Letzte Woche wurde die neue, ab 1.1.2027 geltende, Ordonnance sur l’énergie veröffentlicht. Geregelt sind dort die neuen Modalitäten für die Abnahmevergütungen. Das ab 2027 gültige Vergütungsregime basiert auf einer Verknüpfung von stündlichen Spotmarktpreisen und quartalsweisen Referenzmarktpreisen, was erhebliche Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit und den Betrieb von Photovoltaikanlagen haben wird.

Das neue Abrechnungsmodell gliedert sich in folgende Kernpunkte:

• Stündliche Abrechnung: Die Vergütung für die eingespeiste Elektrizität richtet sich nach dem jeweiligen Day-Ahead-Preis («Spotpreis») der Strombörse für das Marktgebiet Schweiz zum Tageswechselkurs der Schweizerischen Nationalbank.
• Quartalsweiser Abgleich: Davon unabhängig wird weiterhin der Referenzmarktpreis für die lastganggemessenen Anlagen auf vierteljährlicher Basis ermittelt.
• Minimalvergütung (Absicherung): Für Anlagen mit einer Leistung von weniger als 150 kW gelten weiterhin und unverändert die gesetzlichen Minimalvergütungen (z. B. 6 Rp./kWh für Anlagen bis 30 kW). Liegt der quartalsweise ermittelte Referenzmarktpreis unter dieser Minimalvergütung, haben die Produzenten Anspruch auf Auszahlung des Differenzbetrags durch den zuständigen Verteilnetzbetreiber.

Konkrete Auswirkungen auf die Praxis

Die stündliche Abrechnung bedeutet, dass PV-Betreiber bei positiven Börsenpreisen den effektiven Spotmarktpreis erhalten, während bei einem Börsenpreis von Null keine Vergütung erfolgt. Kritisch wird die Situation bei negativen Preisen, da hier grundsätzlich für die Einspeisung bezahlt werden muss. Hierbei muss zwischen den Anlagegrössen unterschieden werden:

Anlagen unter 150 kW

Für diese Anlagen besteht zwar der Schutz durch die Minimalvergütung, dieser greift jedoch nur über den Umweg des erst Ende des Quartals bekannten Referenzmarktpreises. Dies zwingt Betreiber zu einer spekulativen Prognose:

Liegt der Referenzmarktpreis am Quartalsende beispielsweise bei 4 Rp./kWh und die Minimalvergütung bei 6 Rp./kWh, beträgt der feste Differenzanspruch 2 Rp./kWh für jede eingespeiste Kilowattstunde. Unter diesen Umständen ist eine Einspeisung bei negativen Spotpreisen nur so lange wirtschaftlich sinnvoll, wie der negative Spotpreis das ermittelte Quartalsdelta nicht überschreitet. Beträgt der Spotpreis beispielsweise -1.5 Rp./kWh, resultiert unter Berücksichtigung des Quartalsdeltas eine Netto-Vergütung von 0.5 Rp./kWh (-1.5 Rp. Spotpreis + 2.0 Rp. Differenzzahlung). Ist der Spotpreis jedoch negativer als das Quartalsdelta (z. B. -3.0 Rp./kWh bei einem Delta von 2.0 Rp./kWh), legt der Betreiber trotz Absicherung effektiv drauf.

Anlagen ab 150 kW

Da es für Anlagen ab dieser Grösse keine Minimalvergütungen mehr gibt, führt jede Einspeisung bei negativen Börsenpreisen zu direkten Kosten für den Betreiber. Diese Anlagen sollten daher bis Ende 2026 technisch so ausgerüstet werden, dass eine automatische Abregelung bei negativen Preisen (Null-Einspeisung) gewährleistet ist.

