Eigenverbrauch statt Einspeisung: Wie sich Solarstrom im Gebäude rechnet

Wer eine Photovoltaikanlage auf dem Dach hat, denkt oft zuerst an die Einspeisevergütung. Doch die entscheidende Frage ist eine andere: Wie viel des erzeugten Stroms verbraucht das Gebäude selbst? Denn jede Kilowattstunde, die direkt im Haus genutzt wird, ersetzt teuren Netzbezug. Jede Kilowattstunde, die ins Netz fliesst, bringt dagegen nur die Rückliefervergütung, die in der Regel deutlich tiefer liegt als der Bezugstarif. Dieser Unterschied ist der Kern der Wirtschaftlichkeit jeder PV-Anlage.

In diesem ersten Teil der Serie erklären wir, was Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad bedeuten, warum sie sich unterscheiden, wie die rechtlichen Rahmenbedingungen in der Schweiz aussehen und welche technischen Massnahmen den Eigenverbrauch wirklich erhöhen. Die folgenden Teile vertiefen dann einzelne Themen: Mehrparteiengebäude, Lokale Elektrizitätsgemeinschaften, Ladeinfrastruktur, Lastmanagement, Batteriespeicher, dynamische Tarife und die Einbindung in die Gebäudeautomation.

Zwei Kennzahlen, die man auseinanderhalten muss

In Gesprächen mit Eigentümern und Verwaltungen stellen wir immer wieder fest, dass Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad verwechselt oder gleichgesetzt werden. Dabei messen sie zwei grundlegend verschiedene Dinge.

Die Eigenverbrauchsquote gibt an, wie viel des erzeugten Solarstroms im Gebäude selbst verbraucht wird. Sie ist eine Aussage über die Anlage: Wie gut wird die erzeugte Energie genutzt? Eine hohe Eigenverbrauchsquote bedeutet, dass wenig Strom ins Netz eingespeist wird. Eine niedrige Quote zeigt, dass ein grosser Teil der Produktion ungenutzt abfliesst.

Der Autarkiegrad hingegen beschreibt, wie gut das Gebäude seinen eigenen Strombedarf aus der PV-Anlage deckt. Er ist eine Aussage über das Gebäude: Wie unabhängig ist es vom Netz? Ein hoher Autarkiegrad bedeutet, dass wenig Strom aus dem Netz bezogen werden muss. Ein niedriger Autarkiegrad zeigt, dass das Gebäude trotz PV-Anlage stark auf Netzbezug angewiesen ist.

Beide Kennzahlen hängen zusammen, aber sie lassen sich nicht gleichzeitig maximieren. Eine sehr kleine PV-Anlage auf einem grossen Gebäude kann eine hohe Eigenverbrauchsquote erreichen, weil der gesamte erzeugte Strom sofort verbraucht wird. Der Autarkiegrad bleibt dabei niedrig, weil die Anlage den Bedarf kaum deckt. Umgekehrt kann eine sehr grosse Anlage einen hohen Autarkiegrad erreichen, aber viel Strom einspeisen und damit eine tiefe Eigenverbrauchsquote aufweisen. Die wirtschaftlich sinnvolle Anlage liegt irgendwo dazwischen, und wo genau, hängt vom Lastprofil des Gebäudes ab.

Für die Wirtschaftlichkeit ist die Eigenverbrauchsquote der wichtigere Hebel, solange die Differenz zwischen Bezugstarif und Rückliefervergütung gross ist. Wer Strom selbst nutzt, spart den Bezugspreis. Wer einspeist, erhält nur die Vergütung. Dieser Spread ist der wirtschaftliche Antrieb hinter allen Massnahmen zur Eigenverbrauchserhöhung.

Was das Energierecht dazu sagt

Die rechtliche Grundlage für den Eigenverbrauch von Solarstrom in der Schweiz ist das Energiegesetz (EnG) und die Energieverordnung (EnV). Seit 2018 ist der Eigenverbrauch explizit geregelt: Wer Strom selbst erzeugt, darf ihn auf dem eigenen Grundstück selbst verbrauchen, ohne dafür Netznutzungsentgelte zu bezahlen. Die Einspeisung überschüssigen Stroms ins Netz ist möglich, und der Netzbetreiber ist verpflichtet, diesen Strom abzunehmen.

Die Rückliefervergütung orientiert sich am Referenzmarktpreis. Details zur genauen Höhe und zu allfälligen Mindestvergütungen regelt der jeweilige Netzbetreiber. Wir empfehlen, diese Konditionen direkt beim zuständigen Verteilnetzbetreiber (VNB) zu erfragen, da sie sich ändern können und regional unterschiedlich sein können.

