Globale Marktanalyse mit Fokus auf Schweizer Regulatorien und dynamische Einspeisung

Das Jahr 2026 markiert eine Zäsur in der Geschichte der erneuerbaren Energien, insbesondere im Schweizer Kontext. Während sich die globale Solarindustrie technologisch in Richtung Ultra-Hocheffizienz und diversifizierte Speicherchemie bewegt, vollzieht die Schweiz einen historischen regulatorischen Systemwechsel. Das vollständige Inkrafttreten des "Mantelerlasses" (Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien) zum 1. Januar 2026 beendet die Ära der statischen Förderung und leitet die Phase der Marktintegration ein.

Dieser Blog Beitrag analysiert die zehn prägendsten Trends für das Jahr 2026. Er verbindet die makroökonomische Perspektive globaler Technologieentwicklungen mit einer tiefgreifenden Exegese der neuen Schweizer Marktmechanismen. Kern des Wandels ist der Übergang von einer reinen Erzeugungsfokussierung hin zu einer Flexibilisierung des Gesamtsystems: Dynamische Tarife, harmonisierte Rückliefervergütungen, lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) und die regulatorische Gleichstellung von Fahrzeugbatterien (V2G) werden zu den zentralen Treibern der Wirtschaftlichkeit. Die Ära der blinden Einspeisung endet; die Ära des dynamischen, datengetriebenen Energiemanagements beginnt.

Die Analyse zeigt auf, dass Investitionsentscheidungen ab 2026 einer fundamental neuen Logik folgen müssen. Nicht mehr die Maximierung der Kilowattstunden-Ernte im Sommer steht im Vordergrund, sondern die zeitliche Synchronisation von Erzeugung und Verbrauch sowie die Bereitstellung von Flexibilität für das Netz.

1. Globale PV-Technologie-Evolution 2026: Jenseits der Silizium-Grenze

1.1 Der Abschied von PERC und der Aufstieg von TOPCon und HJT

Das Jahr 2026 wird technologisch durch die endgültige Marktdominanz der n-Typ-Zelltechnologien geprägt sein, die die bisherigen p-Typ PERC-Zellen (Passivated Emitter and Rear Cell) ablösen. Die globale Produktionskapazität hat sich massiv zugunsten von TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) und HJT (Heterojunction) verschoben. Diese Technologien sind keine Zukunftsmusik mehr, sondern definieren den Standard für Neuinstallationen im Jahr 2026.¹

Während herkömmliche Module über ein Jahrzehnt lang Effizienzgrade von knapp unter 20 % bis 22 % aufwiesen, verschiebt die neue Generation von Paneelen die kommerziellen Standards signifikant in den Bereich von 25 % bis 28 % Wirkungsgrad. Dieser Effizienzsprung ist nicht inkrementell, sondern transformativ, da er die Gestehungskosten (LCOE) pro installiertem Quadratmeter Fläche drastisch senkt.

Technologische Differenzierung:

• TOPCon: Diese Technologie hat sich als der kosteneffizienteste Nachfolger von PERC etabliert, da bestehende Produktionslinien mit moderatem Aufwand umgerüstet werden konnten. Für 2026 wird erwartet, dass TOPCon den Löwenanteil des Massenmarktes bedient.

• Heterojunction (HJT): HJT-Zellen bieten noch höhere Wirkungsgrade und einen besseren Temperaturkoeffizienten, sind jedoch in der Herstellung anspruchsvoller. Im Jahr 2026 werden HJT-Module vor allem im Premium-Segment und bei Anwendungen dominieren, wo maximale Leistung auf begrenztem Raum gefordert ist.

1.2 Implikationen für den Schweizer Markt

Für den Schweizer Markt, der geografisch und baulich durch begrenzte Dachflächen und vergleichsweise hohe Installationskosten (Soft Costs und Arbeit) charakterisiert ist, ist dieser Trend von höchster Relevanz. Die Schweiz ist kein Land für riesige Freiflächenanlagen in der Ebene; der Ausbau findet auf Dächern, an Fassaden und Infrastrukturen statt.

• Flächeneffizienz als Renditetreiber: Module mit höherer Leistungsdichte ermöglichen mehr Ertrag auf derselben Fläche. Dies ist entscheidend, da die "Balance of System"-Kosten (Gerüstbau, Verkabelung, Arbeitskraft) in der Schweiz hoch sind. Ein Modul mit 450 Watt Peak (Wp) auf derselben Fläche wie ein altes 350 Wp Modul reduziert die relativen Installationskosten pro kWp massiv.¹

• Schwachlichtverhalten im Mittelland: Neue Zelltechnologien, insbesondere HJT, bieten signifikante Vorteile bei diffusem Licht und Bewölkung. In den für die Schweiz typischen Nebellagen des Mittellandes im Winterhalbjahr verbessert dies die Jahresarbeitszahl der Anlagen und trägt zur kritischen Winterstromversorgung bei.

1.3 Der Game-Changer: Perowskit-Silizium-Tandemzellen

Ein technologischer Durchbruch, der 2026 zunehmend von der Pilotphase in die kommerzielle Relevanz tritt, sind Perowskit-Silizium-Tandemzellen. Diese Hybridtechnologie schichtet eine Perowskit-Zelle auf eine herkömmliche Siliziumzelle.