• Wichtig für Verteilnetzbetreiber (VNB): diese können weiterhin auf freiwilliger Basis fixe Tarife und einfach PV-Vergütungsmodelle anbieten. Details siehe: https://www.vese.ch/abnahmeverguetungen-2026-was-ist-auf-die-grundversorgung-anrechenbar/ 
• Vorreiter BKW: Die BKW führen die stündlichen Abnahmevergütungen bereits per Mitte 2026 als freiwilliges Produkt ein und werden hierfür ein entsprechendes Steuersignal zur Verfügung stellen. Details dazu finden sich unter: https://www.bkw.ch/en/strom-in-der-grundversorgung/eigenen-strom-teilen-und-verkaufen/strom-ins-oeffentliche-stromnetz-einspeisen/dynamische-abnahmeverguetung 
• Forderung an den Bund bezüglich Datenbereitstellung: Die Beschaffung der stündlichen Börsenstrompreise via API ist derzeit rechtlich und technisch nicht geregelt; der Bund scheint hier auf private Drittanbieter zu hoffen. VESE fordert den Bund nachdrücklich auf, diese Daten – bereits in Schweizer Franken umgerechnet – als kostenlose Open-Data-Schnittstelle (beispielsweise über das bestehende Energiedashboard) zur Verfügung zu stellen.
• Vernehmlassungsantwort: Die detaillierte Argumentation von VESE zur Revision der Energieverordnungen kann in unserer offiziellen Vernehmlassungsantwort nachgelesen werden: https://www.vese.ch/revision-der-energieverordnungen-spotmarktpreise-schwaechen-die-investitionssicherheit/
• Übergangsfristen: Für bestehende Anlagen, die noch nicht mit einem intelligenten Messsystem (Smart Meter) oder Lastgangzähler gemäss StromVV ausgestattet sind, gewährt Artikel 80c der Energieverordnung eine Übergangsfrist bis längstens zum 31. Dezember 2027. Bis dahin gilt in diesem Falle das bisherige Vergütungsregime.
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Kommentar VESE: Unnötige Komplexität statt Investitionssicherheit

Aus Sicht von VESE führt dieses Modell zu einer massiven Verkomplizierung der administrativen und technischen Abläufe, ohne einen echten Mehrwert für die Energiewende zu schaffen.

Das Hauptproblem für Anlagen unter 150 kW liegt in der Unvorhersehbarkeit des Quartals-Referenzmarktpreises. Da dieser erst nach Ablauf des Quartals feststeht, können Steuerungsalgorithmen während des laufenden Betriebs unmöglich kalkulieren, ob ein Abregeln bei leicht negativen Preisen finanziell vorteilhaft ist oder nicht. Die Amortisation von PV-Anlagen wird dadurch weiter erschwert.

Für bestehende PV-Anlagen ab 150 kW bedeutet das neue Regime einen akuten Nachrüstbedarf bis Ende 2026. Allenfalls ist es nur eine Neuparametrisierung des Wechselrichters, oder es wird ein Software-Update geben, um die Day-Ahead-Preise automatisiert zu beziehen und die Anlage entsprechend nachzuregeln. Bei älteren Anlagen ist vielleicht die Nachrüstung oder Aktualisierung eines Energiemanagementsystems oder ein Austausch des Wechselrichters notwendig.
Der vermeintliche Ausweg über die Anschaffung von Batteriespeichern greift oft zu kurz: PV-Speicher sind meist auf Kapazität von 2 bis 3 Stunden Nennproduktion ausgelegt, während die Phasen negativer Strompreise im Mai bereits schon bis zu 6 Stunden dauerten. Zudem amortisieren sich die Speicherkosten von ca. 5 bis 7 Rp./kWh nur dann, wenn die Abendpreise entsprechend hoch sind oder der Speicher zusätzlich für das Peak-Shaving bei Leistungstarifen, die Eigenverbrauchsoptmierung oder für systemdienliche Flexibilität genutzt werden kann.

Auch unter dem Aspekt der Netzstabilität erscheint die stündliche Spotpreis-Vergütung fragwürdig. Wenn bei einem Umschlagen des Börsenpreises ins Negative hunderte Megawatt an PV-Leistung schlagartig und zeitgleich per Algorithmus vom Netz gehen, verursacht dies erhebliche Erzeugungssprünge. Diese müssen von den Netzbetreibern durch das Hochfahren anderer Kraftwerke kompensiert werden, was die Netzstabilität eher gefährdet als stützt. Wir kennen das Problem von der 50.2 Hz-Problematik.

Das neue Vergütungsregime hilft zudem der Atomkraft. Unflexible Grosskraftwerke wie Kernkraftwerke können den stündlichen Börsensignalen technisch kaum folgen. Sie zahlen bereits heute bei negativen Preisen drauf, sofern sie den Strom nicht über langfristige Lieferverträge (PPAs) oder in der gebundenen Grundversorgung absetzen können. Wenn nun die Photovoltaikanlagen bei negativen Preisen systematisch abregeln, führt dies zu einer Verknappung des Angebots und damit zu einer Stabilisierung der Preise im weniger negativen Bereich. Dies entlastet faktisch die Betreiber von Kernkraftwerken auf Kosten der Solarproduzenten – dies widerspricht den erklärten Zielen der Energiewende diametral.