Mit dem Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien, dem sogenannten Mantelerlass, der an der Volksabstimmung vom 9. Juni 2024 angenommen wurde und seit dem 1. Januar 2026 in Kraft ist, kommen neue Möglichkeiten hinzu. Der virtuelle Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (vZEV) erlaubt es, Solarstrom über die Anschlussleitungen bis zum Netzanschlusspunkt zu teilen, ohne dass alle Beteiligten auf demselben Grundstück sein müssen. Die Lokale Elektrizitätsgemeinschaft (LEG) geht noch weiter und ermöglicht die Nutzung des Verteilnetzes innerhalb derselben Gemeinde und Netzebene, mit einem reduzierten Netznutzungstarif. Diese neuen Modelle behandeln wir in Teil 2 und Teil 3 dieser Serie ausführlich.

Für Neubauten ist ausserdem die Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich (MuKEn 2014) relevant, die in den meisten Kantonen eine Pflicht zur Eigenstromerzeugung vorsieht. Die genauen Anforderungen sind kantonal unterschiedlich umgesetzt.

Warum das Lastprofil entscheidend ist

Die Eigenverbrauchsquote einer PV-Anlage hängt nicht nur von der Anlagengrösse ab, sondern vor allem vom zeitlichen Zusammenspiel zwischen Erzeugung und Verbrauch. Eine PV-Anlage produziert tagsüber, mit einem Maximum um die Mittagszeit. Der Strombedarf eines Gebäudes folgt einem anderen Muster.

In einem Einfamilienhaus mit berufstätigen Bewohnern liegt der Verbrauch morgens und abends hoch, wenn die Bewohner zu Hause sind. Tagsüber, wenn die PV-Anlage am meisten produziert, ist der Bedarf gering. Das führt zu einer strukturell tiefen Eigenverbrauchsquote, wenn keine Massnahmen ergriffen werden.

In einem Bürogebäude oder einem Gewerbebetrieb sieht das anders aus. Der Verbrauch liegt tagsüber hoch, wenn Beleuchtung, Lüftung, Kälte und Geräte laufen. Das Lastprofil passt besser zur Solarproduktion, und die Eigenverbrauchsquote ist ohne zusätzliche Massnahmen oft schon höher.

In Mehrfamilienhäusern liegt die Situation dazwischen. Der Allgemeinstrom für Treppenhausbeleuchtung, Liftanlagen und Aussenbeleuchtung kann direkt aus der PV-Anlage gedeckt werden. Ob auch die Wohnungen einbezogen werden können, hängt von der Messinfrastruktur und der rechtlichen Struktur ab, also davon, ob ein Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV) besteht.

Das Lastprofil zu kennen, ist deshalb die Voraussetzung für jede sinnvolle Planung. Wer nicht weiss, wann sein Gebäude wie viel Strom verbraucht, kann die Anlage nicht richtig dimensionieren und die Massnahmen zur Eigenverbrauchserhöhung nicht gezielt einsetzen. Unser Artikel «Energiemonitoring: mehr als Zählerablesung, was man wirklich ablesen sollte» zeigt, wie man zu diesen Daten kommt.

Lastverschiebung: Der erste Hebel

Der einfachste Weg, den Eigenverbrauch zu erhöhen, ist die zeitliche Verschiebung von Lasten in die Stunden mit hoher Solarproduktion. Das klingt simpel, erfordert aber eine gewisse Systematik.

Warmwasserbereitung ist ein klassisches Beispiel. Ein elektrischer Warmwasserspeicher kann tagsüber aufgeheizt werden, wenn die PV-Anlage produziert. Der gespeicherte Warmwasservorrat deckt dann den Bedarf am Abend. Voraussetzung ist, dass die Steuerung des Boilers auf ein Signal reagiert, das die aktuelle PV-Produktion oder den Überschuss berücksichtigt. Viele Wärmepumpen mit integrierter Warmwasserbereitung unterstützen das SG-Ready-Interface, das genau für solche Anwendungen entwickelt wurde.

Wärmepumpen für die Raumheizung lassen sich ebenfalls zeitlich verschieben. In gut gedämmten Gebäuden kann die Wärmepumpe tagsüber mehr Energie ins Gebäude laden, als der momentane Bedarf erfordert. Die thermische Masse des Gebäudes wirkt als Speicher. Abends, wenn die PV-Produktion nachlässt, wird weniger oder gar nicht geheizt, weil die gespeicherte Wärme ausreicht. Dieses Prinzip funktioniert besonders gut in Niedrigenergiehäusern und Passivhäusern.