Funktionsweise: Silizium absorbiert effizient das langwellige (rote und infrarote) Licht, während Perowskit so eingestellt werden kann, dass es die kürzeren Wellenlängen (blau und grün) optimal nutzt. Diese Kombination ermöglicht es, das Sonnenspektrum weitaus besser auszunutzen als jede Einzeltechnologie und verspricht Wirkungsgrade jenseits der theoretischen Shockley-Queisser-Grenze von reinem Silizium (ca. 29 %).²

Marktstadium 2026: Obwohl das Potenzial enorm ist, stehen 2026 noch Fragen der Langzeitstabilität im Fokus. Perowskite sind empfindlich gegenüber Feuchtigkeit, Sauerstoff und UV-Licht. Die Verkapselungstechnologien haben jedoch bis 2026 grosse Fortschritte gemacht. Erste kommerzielle Tandem-Module werden 2026 für Nischenanwendungen erwartet, beispielsweise im hochpreisigen BIPV-Segment (Building Integrated Photovoltaics) oder für Elektrofahrzeuge mit integrierten Solarzellen (VIPV), bevor sie gegen Ende des Jahrzehnts den Massenmarkt durchdringen.

1.4 Ästhetik und BIPV als Standard

Getrieben durch strengere Bauvorschriften und ästhetische Ansprüche in der Schweiz (besonders in Ortsbildschutzzonen), entwickeln sich 2026 gebäudeintegrierte Lösungen (BIPV) vom Nischenprodukt zum Standard. Farbige Module, Solar-Dachziegel und transparente Solarfassaden profitieren von den Effizienzsteigerungen der Basistechnologie. Da ab 2026 das Meldeverfahren für Fassadenanlagen in der Schweiz weiter vereinfacht und standardisiert wird, erleben ästhetisch ansprechende Fassadenlösungen einen Nachfrageboom.³

2. Der Schweizer "Mantelerlass": Systemwechsel in der Regulierung

2.1 Historischer Kontext und Inkrafttreten

Das dominierende Thema für alle Schweizer Marktakteure im Jahr 2026 ist das vollständige operative Wirksamwerden des zweiten Pakets des "Bundesgesetzes über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien", im Fachjargon oft als Mantelerlass bezeichnet. Nach der deutlichen Annahme durch das Schweizer Stimmvolk im Juni 2024 (68,7 % Ja-Stimmen) treten per 1. Januar 2026 die tiefgreifenden Änderungen in der Energieverordnung (EnV) und der Stromversorgungsverordnung (StromVV) in Kraft.⁵

Dies beendet eine jahrelange Phase der regulatorischen Unsicherheit. Der Mantelerlass ist die Antwort auf die drohende Winterstromlücke und die Notwendigkeit, den Ausbau der Erneuerbaren massiv zu beschleunigen, ohne die Netzstabilität zu gefährden.

2.2 Ziele und Mechanismen des Mantelerlasses

Der Gesetzgeber verfolgt ab 2026 eine Doppelstrategie: Beschleunigung des Zubaus bei gleichzeitiger Integration in den Markt.

Die vier Säulen des Erlasses ab 2026:

• Marktprämien statt Einspeisevergütung: Für grosse Anlagen (>150 kW) wird das Fördersystem von fixen Einspeisevergütungen auf gleitende Marktprämien umgestellt. Anlagenbetreiber müssen ihren Strom selbst vermarkten; die Prämie deckt lediglich die Differenz zu den Gestehungskosten, falls der Marktpreis zu tief fällt. Dies zwingt Grossanlagenbetreiber zur Professionalisierung.⁷

• Harmonisierung der Rückliefertarife: Für kleinere Anlagen (die nicht in der Direktvermarktung sind) wird das Vergütungschaos der über 600 Schweizer Verteilnetzbetreiber beendet (siehe Kapitel 6).

• Winterstrom-Fokus: Der Zubau von PV (vor allem auf Dächern und Fassaden) wird nicht mehr nur als ökologische Massnahme, sondern als sicherheitsrelevante Infrastruktur betrachtet. Anlagen, die einen hohen Winteranteil liefern (alpine Anlagen, Fassaden, Windkraft), erhalten privilegierte Planungsbedingungen und spezifische Investitionsbeiträge.⁵

• Effizienzverpflichtung für EVU: Energieversorgungsunternehmen werden verpflichtet, Effizienzmassnahmen bei ihren Endkunden nachzuweisen, was neue Geschäftsmodelle für Energiespar-Contracting fördert.⁹

2.3 Investitionsimplikationen: Die neue Architektur der Rendite

Investitionsentscheidungen müssen ab 2026 unter völlig neuen Prämissen getroffen werden. Die jahrzehntelang gültige Maxime der reinen Maximierung der Jahresproduktion (flache Südausrichtung) ist obsolet geworden.

• Antizyklische Produktion: Da die Marktpreise im Sommer durch das Überangebot an Solarstrom tendenziell gegen Null oder ins Negative tendieren, ist reiner Sommerstrom wirtschaftlich kaum mehr wertvoll.

• Anlagendesign: Anlagendesigns, die netzdienlich sind und Winterstrom liefern, gewinnen massiv an Wert.

• Steile Anstellwinkel & Fassaden: Diese fangen die tiefstehende Wintersonne optimal ein und sind weniger anfällig für Schneebedeckung.

• Ost-West-Ausrichtung: Diese glättet die Erzeugungskurve über den Tag und reduziert die Mittagsspitze, was besser zum Eigenverbrauchsprofil passt und die Abregelungsverluste (siehe Kapitel 7) minimiert.

