Rückliefertarife Solar 2027: Was bedeutet die Kopplung an den Grosshandelsmarkt?

Vom Fixtarif zum Marktpreis: drei Regimes in drei Jahren

Bis Ende 2025 legte jeder Verteilnetzbetreiber (VNB) seinen Rückliefertarif frei fest. Das Ergebnis: grosse Unterschiede von Gebiet zu Gebiet, und vor allem ein flächendeckender Absturz der Vergütungen. Ein Beispiel aus der Romandie: Bei Romande Énergie fiel die Vergütung von 17,60 Rp./kWh im Jahr 2024 auf 6,5 Rp./kWh im zweiten Quartal 2026, ein Rückgang um rund 63 % in zwei Jahren. In der Deutschschweiz verlief die Kurve vielerorts ähnlich.

Seit dem 1. Januar 2026 hat das Stromgesetz (der «Mantelerlass») die Regeln harmonisiert: Einigen sich Produzent und VNB nicht auf einen anderen Preis, entspricht die Vergütung dem quartalsweisen Referenz-Marktpreis, den das Bundesamt für Energie (BFE) berechnet. Dieser Preis ist der Durchschnitt der Schweizer Day-ahead-Börsenpreise, viertelstundengenau gewichtet mit der tatsächlichen Photovoltaik-Einspeisung des Landes. Dazu kommt eine Mindestvergütung für Anlagen unter 150 kW, die die Amortisation von Referenzanlagen sicherstellen soll.

Und das war erst eine Etappe: In der Herbstsession 2025 hat das Parlament beschlossen, die Marktlogik zu Ende zu führen. Ab dem 1. Januar 2027 ist die Standardvergütung nicht mehr der Quartalsdurchschnitt, sondern der Marktpreis im Zeitpunkt der Einspeisung.

Was sich am 1. Januar 2027 konkret ändert

Unter dem Regime 2027 wird jede eingespeiste Kilowattstunde zum Grosshandelspreis jener Stunde bewertet, in der sie ins Netz fliesst. An ein und demselben Junisonntag kann Ihr Überschuss um 8 Uhr 6 Rappen wert sein, am Mittag null und um 19 Uhr 8 Rappen. Der «Rückliefertarif» ist dann keine einzelne Zahl mehr: Er wird zum anlagenspezifischen Durchschnitt der über die Stunden erzielten Preise.

Drei direkte Konsequenzen. Erstens zählt das Einspeiseprofil künftig so viel wie die Menge: Produktion zur falschen Zeit (die solargesättigten Sommermittage) bringt immer weniger ein, Produktion dann, wenn das Netz sie braucht (Morgen, Abend, Winter), bringt mehr. Zweitens bringen die immer häufigeren Stunden mit negativen Preisen, vor allem im Frühling, nichts ein oder kosten sogar: Speichern in einer Batterie, Verbrauch verschieben oder selbst verbrauchen wird zur rationalen Antwort. Drittens bleibt es den VNB freigestellt, mehr als diesen Standardpreis zu bezahlen, wie es einige bereits heute tun, um die Produzenten in ihrem Gebiet zu halten.

Die Mindestvergütung bleibt, als Prämie

Das 2026 eingeführte Sicherheitsnetz verschwindet nicht, es ändert nur die Mechanik. Am Ende jedes Quartals vergleicht das BFE den Referenz-Marktpreis Photovoltaik mit der gesetzlichen Mindestvergütung. Liegt der erste darunter, wird die Differenz rückwirkend als Prämie auf jede eingespeiste Kilowattstunde des Quartals ausbezahlt.

Diese Mindestvergütung beträgt 6 Rp./kWh für Anlagen bis 30 kW, also für praktisch alle Wohnhausdächer. Mit zunehmender Leistung sinkt sie schrittweise (auf rund 1,2 Rp./kWh bei 149 kW) und entfällt oberhalb von 150 kW ganz. Konkret: Ein Sommerquartal mit einem Referenzpreis von 3,9 Rp./kWh, wie das zweite Quartal 2026, hätte für kleine Anlagen eine Prämie von 2,1 Rp./kWh ausgelöst.

Wichtig ist dabei ein Detail: Die Prämie berechnet sich aus dem nationalen Referenzpreis, nicht aus dem, was Ihr Dach tatsächlich erzielt hat. Eine Anlage, die vor allem in den billigen Mittagsstunden produziert, erhält dieselbe Prämie wie alle anderen, aber einen tieferen erzielten Marktpreis: Ihr Durchschnittstarif kann damit unter den 6 Rappen bleiben, wie das zweite Quartal im Simulator unten zeigt. Die 6 Rappen sind im Mittel des Solarparks garantiert, nicht für jedes einzelne Dach.

Was die Preise 2025 und 2026 verraten

Wer 2027 abschätzen will, schaut am besten auf die vom BFE publizierten Referenz-Marktpreise für Photovoltaik. Die Tabelle fasst die Quartalswerte zusammen, ergänzt um die Prämie, die der Mechanismus 2027 für eine Anlage bis 30 kW ausgelöst hätte:

Die Saisonalität springt ins Auge: Der Winter zahlt drei- bis viermal besser als der Hochsommer. Im Mai 2025 fiel der monatliche Referenzpreis auf 2,01 Rp./kWh; im Februar 2025 lag er bei 13,12 Rp./kWh. Und der Trend dahinter ist bekannt: Je grösser der Schweizer und europäische Solarpark wird, desto tiefer sinken die Preise der Sonnenstunden. Genau das will das neue Regime abbilden, um Speicherung und lokalen Verbrauch zu fördern statt der massiven Einspeisung am Mittag.