Generelle Überlegungen

Diese neue und extrem kurzfristige Veränderung der Vergütungen für die Netzeinspeisung scheint als eine Art Notbremse angesichts des schnellen Zuwachses der PV-Energie gedacht zu sein..

Die neuen Regelungen schieben jedoch die Last des “Problems” erneut auf die Anlagenbetreiber, obwohl diese eigentlich mit ihren Anlagen nichts anderes machen, als die offizielle Politik des Bundes und dessen Ausbauziel von 17 TWh im Jahr 2030 umzusetzen. Dass neue Regime hat zur Folge, dass sich Anlagen finanziell weniger gut rechnen, und der Zubau noch stärker unter Druck kommt. Bei bestehenden Anlagen haben private PV-Investoren im Vertrauen auf eine “anständige” Vergütungspolitik darauf gesetzt, dass sie ihre Anlagen dank Vergütungen für die eingespeiste Energie  im Bereich von 6 bis 10 Rp/kWh über 25 Jahre abschreiben können. Nun stehen diese Investoren vor der Tatsache, dass sie ihre Investitionen unter Umständen in den Sand gesetzt haben. 

Marktpreise von Null sind  nicht der Fehler der Photovoltaik, sondern ein systemischer Effekt. Denn ein Marktmodell, dass statt auf Gestehungskosten auf Grenzkosten setzt, ist im Zeitalter von erneuerbaren Energien nicht  mehr adäquat - die Grenzkosten der Erneuerbaren sind per Definition Null (da keine Brennstoffkosten und praktisch keine laufenden Kosten).  

Zudem ist der Spotmarktpreis stark vom europäischen Markt abhängig. Damit wird es eigentlich unmöglich, eine eigenständige, auf Versorgungssicherheit und Ökologie ausgerichtete Schweizer Energiepolitik umzusetzen, wenn der ausländische Markt jederzeit die Schweizer Preise zum Abstürzen bringen kann. Dies auch im Winter, wenn dank Windenergieüberschuss in Europa die Preise auch in der Schweiz stark zurückgehen, und Investoren in Schweizer Winterstromanlagen leer ausgehen.

Zusammengefasst hält VESE fest, dass die Photovoltaik nicht das Problem ist, sondern die Lösung. Wenn die Energiestrategie gelingen soll, ist es wichtig, dass die privaten Investoren, welche den PV-Ausbau ja vorantreiben, nicht jedes Jahr mit einer neuen Kehrtwendung der Rahmenbedingungen im Regen stehen gelassen werden dürfen.

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La semaine dernière, la nouvelle ordonnance sur l’énergie (OEne), applicable dès le 1er janvier 2027, a été publiée. Elle définit les nouvelles modalités relatives aux rétributions de reprise. Le régime de rétribution applicable dès 2027 repose sur un couplage entre les prix spot horaires et les prix de marché de référence calculés trimestriellement, ce qui aura des répercussions importantes sur la rentabilité et l’exploitation des installations photovoltaïques.

Le nouveau modèle de décompte s’articule autour des éléments suivants :

• Décompte horaire : La rétribution de l’électricité injectée est déterminée en fonction du prix Day-Ahead (« prix spot ») correspondant sur la bourse de l’électricité pour la zone de marché suisse, converti au cours de change journalier de la Banque nationale suisse.
• Comparaison trimestrielle : Indépendamment de cela, le prix de marché de référence pour les installations équipées d’une mesure de la courbe de charge continue d’être calculé sur une base trimestrielle.
• Rétribution minimale (protection) : Pour les installations d’une puissance inférieure à 150 kW, les rétributions minimales légales continuent de s’appliquer sans modification (par exemple 6 ct./kWh pour les installations jusqu’à 30 kW). Lorsque le prix de marché de référence déterminé trimestriellement est inférieur à cette rétribution minimale, les producteurs ont droit au versement de la différence par le gestionnaire de réseau de distribution compétent.

Conséquences concrètes dans la pratique

Le décompte horaire signifie que les exploitants d’installations photovoltaïques perçoivent le prix spot effectif lorsque les prix de marché sont positifs, alors qu’aucune rétribution n’est versée lorsque le prix de bourse est nul.

