Der dynamische Rückliefertarif ab 2027 verständlich erklärt: die drei Bausteine der neuen Einspeisevergütung

In meinem Artikel zum neuen Vergütungsmodell ab 2027 habe ich beschrieben, was sich grundsätzlich ändert: weg vom Quartalsdurchschnitt, hin zum stündlichen Spotmarktpreis. Seither habe ich viele Gespräche zum Thema geführt, und mir ist eines aufgefallen: Selbst Leute aus der Branche verstehen die neue Rücklieferstruktur oft noch nicht ganz. Das ist verständlich, denn der neue Tarif ist kein einzelner Wert mehr, sondern setzt sich aus mehreren Komponenten zusammen, die unterschiedlich funktionieren.

Deshalb nehme ich mir in diesem Beitrag Zeit, die neue Rückliefervergütung Baustein für Baustein zu erklären. So, dass am Ende klar ist, was künftig auf der Abrechnung steht und warum.

Kurz zur Ausgangslage: was «Rückliefertarif» eigentlich meint

Wer Solarstrom produziert und nicht selbst verbraucht, speist ihn ins Netz ein. Dafür gibt es vom Netzbetreiber eine Vergütung, den Rückliefertarif (auch Abnahme- oder Einspeisevergütung genannt). Bisher war das ein einfacher, quartalsweise festgelegter Wert, der Referenzmarktpreis.

Ab dem 1. Januar 2027 wird dieser eine Wert durch ein System aus mehreren Komponenten ersetzt. Und genau das sorgt für Verwirrung, weil die Komponenten oft in einen Topf geworfen werden. Schauen wir sie einzeln an.

Baustein 1: Der Spotmarktpreis als neue Basis

Die Grundlage der Vergütung ist ab 2027 der Spotmarktpreis. Konkret der Day-Ahead-Preis an der Strombörse EPEX, für jede einzelne Stunde (teils sogar pro Viertelstunde). Das heisst: Nicht mehr ein Durchschnitt über drei Monate, sondern der tatsächliche Marktpreis genau in der Stunde, in der ich einspeise.

Das hat eine unbequeme Kehrseite. An sonnigen Mittagen, wenn die gesamte Schweizer PV-Flotte gleichzeitig produziert, ist das Angebot riesig und der Preis entsprechend tief. In solchen Stunden kann der Preis sogar unter null fallen. Ein negativer Preis bedeutet: Wer dann einspeist, bekommt nicht nur nichts, sondern zahlt effektiv dafür. Das Problem trifft die Anlage also genau dann, wenn sie am meisten produziert.

Der Spotmarktpreis ist damit die variable, marktabhängige Komponente. Er schwankt stündlich, kann hoch, tief oder negativ sein. Alleine wäre das für kleine Anlagen ein hohes Risiko. Deshalb gibt es den zweiten Baustein.

Baustein 2: Der Quartalsausgleich, keine klassische Minimalvergütung mehr

Damit kleine Anlagen nicht dem vollen Marktrisiko ausgesetzt sind, gibt es für Anlagen bis 150 kWp eine Absicherung nach unten. Und genau hier liegt das grösste Missverständnis, das ich immer wieder höre. Es ist keine klassische Minimalvergütung mehr, bei der jede einzelne eingespeiste Kilowattstunde garantiert einen Mindestbetrag bringt. Es ist ein Ausgleich, der über das ganze Quartal gerechnet wird.

So funktioniert es: Über das Quartal wird jede eingespeiste Kilowattstunde zum tatsächlichen Spotpreis der jeweiligen Stunde vergütet, negative Stunden inklusive, die den Schnitt drücken. Am Quartalsende steht daraus ein Quartalsmittel, also der effektiv erzielte Durchschnittspreis pro Kilowattstunde. Dieses Quartalsmittel wird mit der Minimalvergütung verglichen. Liegt es darunter, zahlt der Netzbetreiber die Differenz zwischen Quartalsmittel und Minimalvergütung auf alle eingespeisten Kilowattstunden nach. Liegt es darüber, gibt es keinen Ausgleich.

Der entscheidende Unterschied zu einer stündlichen Garantie: Man kann das nicht Stunde für Stunde oder Tag für Tag betrachten. Eine einzelne negative Stunde wird nicht individuell auf einen Mindestwert angehoben. Es zählt allein, wo das Quartal im Durchschnitt landet. Teure und billige Stunden verrechnen sich über die drei Monate, und erst dieser Durchschnitt entscheidet, ob und wie viel überhaupt ausgeglichen wird. Wer seine Erträge tageweise anschaut, zieht darum leicht die falschen Schlüsse.