Die regulatorischen Erleichterungen für Anlagen von nationalem Interesse bedeuten zudem, dass Grossprojekte in den Alpen oder auf grossen Infrastrukturen schneller realisiert werden können, da Einsprachemöglichkeiten eingeschränkt und Verfahren konzentriert wurden.⁵

3. Dynamische Stromtarife und die Digitalisierung der Abrechnung

3.1 Ende der Hoch- und Niedertarife

Ein Paradigmenwechsel, der den Alltag der Schweizer Haushalte ab 2026 direkt betrifft, ist das langsame Sterben der klassischen Hoch- und Niedertarife (HT/NT). Diese statischen Modelle, die ursprünglich geschaffen wurden, um den Verbrauch in die Nachtstunden zu lenken (Bandenergie der Kernkraftwerke und Laufwasserkraftwerke), entsprechen nicht mehr der Realität eines von fluktuierender PV dominierten Netzes. Ab 2026 müssen Energieversorger (EVU) ihren Kunden dynamische Tarife (zeitvariable Tarife) anbieten, sofern diese über ein intelligentes Messsystem (Smart Meter) verfügen.¹¹ Das Stromversorgungsgesetz (StromVG) und die Stromversorgungsverordnung (StromVV) schaffen hierfür den expliziten Rechtsrahmen.

3.2 Funktionsweise am Beispiel EKZ "Wahltarif"

Vorreiter wie die Elektrizitätswerke des Kantons Zürich (EKZ) führen bereits ab 2026 dynamische Wahltarife ein. Die Analyse dieser Tarife zeigt, wohin sich der gesamte Schweizer Markt entwickeln wird. Das Modell setzt sich aus zwei dynamischen Komponenten zusammen ¹³:

• Dynamische Energiekomponente: Diese basiert auf dem Spotmarktpreis (Day-Ahead-Markt) der Strombörse. Sie spiegelt die tatsächliche Knappheit oder den Überschuss an Energie wider. An einem sonnigen, windigen Sonntagmittag kann dieser Preis nahe Null liegen.

• Dynamische Netznutzungskomponente: Diese ist revolutionär. Sie basiert auf der lokalen Netzauslastung. Ziel ist es, lokale Lastspitzen zu brechen (Peak Shaving). Wenn der Transformator im Quartier am Anschlag ist, steigt der Netzpreis; ist das Netz leer, sinkt er.

Die Mechanik: Die Preise ändern sich in 15-Minuten-Intervallen. Die Tarife für den Folgetag werden in der Regel am Vortag (ca. 13:00 bis 18:00 Uhr) via API an das Energiemanagementsystem (EMS) des Kunden übermittelt.

3.3 Technologische Voraussetzungen und Risiken

Die Teilnahme an solchen Modellen ist kein Selbstläufer. Sie setzt zwingend ein Energiemanagementsystem (EMS) voraus.

• Automatisierung ist Pflicht: Ein Mensch kann nicht alle 15 Minuten entscheiden, ob er die Waschmaschine einschaltet. Das EMS muss grosse Verbraucher (Wärmepumpe, E-Auto, Boiler, Batteriespeicher) vollautomatisiert steuern. Es empfängt die Preissignale und optimiert den Fahrplan der Geräte.

• Risikoverlagerung: Das Risiko der Preisvolatilität wird vom Versorger teilweise auf den Endkunden übertragen. Ohne Automatisierung drohen Kostenfallen, wenn der Verbrauch ungesteuert in Hochpreisphasen (z.B. die "Dunkelflaute" an einem kalten Winterabend) fällt. Umgekehrt können Kunden mit hoher Flexibilität (z.B. E-Auto-Besitzer) ihre Energiekosten drastisch senken, indem sie fast ausschliesslich zu Tiefstpreisen laden.¹⁵

4. Lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG): Die Demokratisierung des Netzes

4.1 Vom ZEV zur LEG

Mit dem Jahr 2026 führt die Schweiz ein neues Instrument zur dezentralen Energieversorgung ein: die Lokale Elektrizitätsgemeinschaft (LEG). Dies ist eine deutliche juristische und physikalische Erweiterung des bisherigen Modells des Zusammenschlusses zum Eigenverbrauch (ZEV).¹¹

Der entscheidende Unterschied:

• ZEV (Status Quo bis 2025): Ein ZEV agiert hinter einem einzigen Netzanschlusspunkt. Physikalisch und bilanziell tritt der ZEV gegenüber dem Netzbetreiber als ein einziger Grosskunde auf. Das interne Netz gehört oft den Eigentümern. Das Modell war meist auf ein Gebäude oder direkt angrenzende Parzellen beschränkt.

• LEG (Neu ab 2026): Die LEG erlaubt den Stromhandel über das öffentliche Verteilnetz. Der Perimeter wird ausgeweitet auf ein Quartier oder sogar eine ganze politische Gemeinde. Teilnehmer behalten ihre individuellen Zähler und Anschlüsse.¹⁷

4.2 Ökonomische Anreize: Reduzierte Netzentgelte

Der wirtschaftliche Motor der LEG ist der Rabatt auf die Netznutzung. Da der Strom innerhalb der LEG lokal erzeugt und verbraucht wird, belastet er die höheren Netzebenen (Hochspannung/Übertragungsnetz) nicht. Der Gesetzgeber honoriert dies ab 2026 mit einem reduzierten Netznutzungstarif.

