstruction à Olten, Samedi 28 novembre 2026

Aperçu des prochaines rencontres en ligne

Mercredi 24 juin, 18h00 : Approvisionnement électrique de la Suisse à 100 % d'énergies renouvelables : rôle des systèmes décentralisés de stockage par batteries et développement ciblé du photovoltaïque avec limitation de l'injection. (en Allemand)

Mercredi 26 august, 18h00 : Optimisation de l'autoconsommation au sein des vRCP und des CAL au moyen du Solarmanager. (en Allemand)

Pour plus d'information cliquer ici. 

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