Dynamische Stromtarife verändern das PV-Anlagendesign – aber anders als erwartet

SPF-Artikel vom 04.02.2026

Mit dem Mantelerlass und der schrittweisen Einführung dynamischer Strombezugs- und Rückliefertarife verändern sich die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Photovoltaikanlagen in der Schweiz grundlegend. Die Studienarbeit «Auswirkungen von flexiblen Strompreisen auf das PV-Anlagendesign» untersucht systematisch, wie sich diese neuen Tarifmodelle auf Auslegung, Wirtschaftlichkeit und Betriebsstrategien von PV-Anlagen im mittleren und grossen Leistungsbereich auswirken.

Im Fokus standen neun unterschiedliche PV-Anlagendesigns mit rund 500 kWp Leistung, variierenden Ausrichtungen und Neigungswinkeln, optionalen Batteriespeichern sowie Abregelungsstrategien. Die Erträge wurden mit PVsyst simuliert (siehe Tabelle 1) und anschliessend mit einem eigens entwickelten Python-Tool wirtschaftlich bewertet. Berücksichtigt wurden konstante und dynamische Strombezugstarife, Direktvermarktung, unterschiedliche Lastprofile sowie mehrere Standorte im Schweizer Mittelland und Jura.

Südausrichtung bleibt wirtschaftlich dominant

Eine der zentralen Erkenntnisse: Auch unter dynamischen Tarifen bleiben klassisch südorientierte Anlagen, insbesondere mit 30° Neigung, wirtschaftlich führend (siehe Abbildung 1). Sie erzielen den höchsten Jahresertrag und damit die beste Rendite (IRR), bei einem durchschnittlichen Winteranteil der Produktion. Der absolute Winterertrag dieser Anlagen ist hoch genug, um Ertragseinbussen aus schwachen Sommerpreisen zu kompensieren.

Anlagen mit stärkerem Fokus auf Winterstromproduktion, wie die Anlage vertikal-bifazial Süd-Nord, zeigen zwar deutlich höhere Winteranteile, können den Renditevorteil der Südanlagen jedoch nicht einholen. Der zusätzliche Winterstrom reicht unter den aktuellen Markt- und Tarifbedingungen nicht aus, um den geringeren Jahresertrag wirtschaftlich zu kompensieren.

Abbildung 1: IRR pro Variante und Tarif (konst-konst: konstanter Strombezugs- und Rückliefertarif, konst-DV: konstanter Strombezugstarif und Direktvermarktung, dyn-konst: dynamischer Strombezugstarif und konstanter Rückliefertarif, dyn-DV: dynamischer Strombezugstarif und Direktvermarktung)

Direktvermarktung senkt die Rendite spürbar

Deutlich negativ wirkt sich die Direktvermarktung aus. Zwar liegt der durchschnittliche Spotmarktpreis nur leicht unter klassischen Rückliefertarifen, doch während der Hauptproduktionszeiten im Sommer sind die Preise häufig sehr tief oder sogar negativ. Anlagen mit hohem Sommeranteil sind davon besonders betroffen. Insgesamt sinkt die Rendite bei Direktvermarktung, je nach Anlagendesign um rund 25 – 40 %, gegenüber konstanten Rückliefertarifen.

Dynamische Strombezugstarife haben hingegen einen deutlich geringeren Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit. Ihre Wirkung hängt stark vom konkreten Tarifverlauf des Netzbetreibers ab, bleibt im Vergleich zur Rücklieferseite jedoch sekundär.

Tabelle 2: Relativer Vergleich IRR zwischen den Tarifmodellen

Eigenverbrauch bleibt der zentrale Hebel

Unabhängig vom Tarifmodell bestätigt die Studie: Der Eigenverbrauch ist weiterhin der wichtigste Treiber der Wirtschaftlichkeit. Dynamische Tarife erhöhen den Druck, den Eigenverbrauch zu maximieren, da hohe Netzbezugspreise und tiefe Einspeisevergütungen zeitlich stärker auseinanderfallen. Anlagen mit passendem Lastprofil, etwa Gewerbe, Schulen oder Mehrfamilienhäuser mit Tagesverbrauch, sind klar im Vorteil.

Sinkt der Eigenverbrauch deutlich, etwa bei geringem Strombedarf oder rein einspeisenden Anlagen, verschlechtert sich die Wirtschaftlichkeit spürbar (siehe Abbildung 2). In diesen Fällen gewinnen Förderinstrumente wie die gleitende Marktprämie an Bedeutung.

Abbildung 2: Sensitivitätsanalyse - Süd 30° - Tarifkombination: dynamischer Strombezugstarif / Direktvermarktung

Batteriespeicher: Technisch sinnvoll, wirtschaftlich (noch) schwach

Batteriespeicher erhöhen den Eigenverbrauch und können netzdienlich betrieben werden. Die Studie zeigt, dass sie rein wirtschaftlich nicht überzeugen (siehe Abbildung 3). Hohe Investitionskosten, begrenzte Lebensdauer und zusätzliche Ersatzinvestitionen führen dazu, dass Speicher die Gesamtrendite der Anlage meist senken. Zwar kann der Kapitalwert (NPV) unter bestimmten Tarifkombinationen leicht steigen, die Rendite bleibt jedoch unter jener einer PV-Anlage ohne Speicher.

Offen bleibt, wie stark zusätzliche Erlöse aus System- oder Regeldienstleistungen die Wirtschaftlichkeit verbessern.

Abbildung 3: Vergleich IRR Anlage mit Batteriespeicher (farbig) zu Anlage ohne Batteriespeicher (grau)

Abregelungsmodelle lohnen sich fast immer

Sehr positiv schneiden Abregelungsmodelle gegen Entgelt ab (z. B. Top40 oder FlexPV; siehe Abbildung 4 und 5). Trotz reduzierter Einspeiseleistung, sind die tatsächlichen Energieverluste gering, während die zusätzliche Vergütung die Erlöse erhöht. In den meisten Anlagendesigns steigt dadurch die Rendite, insbesondere in Kombination mit Direktvermarktung, da Einspeisespitzen zu Zeiten negativer Marktpreise vermieden werden. Abregelung erweist sich unter den aktuell angebotenen Tarifen damit als wirtschaftlich und gleichzeitig netzdienlich.

Abbildung 5: Vergleich IRR FlexPV50 (farbig) zu ohne Abregelung (grau)

Fazit und Ausblick

Die Einführung dynamischer Tarife verändert die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen nur geringfügig und verschiebt die wirtschaftliche Dominanz nicht grundlegend. Eigenverbrauchsoptimierte südorientierte Anlagen, bleiben die wirtschaftlich und energetisch beste Lösung. Der politisch gewünschte Anreiz für winterstromoptimierte oder besonders netzdienliche Anlagendesigns, ist mit den aktuellen Tarif- und Förderinstrumenten nur eingeschränkt gegeben.

Für die Praxis bedeutet das:

Dynamische Tarife müssen frühzeitig in die Wirtschaftlichkeitsrechnung integriert werden.
Eigenverbrauch bleibt Priorität.
Abregelungsmodelle sollten konsequent geprüft werden.
Batteriespeicher sind strategisch interessant, wirtschaftlich aber nur mit Zusatznutzen überzeugend.

Entwicklungen wie ZEV, vZEV, lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) sowie neue Erlösmöglichkeiten für Speicher, könnten diese Bewertung jedoch stark verändern.