Einsparpotenzial: Der Rabatt auf die Arbeitspreise der Netznutzung kann signifikant sein (oft 40–60 % des Arbeitspreises der Netznutzung). Dies schafft eine Marge, die zwischen dem Solarproduzenten und dem Verbraucher aufgeteilt werden kann. Der Produzent erhält mehr als bei der Einspeisung ins Netz (siehe Kapitel 6), der Verbraucher zahlt weniger als beim Bezug vom Grundversorger.¹²

4.3 Soziale und strukturelle Auswirkungen

Die LEG ermöglicht erstmals eine breite Teilhabe an der Energiewende für Gruppen, die bisher ausgeschlossen waren:

• Mieter und Wohnungseigentümer: Sie können Teil einer LEG werden, auch wenn ihr eigenes Dach nicht geeignet ist.

• Gewerbe: Ein Industriebetrieb mit grosser Dachfläche, aber geringem Eigenverbrauch am Wochenende, kann seinen Solarstrom nun an die umliegenden Wohnquartiere verkaufen.

• Speicherbetreiber: Auch reine Speicherbetreiber können Teilnehmer einer LEG sein und als Puffer für die Gemeinschaft fungieren.¹⁷

5. Speicher-Evolution: Technologie und Wirtschaftlichkeit

5.1 Technologie-Diversifizierung: Natrium-Ionen und Feststoff

Der Speichermarkt vollzieht 2026 einen Wandel vom reinen "Notstrom-Backup" hin zu intelligenten Handels-Hubs. Technologisch diversifiziert sich der Markt, um Abhängigkeiten von kritischen Rohstoffen wie Lithium und Kobalt zu reduzieren.

• Natrium-Ionen-Batterien (Sodium-Ion): Diese Technologie ist einer der spannendsten Trends für 2026. Sie verzichtet komplett auf Lithium und nutzt stattdessen gut verfügbares Natrium. Zwar ist die Energiedichte geringer als bei Li-Ion, was sie für Elektroautos mit hoher Reichweite weniger attraktiv macht, aber für stationäre Heimspeicher ist das Gewicht zweitrangig. Die Vorteile liegen in den Kosten (billigere Rohstoffe), der Sicherheit (nicht brennbar) und der Performance bei tiefen Temperaturen (wichtig für Speicher in Garagen oder im Aussenbereich in der Schweiz). Für 2026 wird der kommerzielle Durchbruch im stationären Segment erwartet.²⁰

• Feststoffbatterien (Solid-State): Diese bleiben 2026 noch weitgehend dem Premium-EV-Segment vorbehalten, könnten aber erste High-End-Heimspeicher erreichen, wo Platzersparnis kritisch ist.

5.2 Wirtschaftlichkeit unter neuen Rahmenbedingungen (Spread & Arbitrage)

Bis 2025 wurden Batteriespeicher in der Schweiz oft aus ideologischen Gründen oder zur reinen Autarkieerhöhung installiert ("Unabhängigkeit vom EW"). Ab 2026 ändert sich das Kalkül hin zu einem harten Business Case, getrieben durch drei Faktoren ¹²:

• Tarif-Spreizung (Spread): Die Differenz zwischen dem tiefen Rückliefertarif im Sommer (Marktpreis) und dem Bezugspreis im Winter oder am Abend (inkl. Netzkosten und Abgaben) vergrössert sich massiv. Jede selbst gespeicherte und verbrauchte Kilowattstunde spart ca. 20–25 Rp.

• Intraday-Arbitrage: In Kombination mit dynamischen Tarifen (Kapitel 3) können Speicher im Winter, wenn die PV wenig liefert, günstigen Netzstrom zu Niederpreiszeiten (z.B. nachts bei Windspitzen oder Sonntagnachmittags) laden und in den morgendlichen oder abendlichen Hochpreisphasen abgeben. Das BMS wird zum Trader.

• Netzentgeltbefreiung: Die explizite Befreiung von Netzentgelten für die Rückspeisung (für Speicher ohne Endverbrauch) schafft Anreize für netzdienliche Grossspeicher, die Regelleistung anbieten.⁶

5.3 Einfluss der EU-Batterieverordnung

Obwohl die Schweiz kein EU-Mitglied ist, hat die EU-Batterieverordnung, deren wichtige Phasen 2026 greifen, direkten Einfluss. Schweizer Importeure und Hersteller müssen die Vorgaben erfüllen, um marktfähig zu bleiben.

• CO2-Fussabdruck: Ab 2026 (für Industriebatterien) bzw. gestaffelt für andere Typen muss ein CO2-Fussabdruck-Nachweis ("Battery Passport") erbracht werden. Dies benachteiligt Batterien aus Produktion mit hohem Kohlestromanteil und begünstigt "grüne" Batterien.

• Rezyklat-Quote: Vorgaben für den Anteil an recyceltem Material zwingen die Industrie zu geschlossenen Kreisläufen (Circular Economy).