La situation devient critique lorsque les prix sont négatifs, car l’injection d’électricité entraîne alors, en principe, des coûts. Il convient ici de distinguer les différentes tailles d’installations :

Installations de moins de 150 kW

Ces installations bénéficient certes de la protection offerte par la rétribution minimale. Toutefois, celle-ci n’intervient qu’indirectement par le biais du prix de marché de référence, connu seulement à la fin du trimestre. Les exploitants sont ainsi contraints d’effectuer des prévisions spéculatives.

Si, par exemple, le prix de marché de référence s’élève à 4 ct./kWh à la fin du trimestre alors que la rétribution minimale est de 6 ct./kWh, le droit à compensation est de 2 ct./kWh pour chaque kilowattheure injecté.

Dans ces conditions, l’injection à des prix spot négatifs reste économiquement judicieuse tant que le prix spot négatif ne dépasse pas ce différentiel trimestriel. Si le prix spot est de -1,5 ct./kWh, la rétribution nette est encore de 0,5 ct./kWh (-1,5 ct. de prix spot + 2,0 ct. de compensation). En revanche, si le prix spot devient plus négatif que le différentiel trimestriel (par exemple -3,0 ct./kWh pour un différentiel de 2,0 ct./kWh), l’exploitant subit une perte malgré le mécanisme de protection.

Installations à partir de 150 kW

Comme aucune rétribution minimale n’est prévue pour ces installations, toute injection lorsque les prix de bourse sont négatifs engendre directement des coûts pour l’exploitant.

Ces installations devraient donc être équipées d’ici à fin 2026 de dispositifs techniques permettant une réduction automatique de l’injection en cas de prix négatifs (injection nulle).

• Important pour les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) : ceux-ci peuvent continuer à proposer, sur une base volontaire, des tarifs fixes et des modèles simplifiés de rétribution du photovoltaïque. Détails : https://www.vese.ch/fr/abnahmeverguetungen-2026-was-ist-auf-die-grundversorgung-anrechenbar/
• Précurseur BKW : BKW introduira déjà à mi-2026 des rétributions de reprise horaires sous forme de produit volontaire et mettra à disposition un signal de commande correspondant. Détails : https://www.bkw.ch/fr/electricite-dans-lapprovisionnement-de-base/partager-et-vendre-sa-propre-electricite/injecter-du-courant-dans-le-reseau-electrique-public/remuneration-de-rachat
• Exigence adressée à la Confédération concernant la mise à disposition des données : l’accès aux prix horaires de l’électricité sur le marché spot via une API n’est actuellement réglé ni sur le plan juridique ni sur le plan technique ; la Confédération semble compter sur des fournisseurs privés tiers. VESE demande instamment à la Confédération de mettre ces données gratuitement à disposition sous forme d’interface Open Data – déjà converties en francs suisses – par exemple via le tableau de bord énergétique existant.
• Réponse à la consultation : l’argumentation détaillée de VESE concernant la révision des ordonnances sur l’énergie peut être consultée dans notre prise de position officielle dans le cadre de la procédure de consultation : https://www.vese.ch/fr/revision-der-energieverordnungen-spotmarktpreise-schwaechen-die-investitionssicherheit/
• Délais transitoires : pour les installations existantes qui ne sont pas encore équipées d’un système de mesure intelligent (smart meter) ou d’un compteur de courbe de charge conforme à l’OApEl, l’article 80c de l’ordonnance sur l’énergie prévoit une période transitoire jusqu’au 31 décembre 2027 au plus tard. Jusqu’à cette date, le régime de rétribution actuel continue de s’appliquer dans ces cas.

Commentaire de VESE : une complexité inutile au détriment de la sécurité des investissements

Du point de vue de VESE, ce modèle entraîne une complexification considérable des procédures administratives et techniques sans apporter de réelle valeur ajoutée à la transition énergétique.

Le principal problème pour les installations de moins de 150 kW réside dans l’imprévisibilité du prix de marché de référence trimestriel. Comme celui-ci n’est connu qu’après la fin du trimestre, les algorithmes de pilotage ne peuvent pas déterminer en cours d’exploitation si une limitation de production lors de prix légèrement négatifs est financièrement avantageuse ou non. L’amortissement des installations photovoltaïques s’en trouve encore davantage compliqué.

Pour les installations photovoltaïques existantes de plus de 150 kW, le nouveau régime crée un besoin urgent d’adaptation technique d’ici à fin 2026. Il pourra parfois suffire de reparamétrer l’onduleur ou de procéder à une mise à jour logicielle afin de récupérer automatiquement les prix Day-Ahead et d’ajuster l’installation en conséquence. Pour les installations plus anciennes, il sera peut-être nécessaire de moderniser ou remplacer le système de gestion de l’énergie, voire de remplacer l’onduleur.