Und jetzt der entscheidende Haken, der oft übersehen wird: Dieses Sicherheitsnetz gilt nur für Anlagen bis 150 kWp. Wer eine grössere Anlage betreibt, hat keine Minimalvergütung. Für diese Anlagen zählt allein der Spotmarktpreis, negative Stunden inklusive. Ohne Steuerung oder Abregelung wird der Betrieb einer grossen Anlage damit ab 2027 zum echten wirtschaftlichen Risiko.

Ein zweiter Haken betrifft die Höhe: Der oft genannte Wert von 6 Rp/kWh ist der heute gültige. Wie hoch die Minimalvergütung ab 2027 genau ausfällt, ist noch nicht abschliessend publiziert. Fällt sie tiefer aus, wird das Netz löchriger.

Baustein 3: Der Herkunftsnachweis (HKN) als Zuschlag

Der dritte Baustein ist der Herkunftsnachweis, kurz HKN. Er bescheinigt, dass eine Kilowattstunde tatsächlich aus erneuerbarer Produktion stammt, und hat einen eigenen Wert, der zusätzlich zum Strompreis vergütet wird. Wer seine HKN dem Netzbetreiber verkauft, bekommt also einen Zuschlag obendrauf.

Klingt einfach, ist aber die Komponente, die die meiste Verwirrung stiftet, weil sie je nach Netzbetreiber unterschiedlich und teils doppelt dynamisch ausgestaltet ist. Ein gutes Beispiel ist CKW. Dort ändert sich die HKN-Vergütung erstens saisonal: Im Winterhalbjahr liegt sie höher (rund 1 Rp/kWh) als im Sommer (rund 0,1 Rp/kWh). Und zweitens fällt sie in Stunden mit negativem Spotpreis komplett weg. Der HKN-Wert ist also gleich auf zwei Arten beweglich, je nach Jahreszeit und je nach aktueller Preissituation.

Das macht den HKN-Anteil zu einem beweglichen Ziel. Ein fixer Jahreswert greift zu kurz, wenn der Betrag saisonal wechselt und in negativen Stunden ganz verschwindet. Genau deshalb ist es so schwierig, «den» Rückliefertarif eines Netzbetreibers pauschal zu beziffern. Man muss wissen, wie der konkrete Anbieter seine HKN-Vergütung handhabt, und das ist von Netzbetreiber zu Netzbetreiber verschieden.

Warum das zusammengenommen so schwer zu greifen ist

Wenn man die drei Bausteine nebeneinanderlegt, wird klar, warum selbst Fachleute ins Straucheln kommen. Es ist nicht ein Tarif, sondern ein Zusammenspiel aus einer stündlich schwankenden Marktkomponente, einem quartalsweise rückwirkenden Sicherheitsnetz und einem saisonal wie preislich variablen Zuschlag. Jede Komponente folgt einer eigenen Logik und einem eigenen Zeittakt.

Dazu kommt, dass die Netzbetreiber die Details unterschiedlich umsetzen. Die gesetzliche Grundstruktur ab 2027 gilt zwar für alle, aber die Höhe der Minimalvergütung, die Ausgestaltung der HKN-Vergütung und der genaue Einführungszeitpunkt können sich unterscheiden. Manche Netzbetreiber stellen früher um, manche später, und einige zahlen freiwillig mehr als das gesetzliche Minimum.

Ein realer Tag aus meiner Anlage: der 11. Mai 2025

Damit das alles nicht abstrakt bleibt, habe ich einen echten Tag aus meiner eigenen Anlage genommen und ihn einmal komplett nach den Regeln von 2027 durchgerechnet. Die Einspeisedaten stammen aus meiner Installation, die Preise sind die realen EPEX-Spotpreise vom 11. Mai 2025. Ein sonniger Frühlingssonntag, an dem die halbe Schweiz gleichzeitig Solarstrom produziert hat. Genau zur Mittagsspitze, als meine Anlage am meisten einspeiste, ist der Spotpreis bis unter minus 24 Rp/kWh gefallen.