• Second-Life: Die Verordnung regelt klar den Status von Second-Life-Batterien, was den Schweizer Markt für gebrauchte EV-Batterien als stationäre Speicher professionalisiert.²²

6. Harmonisierung der Rückliefertarife

6.1 Das Ende des Flickenteppichs

Eine der politisch und ökonomisch einschneidendsten Änderungen ab dem 1. Januar 2026 ist die schweizweite Harmonisierung der Rückliefervergütungen. Das bisherige System, bei dem jeder der über 600 Verteilnetzbetreiber (VNB) eigene Tarife festlegte (von <4 Rp. bis >20 Rp.), wird durch ein bundesweit einheitliches Referenzmodell ersetzt.¹¹

6.2 Die Mechanik der Quartalspreise

Sofern keine individuelle Vereinbarung (z.B. PPA) besteht, richtet sich die Vergütung nach dem vierteljährlich gemittelten Referenz-Marktpreis. Das Bundesamt für Energie (BFE) berechnet diesen Preis rückwirkend nach jedem Quartal basierend auf den Spotmarktpreisen.²⁵

Die Konsequenzen:

• Saisonale Volatilität: Im Sommer (Q2/Q3), wenn Solaranlagen am meisten produzieren, fallen die Marktpreise durch das europaweite Überangebot oft in den Keller. Die Vergütung wird in diesen Quartalen tief sein (Prognosen gehen von 2–4 Rp. Arbeitspreis aus).

• Winter-Bonus: Im Winter (Q1/Q4) steigen die Preise. Dies belohnt Anlagen, die auch im Winter liefern (siehe Kapitel 2.3).

6.3 Die Sicherheitsleine: Mindestvergütung

Um den Ausbau bei Kleinanlagen nicht abzuwürgen, führt der Bund eine Untergrenze ein.

• Anlagen < 30 kW: Hier gilt eine Mindestvergütung von voraussichtlich 6 Rp./kWh (plus ggf. HKN-Vergütung). Sollte der Marktpreis auf 2 Rp. fallen, erhalten Kleinanlagenbetreiber dennoch 6 Rp. Dies ist eine "Put-Option" für den Anlagenbesitzer, finanziert durch den Netzzuschlagfonds.²⁵

• Anlagen 30–150 kW: Hier gilt eine gleitende Mindestvergütung, die mit zunehmender Anlagengrösse sinkt (Formel: 180 / Leistung in kW). Eine 90 kW Anlage erhielte also nur noch 2 Rp./kWh Mindestvergütung für den Leistungsteil über 30 kW. Dies zwingt grössere Anlagenbetreiber stärker in die Marktverantwortung und fördert den Eigenverbrauch.²⁷

Herkunftsnachweise (HKN): Zusätzlich zum Preis für die physikalische Energie wird der ökologische Mehrwert über Herkunftsnachweise vergütet. Auch hier zeichnet sich eine Standardisierung ab, wobei viele Versorger (wie EKZ) Deckelungen einführen (z.B. max. 3 Rp./kWh), um die Gesamtkosten im Rahmen zu halten.²⁶

7. Netzdienliche Einspeiseregelung: Die 70%-Regel

7.1 Technische Notwendigkeit

Der massive Zubau an PV-Anlagen führt in vielen lokalen Verteilnetzen an sonnigen Tagen zur Überlastung der Transformatoren und Leitungen. Der konventionelle Netzausbau (Kupfer in den Boden) ist zu teuer und zu langsam. Daher tritt ab dem 1. Januar 2026 die netzdienliche Einspeiseregelung in Kraft.²⁸

7.2 Umsetzung und Auswirkungen

Neue PV-Anlagen (sowie Bestandsanlagen bei Wechselrichtertausch) dürfen maximal 70 % ihrer installierten DC-Leistung (Generatorleistung) am Anschlusspunkt ins Netz einspeisen. Beispiel: Eine Anlage mit 10 kWp installierter Modulleistung darf maximal 7 kW ins Netz speisen.

• Peak Shaving: Da PV-Anlagen ihre Nennleistung nur selten (kalte, klare Tage mittags) erreichen und die Erzeugungskurve eine Glocke ist, betrifft die Abregelung nur die absolute Spitze.

• Energetischer Verlust: Studien (z.B. von BFH und Groupe E) zeigen, dass der energetische Verlust durch diese Abregelung minimal ist (oft < 1–3 % des Jahresertrags). Der wirtschaftliche Schaden ist noch geringer, da diese Spitzen genau dann auftreten, wenn der Strompreis am Markt ohnehin am tiefsten ist.²⁸

• Intelligente Nutzung: Die Regelung verbietet nicht die Produktion von mehr als 70 %, sondern nur die Einspeisung. Die Energie oberhalb der Grenze kann für den Eigenverbrauch genutzt werden (Laden des E-Autos, Aufheizen des Boilers, Laden der Batterie). Die 70%-Regel wirkt somit als starker Anreiz ("Nudge") für die Installation von Speichern und intelligenten Steuerungen (EMS).²⁹

8. Konvergenz von Mobilität und Stromnetz (V2G/V2H)

8.1 Der regulatorische Durchbruch

Das Jahr 2026 wird als das Jahr gehandelt, in dem Vehicle-to-Grid (V2G) den Sprung von Pilotprojekten in die kommerzielle Realität schafft. Die regulatorischen Hürden, die das "Auto als Speicher" bisher verhinderten, fallen.