Die Ausrichtung Ihrer Module wird zum Preisfaktor

Mit einem Stundenpreis erzielen zwei identische Dächer nicht mehr denselben Durchschnittstarif. Die erste Intuition ist bekannt: Da der Tagespreis morgens gegen 8 Uhr und abends gegen 20 Uhr am höchsten ist und gegen 13 Uhr einbricht, müssten Ost- und Westdächer, die früh und spät produzieren, die besten Preise erzielen. Auf der Ebene eines Sommertages stimmt das. Ein zweiter Effekt wirkt jedoch in die Gegenrichtung: Die Winterpreise liegen 3- bis 4-mal höher als die Sommerpreise, und ein Süddach, erst recht ein steiles, produziert im Winter relativ mehr als ein Ost-West-Dach. Übers Jahr heben sich die beiden Effekte, auch wegen des hohen Diffusanteils unserer Winter, fast genau auf. Das zeigt unser Modell (geometrisches Sonnenprofil mit saisonalem Diffusanteil, Schweizer Day-ahead-Preise 2025, monatlich auf die BFE-Werte geeicht und in unserem vorsichtigen Szenario um 15 % reduziert), angewendet auf mehrere typische Konfigurationen im Mittelland:

Drei Erkenntnisse. Erstens: Bei gleicher Neigung erzielen Süd, Ost und West übers Jahr praktisch denselben Durchschnittspreis; der Sommervorteil von Ost-West, im Simulator unten in den Quartalen Q2 und Q3 gut sichtbar, wird durch die bessere Winterproduktion des Südens neutralisiert. Zweitens: Der echte Preishebel ist die Winterproduktion; steile Neigungen und Fassaden erzielen die besten Preise pro Kilowattstunde, ein Argument mehr für vertikale Anlagen an Fassaden oder Zäunen. Drittens: Solange die Mindestvergütung greift, bleibt der Unterschied beim Durchschnittspreis zwischen den Konfigurationen bescheiden; es lohnt sich nicht, Module für den Markt umzubauen, bei einem bestehenden Dach bleibt die produzierte Menge der wichtigste Ertragsfaktor. Die letzte Spalte bestätigt es: Trotz des besten Preises pro Kilowattstunde erzielt eine Fassade weniger Erlös pro installiertes kWp als ein klassisches Süddach.

Und wenn Sie stattdessen an Ihre Nachbarn verkaufen?

Der rote Faden dieser Reform ist klar: Das nationale Netz braucht keine anonymen Solar-Kilowattstunden am Mittag, es braucht Strom zur richtigen Zeit am richtigen Ort. Und den «richtigen Ort» gibt es längst: Ihr eigenes Quartier. Seit 2026 erlauben die Lokalen Elektrizitätsgemeinschaften (LEG), den Überschuss direkt an die Nachbarn zu verkaufen, über das öffentliche Netz, mit 40 % Rabatt auf der Netznutzung, wenn alle Mitglieder am selben Transformator hängen.

In einer typischen von Celium begleiteten LEG erhält der Produzent rund 12 Rp./kWh für die von den Nachbarn verbrauchte Energie, gegenüber ~7 Rp./kWh, die mit dem marktindexierten Tarif zu erwarten sind. Und dieser interne Preis hat in der neuen Welt eine wertvolle Eigenschaft: Er ist weitgehend vom Grosshandelsmarkt entkoppelt. Der LEG-Abnahmepreis wird aus dem VNB-Tarif und dem durch das lokale Teilen geschaffenen Mehrwert berechnet; sinkt die VNB-Vergütung um 1 Rappen, sinkt der LEG-Preis mechanisch nur um etwa 0,6 Rappen. Je tiefer der Markt fällt, desto grösser wird der Vorsprung der Gemeinschaft.

Das ist die Logik des 40/40/20-Modells: Der von jeder geteilten Kilowattstunde geschaffene Mehrwert wird zwischen Produzenten (40 %), Verbrauchern (40 %) und Celium (20 %) aufgeteilt, ohne Abo und ohne Fixkosten. Auch die Verbraucher der Gemeinschaft profitieren, mit rund 20 % Ersparnis auf dem Strom aus der LEG. Was das bei Ihnen ergeben würde, zeigt der Hauptsimulator von Celium auf Basis der Referenztarife Ihres VNB, und die interaktive Karte zeigt Ihnen Ihre Zusammenschlusszone. Wenn sich in Ihrer Nachbarschaft eine LEG abzeichnet, hinterlegen Sie Ihr Profil: Wir verbinden Sie mit Ihren kompatiblen Nachbarn. Für den Start bei null zeigt unser Leitfaden LEG gründen in 6 Schritten das Vorgehen.

Fazit

Die Kopplung an den Grosshandelsmarkt ist an sich keine schlechte Nachricht: Sie macht sichtbar, was jede Kilowattstunde je nach Produktionsstunde wirklich wert ist. Für die Besitzer kleiner Anlagen bestätigt sie aber einen klaren Trend: Der an den VNB verkaufte Überschuss wird auf absehbare Zeit im Schnitt rund 6 bis 7 Rappen einbringen, mit Sommermonaten nahe null am Markt. Die Antworten darauf sind bekannt: mehr Eigenverbrauch, intelligentes Speichern, und vor allem die lokale Vermarktung des Überschusses. An die Nachbarn verkaufen statt an die Börse: Genau das machen die LEG möglich, in der ganzen Schweiz.