La solution apparente consistant à installer des batteries de stockage est souvent insuffisante. Les batteries photovoltaïques sont généralement dimensionnées pour stocker l’équivalent de deux à trois heures de production nominale, alors que les périodes de prix négatifs observées en mai ont déjà atteint jusqu’à six heures. En outre, les coûts de stockage, de l’ordre de 5 à 7 ct./kWh, ne s’amortissent que si les prix du soir sont suffisamment élevés ou si la batterie peut également être utilisée pour l’écrêtement des pointes de puissance (« peak shaving »), l'optimisation de l’autoconsommation ou pour fournir des flexibilités utiles au système.

Même sous l’angle de la stabilité du réseau, la rémunération horaire basée sur le prix spot paraît discutable. Si, lors d’un passage des prix de bourse en territoire négatif, plusieurs centaines de mégawatts de puissance photovoltaïque sont simultanément déconnectés du réseau par des algorithmes, cela provoquera d’importantes variations de production. Les gestionnaires de réseau devront alors compenser ces fluctuations en augmentant la production d’autres centrales, ce qui risque davantage de fragiliser la stabilité du réseau que de la renforcer. Nous connaissons déjà ce problème à travers la problématique dite des « 50,2 Hz ».

Le nouveau régime de rétribution favorise également l’énergie nucléaire. Les grandes centrales peu flexibles, telles que les centrales nucléaires, ne peuvent guère suivre les signaux horaires du marché. Elles subissent déjà aujourd’hui des pertes lorsque les prix sont négatifs, sauf si leur production est écoulée au moyen de contrats d’achat d’électricité à long terme (PPA) ou dans le cadre de l’approvisionnement de base. Si les installations photovoltaïques réduisent systématiquement leur production lorsque les prix deviennent négatifs, l’offre diminue et les prix se stabilisent à des niveaux moins négatifs. Cela soulage de facto les exploitants de centrales nucléaires aux dépens des producteurs solaires, ce qui est en contradiction directe avec les objectifs affichés de la transition énergétique.

Considérations générales

Cette modification des rétributions pour l’injection dans le réseau, introduite à très court terme, semble constituer une forme de frein d’urgence face à la croissance rapide de la production photovoltaïque.

Les nouvelles dispositions reportent toutefois une nouvelle fois la charge du « problème » sur les exploitants d’installations, alors que ceux-ci ne font rien d’autre que mettre en œuvre la politique énergétique officielle de la Confédération et son objectif de développement de 17 TWh à l’horizon 2030.

Ce nouveau régime réduit la rentabilité des installations et accentue encore la pression sur le développement du photovoltaïque. Les investisseurs privés ayant financé des installations existantes comptaient, en se fondant sur une politique de rétribution jugée fiable, amortir leurs investissements sur 25 ans grâce à des rétributions de l’électricité injectée comprises entre 6 et 10 ct./kWh. Ils sont désormais confrontés au risque que leurs investissements ne puissent plus être rentabilisés comme prévu.

Les prix de marché nuls ne constituent pas une défaillance du photovoltaïque, mais un effet systémique. En effet, un modèle de marché fondé sur les coûts marginaux plutôt que sur les coûts de production n’est plus adapté à l’ère des énergies renouvelables : les coûts marginaux des énergies renouvelables sont, par définition, nuls puisqu’elles n’impliquent ni coûts de combustible ni coûts d’exploitation significatifs.

Par ailleurs, le prix spot dépend fortement du marché européen. Il devient dès lors pratiquement impossible de mener une politique énergétique suisse autonome axée sur la sécurité d’approvisionnement et les objectifs écologiques si les marchés étrangers peuvent à tout moment provoquer un effondrement des prix suisses. Cela vaut également en hiver, lorsque des excédents d’énergie éolienne en Europe font baisser fortement les prix en Suisse, privant ainsi de revenus les investisseurs dans les installations produisant de l’électricité hivernale.

En résumé, VESE rappelle que le photovoltaïque n’est pas le problème, mais la solution. Si la Stratégie énergétique doit réussir, il est essentiel que les investisseurs privés, qui portent le développement du photovoltaïque, ne soient pas confrontés chaque année à de nouveaux revirements des conditions-cadres.

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