• Schweiz: Das neue Stromgesetz und die Stromversorgungsverordnung (StromVV) sehen vor, dass Netznutzungsentgelte für gespeicherten und wieder eingespeisten Strom rückerstattet werden. Dies gilt explizit auch für mobile Speicher (E-Autos), sofern sie über ein intelligentes Messsystem verfügen. Damit entfällt die ökonomisch tödliche "Doppelbelastung" (Netzgebühr beim Laden des Autos UND beim Entladen ins Haus/Netz wäre ohne diese Regelung fällig gewesen). Fahrzeugbatterien werden regulatorisch mit stationären Speichern gleichgestellt.¹⁹

• Deutschland: Auch im Nachbarland entfallen ab 2026 doppelte Netzentgelte, was den Markt für bidirektionale Wallboxen in ganz Europa antreiben wird.³⁴

8.2 Standards und Technik (ISO 15118-20)

Die technische Basis bildet die Norm ISO 15118-20. Diese ermöglicht die intelligente Kommunikation zwischen Fahrzeug und Netz ("Plug & Charge" sowie bidirektionales Laden). Bis 2026 wird erwartet, dass die Mehrheit der neuen E-Auto-Modelle und Wallboxen diesen Standard ab Werk unterstützen. Die Unterscheidung zwischen DC-Laden (teure Wallbox, Wechselrichter in der Wallbox) und AC-Laden (günstigere Wallbox, Wechselrichter im Auto) bleibt ein technischer Wettbewerb. Für den Massenmarkt (V2H) sehen Experten Vorteile bei AC-Lösungen, sobald die Fahrzeughersteller dies freigeben.³⁵

8.3 Anwendungsfälle

• V2H (Vehicle-to-Home): Das E-Auto dient als riesiger Heimspeicher (50–80 kWh Kapazität vs. 10 kWh stationär), um die Autarkie zu erhöhen und die 70%-Abregelung zu umgehen. Es überbrückt problemlos mehrere Tage ohne Sonne.

• V2G (Vehicle-to-Grid): Aggregierte Flotten stellen Regelleistung bereit. Da ab 2026 in der Schweiz auch Speicherbetreiber an LEGs teilnehmen können, könnten E-Autos theoretisch ihren Strom im Quartier handeln.³⁶

9. Solarpflicht und Gebäudehülle

9.1 Kantonale Heterogenität

Während der Bund mit dem Mantelerlass die grossen Linien vorgibt, bleibt die Bauvorschrift Sache der Kantone. 2026 zeigt sich hier ein heterogenes Bild, das für Bauherren und Planer herausfordernd ist.

• Neubauten: In fast allen Kantonen (z.B. Zürich, Aargau, Waadt) ist die Eigenstromerzeugung bei Neubauten faktisch Pflicht (via MuKEn 2014/2025). Wer neu baut, baut Solar.³⁷

• Bestandsbauten: Hier scheiden sich die Geister.

  • Kanton Bern: Eine weitreichende Solarpflicht für Bestandsbauten (Sanierungen) wurde vom Volk abgelehnt. Der Gegenvorschlag, der 2026 in Kraft treten könnte, beschränkt die Pflicht auf Neubauten und grosse Parkplätze.⁴

  • Kanton Zürich: Es gibt keine generelle Pflicht für Bestandsbauten, aber strenge Vorgaben beim Heizungsersatz (erneuerbar heizen), was oft indirekt zur PV führt.³⁸

9.2 Erleichterungen: Meldeverfahren für Fassaden

Um das Potenzial der Winterstromproduktion an Fassaden zu heben, hat der Bund das Raumplanungsgesetz angepasst. Ab 2026 greifen vereinfachte Meldeverfahren (statt Baubewilligungsverfahren) für Solaranlagen an Fassaden, sofern diese nicht in Schutzzonen liegen. Dies reduziert die bürokratischen Hürden und Kosten für Fassaden-PV signifikant und macht BIPV-Lösungen (siehe Kapitel 1) attraktiver.³

10. Dekarbonisierung der Industrie und Corporate PPAs

10.1 CO2-Verordnung und Grenzausgleich

Die revidierte CO2-Verordnung und das CO2-Gesetz, die die Schweiz im Einklang mit den EU-Klimazielen weiterentwickelt, setzen die Industrie unter Druck. Ab 2026 werden die Zuteilungen von kostenlosen Emissionsrechten im Emissionshandelssystem (EHS) weiter gekürzt. Dies verteuert den CO2-Ausstoss. Parallel dazu bereitet sich die Schweizer Exportwirtschaft auf den EU-Grenzausgleichsmechanismus (CBAM) vor. Schweizer Firmen müssen nachweisen, dass ihre Produkte "grün" sind, um keine Strafzölle beim Export in die EU zu zahlen. Dies treibt die Nachfrage nach Herkunftsnachweisen und direkten Stromlieferverträgen (PPAs).⁴¹

10.2 Der Aufstieg von Corporate PPAs

Aufgrund der unsicheren Marktpreisentwicklung (siehe Kapitel 6) suchen Grossverbraucher (Industrie, Datencenter) und Grossanlagenbetreiber (Investoren) nach Stabilität. Corporate Power Purchase Agreements (PPAs) erleben 2026 einen Boom. Dabei schliesst ein Unternehmen einen langfristigen Vertrag (z.B. 10 Jahre) direkt mit einem Solarparkbetreiber ab.

• Vorteil Verbraucher: Preissicherheit und grüner Nachweis für ESG-Reporting.

• Vorteil Produzent: Bankability (Finanzierbarkeit) des Projekts durch gesicherte Einnahmen, unabhängig von volatilen Quartalsmarktpreisen oder sinkenden Mindestvergütungen. Der Mantelerlass unterstützt diesen Trend, indem er die Rahmenbedingungen für den Direktverkauf und die Durchleitung verbessert (z.B. innerhalb von LEGs oder durch klare Bilanzierungsregeln).⁴³

Fazit: Die neue Komplexität als Chance

Das Solarjahr 2026 in der Schweiz ist geprägt durch den Übergang von einer Phase der Förderung in eine Phase der Marktintegration. Das "Giesskannenprinzip" statischer Vergütungen weicht einem System, das Flexibilität, Winterstrom und netzdienliches Verhalten belohnt.