Das schlägt sich direkt im Ergebnis nieder. Auf dem Spotmarkt sah der Tag so aus:

• Erlös aus Einspeisung in den Stunden mit positivem Preis: plus 1.20 CHF
• «Erlös» aus Einspeisung in den Stunden mit negativem Preis: minus 10.35 CHF
• Bilanz am Spotmarkt: minus 9.15 CHF

Ich habe an diesem Tag also nicht nur nichts verdient, sondern effektiv draufgezahlt, weil der Grossteil der Produktion in die teuersten, sprich negativen Stunden fiel.

Jetzt kommt der Quartalsausgleich ins Spiel. Der Referenzmarktpreis lag im zweiten Quartal 2025 bei 2,759 Rp/kWh. Mit der heute gültigen Minimalvergütung von 6 Rp/kWh ergibt das eine Differenz von 3,241 Rp/kWh, die auf jede eingespeiste Kilowattstunde nachbezahlt wird, auch auf die gut 90kWh Einspeisung dieses Tages. Das sind zusätzliche 2.97 CHF.

Rechne ich diesen anteiligen Ausgleich dazu, bleibt für den Tag unter dem Strich trotzdem ein Minus von 6.18 CHF. Der Ausgleich mildert den Verlust, er dreht ihn aber nicht ins Plus.

Und genau an diesem einen Tag zeigt sich, warum die Quartalsbetrachtung so wichtig ist. Für sich genommen ist der 11. Mai ein miserabler Tag. Aber er zählt nicht für sich. Er wird über das ganze Quartal mit den vielen anderen Stunden verrechnet, mit Abenden, mit trüben Tagen, mit dem Winterhalbjahr, in denen die Preise deutlich höher liegen. Erst dieser Durchschnitt entscheidet am Ende über den Ausgleich. Wer einen einzelnen negativen Tag hochrechnet und daraus schliesst, die Einspeisung lohne sich nie mehr, zieht darum den falschen Schluss. Umgekehrt zeigt der Tag aber glasklar, wo der eigentliche Hebel liegt: In solchen Stunden gar nicht erst einzuspeisen, ist bares Geld wert.

Was das für die Praxis heisst

Für mich als Betreiber einer kleinen Anlage ändert sich der grundsätzliche Umgang mit Einspeisung, das Sicherheitsnetz fängt zwar einen Teil ab. Aber der Hebel verschiebt sich klar in Richtung Eigenverbrauch. Jede Kilowattstunde, die ich selbst verbrauche, statt sie zu einem tiefen oder negativen Preis einzuspeisen, spart mir 25 bis 35 Rappen Bezugskosten. In Negativpreis-Stunden ist es sogar doppelt sinnvoll, nicht einzuspeisen: Man vermeidet den negativen Erlös und deckt gleichzeitig den eigenen Bedarf.

Genau hier wird ein Energiemanagementsystem zum entscheidenden Werkzeug. Hier bin ich mit Solar Manager auf die zukünftigen Herausforderungen im 2027 voll gewappnet: Es liest die Spotpreise automatisch ein, priorisiert den Eigenverbrauch und regelt die Einspeisung erst dann herunter, wenn es sich lohnt. Das funktioniert herstellerübergreifend und lässt sich mit den bestehenden Begrenzungen am Wechselrichter kombinieren. Mit vorausschauender Steuerung, die die Day-Ahead-Preise des Folgetags kennt, lässt sich das noch weiter optimieren: Batterie, Wärmepumpe und Wallbox werden gezielt auf die günstigen und teuren Fenster vorbereitet.

Fazit

Der neue Rückliefertarif ab 2027 ist kein Hexenwerk, aber er ist eben auch nicht mehr der eine einfache Wert von früher. Wer die drei Bausteine auseinanderhält, den stündlichen Spotmarktpreis als Basis, den Quartalsausgleich zur Minimalvergütung als kleines Sicherheitsnetz für Anlagen bis 150 kWp, und den HKN als variablen Zuschlag, hat das System verstanden. Und wer sich merkt, dass der Ausgleich über das Quartal gerechnet wird und nicht pro Stunde oder Tag, macht den häufigsten Denkfehler nicht mehr. Alles andere ist die Frage, wie der eigene Netzbetreiber diese Bausteine konkret ausgestaltet.

Mein Rat: Schaut euch an, was euer Netzbetreiber für 2027 kommuniziert, und richtet euren Fokus schon heute auf den Eigenverbrauch. Die Anlage bleibt so auch unter den neuen Regeln rentabel, und je mehr PV in der Schweiz zugebaut wird, desto wertvoller wird die intelligente Steuerung.