Für Anlagenbesitzer steigt die Komplexität: Sie müssen entscheiden, ob sie Teil einer LEG werden, dynamische Tarife wählen, ihr E-Auto als Speicher nutzen und wie sie ihre Anlage dimensionieren (70%-Regel). Die einfache Rechnung "Dach vollmachen, einspeisen, Vergütung kassieren" gilt nicht mehr uneingeschränkt.

Tabelle: Vergleich der Strategien 2025 vs. 2026

Doch diese Komplexität bietet immense Chancen: Wer sein System intelligent steuert und Speicher integriert, kann seine Energiekosten trotz volatiler Märkte signifikant senken und aktiv zur Stabilität des Schweizer Stromnetzes beitragen. Der Solarmarkt 2026 ist nicht mehr nur ein Markt für Module, sondern primär ein Markt für Daten, Flexibilität und intelligente Steuerung.

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Quellen

1. Watts Next? The Biggest Game Changers in Solar Tech for 2026 - SunGarner, accessed on December 23, 2025, https://www.sungarner.com/blogs/home/details/the-biggest-game-changers-in-solar-tech-for-2026

2. 7 New Solar Panel Technology Trends for 2026 - GreenLancer, accessed on December 23, 2025, https://www.greenlancer.com/post/solar-panel-technology-trends

3. Ab 2026: Meldeverfahren für Fassaden-PV - Swissolar, accessed on December 23, 2025, https://www.swissolar.ch/de/news/detail/ab-2026-meldeverfahren-fuer-fassaden-pv-78578

4. Solarpflicht Bern: Was Hauseigentümer im Kanton Bern jetzt wissen müssen, accessed on December 23, 2025, https://www.energyunlimited.ch/solar-ratgeber/solarpflicht-bern

5. Sichere Stromversorgung - Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK, accessed on December 23, 2025, https://www.uvek.admin.ch/de/sichere-stromversorgung

6. Stromgesetz: Neue Regelungen und viele Umsetzungsfragen - Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen | VSE, accessed on December 23, 2025, https://www.strom.ch/de/perspective/stromgesetz-neue-regelungen-und-viele-umsetzungsfragen

7. Umsetzung Stromgesetz: Ein wichtiger Schritt für die Energiewende – swisscleantech, accessed on December 23, 2025, https://www.swisscleantech.ch/artikel/stromgesetz-ein-wichtiger-schritt-fuer-die-energiewende/

8. Änderung der Abnahme- und Vergütungspflicht für erneuerbare Energien | VSE, accessed on December 23, 2025, https://www.strom.ch/de/nachrichten/aenderung-der-abnahme-und-verguetungspflicht-fuer-erneuerbare-energien

9. Stromgesetz (Mantelerlass) | VSE - Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen, accessed on December 23, 2025, https://www.strom.ch/de/schwerpunkte/stromgesetz-mantelerlass

10. Wichtigste Änderungen im Schweizer Stromgesetz - Regionalwerke Baden, accessed on December 23, 2025, https://www.regionalwerke.ch/privat-geschaeftskunden/news/detail/wichtigste-aenderungen-im-schweizer-stromgesetz

11. Strommarkt 2026: Was sich in der Schweiz ändert | energy unlimited, accessed on December 23, 2025, https://www.energyunlimited.ch/solar-ratgeber/strommarkt-2026-was-sich-in-der-schweiz-aendert

12. Was lohnt sich? Solarstrom verkaufen, einspeisen oder speichern? - Heizungsmacher AG, accessed on December 23, 2025, https://www.heizungsmacher.ch/wissen/solarstrom-verkaufen-in-der-schweiz-einspeisen-eigenverbrauch-oder-direktvermarktung

13. EKZ führt ab 2026 dynamische Tarife als Wahltarif ein, accessed on December 23, 2025, https://www.ekz.ch/de/blue/wissen/2025/dynamische-wahltarife-2026.html

14. Tarife für Privatkunden - EKZ, accessed on December 23, 2025, https://www.ekz.ch/de/angebote/strom/tarife/stromtarife-privatkunden.html

15. Dynamischer Tarif - EKZ, accessed on December 23, 2025, https://www.ekz.ch/de/angebote/strom/tarife/dynamischer-wahltarif.html

16. 2026 wird das Jahr der Batteriespeicher – Was Installateure jetzt wissen müssen, accessed on December 23, 2025, https://www.elektron.ch/de/news/2026-wird-das-jahr-der-batteriespeicher-was-installateure-jetzt-wissen-muessen

17. Ab 2026 mit LEG die Energiewende lokal mitgestalten - EKZ, accessed on December 23, 2025, https://www.ekz.ch/de/blue/wissen/2025/2026-LEG-Energiewende-lokal-mitgestalten.html

18. Neues Stromgesetz: Was Unternehmen jetzt wissen müssen - Basler & Hofmann, accessed on December 23, 2025, https://www.baslerhofmann.ch/impulse/neues-stromgesetz-was-unternehmen-jetzt-wissen-muessen

19. Switzerland expands rules for rooftop solar, storage, energy communities - PV Magazine, accessed on December 23, 2025, https://www.pv-magazine.com/2025/02/24/switzerland-expands-rules-for-rooftop-solar-storage-energy-communities/

20. 2026 Trends: The Future of Home Energy Storage Solutions - Anern Store, accessed on December 23, 2025, https://www.anernstore.com/blogs/diy-solar-guides/2026-trends-home-energy-storage

21. Dive into the Top 10 Energy Storage Trends & Innovations [2026], accessed on December 23, 2025, https://www.startus-insights.com/innovators-guide/energy-storage-trends/

22. Batteriespeicher mit Photovoltaik - Swissolar, accessed on December 23, 2025, https://www.swissolar.ch/02_markt-politik/batteriespeicherbericht/130525_batteriespeicher_bericht_sws.pdf

23. Die EU-Batterieverordnung - IHK Elbe-Weser, accessed on December 23, 2025, https://www.ihk.de/elbeweser/produktmarken/themen-fuer-unternehmen/umweltschutz/abfallwirtschaft/eu-batterieverordnung-6061356

24. Neue EU-Batterieverordnung: Maßnahmen für eine nachhaltige Kreislaufwirtschaft - rebat, accessed on December 23, 2025, https://www.rebat.de/neue-eu-batterieverordnung-massnahmen-fuer-eine-nachhaltige-kreislaufwirtschaft/

25. Rückliefertarife 2026 - EKZ, accessed on December 23, 2025, https://www.ekz.ch/de/blue/wissen/2025/rueckliefertarife-2026.html

26. Rückliefertarife - EKZ, accessed on December 23, 2025, https://www.ekz.ch/de/privatkunden/solaranlage/gut-zu-wissen/rueckliefertarife.html

27. Rückliefertarife 2026: Fakten, die Sie wissen sollten - Werke Fehraltorf, accessed on December 23, 2025, https://www.werkefehraltorf.ch/aktuelles/109145

28. Netzdienliche Einspeiseregelung - BKW, accessed on December 23, 2025, https://www.bkw.ch/de/strom-in-der-grundversorgung/fuer-fachpersonen-und-partner/netzdienliche-einspeiseregelung

29. Solar-Einspeisebegrenzung: Was bedeutet das für Ihre Solaranlage? - EWS AG, accessed on December 23, 2025, https://ews.ch/produkte-dienstleistungen/energie/netz-nutzen/meldewesen-und-geraete/einspeisebegrenzung

30. Mehr Solarstrom im Netz - EWO - Elektrizitätswerk Obwalden, accessed on December 23, 2025, https://ewo.ch/news/mehr-solarstrom-im-netz/

31. Zukunft braucht Flexibilität: Batterien als Schlüssel zur Energiewende | VSE, accessed on December 23, 2025, https://www.strom.ch/de/perspective/zukunft-braucht-flexibilitaet-batterien-als-schluessel-zur-energiewende

32. Bidirektionales Laden: V2H, V2G und V2L im Überblick | CKW, accessed on December 23, 2025, https://www.ckw.ch/gebaeudetechnik/ladeinfrastruktur/bidirektionales-laden

33. Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien: Änderung der Stromversorgungsverordnung mit Inkrafttreten am 1. Januar 2026 Erläuternder Bericht - Admin, accessed on December 23, 2025, https://www.newsd.admin.ch/newsd/message/attachments/91799.pdf

34. Bundestag schafft Durchbruch für bidirektionales Laden: Vehicle-to-Grid wird möglich, accessed on December 23, 2025, https://mobilityhouse-energy.com/de_de/news/artikel/bundestag-schafft-durchbruch-fuer-bidirektionales-laden-vehicle-to-grid-wird-moeglich

35. Die Umsetzung von V2G - The Mobility House Energy, accessed on December 23, 2025, https://mobilityhouse-energy.com/de_de/knowledge-center/artikel/umsetzung-von-v2g

36. Swiss Review: In the future, millions of cars will combine their batteries, accessed on December 23, 2025, https://www.swisscommunity.org/en/news-media/swiss-revue/article/in-the-future-millions-of-cars-will-combine-their-batteries

37. Energiewende in den Kantonen: Vorschriften & Alternativen | heizungsmacher.ch, accessed on December 23, 2025, https://www.heizungsmacher.ch/wissen/energiewende-in-den-kantonen-vorschriften-und-alternativen

38. Bauvorschriften Energie | Kanton Zürich, accessed on December 23, 2025, https://www.zh.ch/de/planen-bauen/bauvorschriften/bauvorschriften-gebaeude-energie.html

39. Kanton Bern : Solarpflicht auf Neubauten sowie bei grossen Parkplatzneubauten, accessed on December 23, 2025, https://energiehub-gebaeude.ch/fokus/kanton-bern-solarpflicht-auf-neubauten-sowie-bei-grossen-parkplatzneubauten/

40. Solaranlage melden | Kanton Zürich, accessed on December 23, 2025, https://www.zh.ch/de/planen-bauen/baubewilligung/baueingabe-verfahren/meldeverfahren-solaranlagen-waermepumpen-eladestationen/solaranlage-melden.html

41. Bundesrat setzt die Teilrevision der CO2-Verordnung im EHS-Bereich in Kraft, accessed on December 23, 2025, https://www.news.admin.ch/de/newnsb/WTThXJcjph3bZSS7GF3_1

42. Neue CO2-Verordnung: Bundesrat straft Spitzenreiter ab! - Swissmem, accessed on December 23, 2025, https://www.swissmem.ch/de/themen/nachhaltigkeit/neue-co2-verordnung-bundesrat-straft-spitzenreiter-ab.html

43. Horizons Top Trends 2026, accessed on December 23, 2025, https://www.spglobal.com/energy/en/news-research/special-reports/energy-transition/horizons-top-cleantech-trends-2026