Waschmaschinen, Geschirrspüler und ähnliche Geräte können mit Zeitschaltuhren oder smarten Steckdosen in die Mittagszeit verschoben werden. Der Effekt ist im Einzelhaushalt begrenzt, aber in Mehrfamilienhäusern mit gemeinschaftlichen Waschräumen kann er spürbar sein.

Elektrofahrzeuge sind ein besonders interessanter Fall. Wer tagsüber zu Hause oder am Arbeitsplatz laden kann, hat die Möglichkeit, den Ladevorgang direkt mit der PV-Produktion zu synchronisieren. Wie das technisch funktioniert und welche Infrastruktur dafür nötig ist, behandeln wir in Teil 4 und Teil 5 dieser Serie ausführlich.

Wichtig ist bei allen Lastverschiebungen: Sie funktionieren nur, wenn die Steuerung die aktuelle Situation kennt. Eine einfache Zeitschaltuhr, die auf eine feste Uhrzeit programmiert ist, hilft wenig, wenn an einem bewölkten Tag kaum Strom produziert wird. Eine sinnvolle Lastverschiebung braucht entweder eine Messung der aktuellen PV-Produktion oder zumindest eine Wetterprognose.

Das Messkonzept als Grundlage

Bevor man über Steuerung und Automatisierung spricht, muss das Messkonzept stimmen. Ohne die richtigen Zähler an den richtigen Stellen weiss man nicht, was produziert, was verbraucht und was eingespeist wird.

Ein vollständiges Messkonzept für eine PV-Anlage mit Eigenverbrauch umfasst mindestens drei Messpunkte: die PV-Produktion, den Gesamtverbrauch des Gebäudes und den Netzaustausch (Bezug und Einspeisung). Aus diesen drei Grössen lässt sich der Eigenverbrauch berechnen. Wenn zusätzlich einzelne Verbraucher wie Wärmepumpe, Ladestation oder Warmwasserbereitung separat gemessen werden, kann man die Lastverschiebung gezielt steuern und deren Wirkung nachweisen.

Der Netzbetreiber stellt in der Regel einen Zweirichtungszähler am Netzanschlusspunkt, der Bezug und Einspeisung getrennt erfasst. Dieser Zähler ist die Grundlage für die Abrechnung. Für die interne Steuerung braucht man aber zusätzliche Zähler, die schneller messen und deren Daten direkt in die Automationsebene fliessen können.

Die Anforderungen an das Messkonzept hängen auch von der gewählten Eigenverbrauchsform ab. Bei einem ZEV mit mehreren Parteien müssen alle Parteien separat gemessen werden. Bei einer LEG kommen weitere Anforderungen des Netzbetreibers hinzu. Unser Artikel «Vom Messkonzept zum Messstellenplan» gibt dazu eine detaillierte Übersicht.

Die Meldepflicht beim Netzbetreiber ist ebenfalls zu beachten. PV-Anlagen müssen dem VNB gemeldet werden, und ab einer bestimmten Leistung ist ein Anschlussgesuch erforderlich. Die technischen Anschlussbedingungen (TAB) und Werkvorschriften des jeweiligen Netzbetreibers regeln die Details. Die Niederspannungs-Installationsnorm NIN (SN 411000) bildet die elektrotechnische Grundlage für die Installation.

Batteriespeicher: Ergänzung, nicht Voraussetzung

Ein Batteriespeicher kann den Eigenverbrauch weiter erhöhen, indem er überschüssigen Solarstrom tagsüber speichert und abends oder nachts abgibt. Er ist aber keine Voraussetzung für eine wirtschaftliche PV-Anlage, und er löst nicht alle Probleme.

Ein Speicher erhöht die Eigenverbrauchsquote, weil er die zeitliche Lücke zwischen Produktion und Verbrauch überbrückt. Er erhöht auch den Autarkiegrad, weil das Gebäude in mehr Stunden aus eigener Energie versorgt werden kann. Ob sich ein Speicher wirtschaftlich lohnt, hängt von mehreren Faktoren ab: der Grösse der PV-Anlage, dem Lastprofil des Gebäudes, dem Verhältnis von Bezugstarif zu Rückliefervergütung und den Kosten des Speichers selbst.

Wir behandeln die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern ausführlich in Teil 6 dieser Serie. An dieser Stelle halten wir fest: Ein Speicher ist eine sinnvolle Ergänzung, wenn die anderen Massnahmen zur Eigenverbrauchserhöhung bereits ausgeschöpft sind. Wer zuerst in Lastverschiebung und Steuerung investiert und dann prüft, ob ein Speicher noch zusätzlichen Nutzen bringt, trifft in der Regel die bessere Entscheidung.

Die Rolle der Gebäudeautomation

Lastverschiebung, Messkonzept und Speicher entfalten ihr Potenzial nur dann vollständig, wenn sie koordiniert gesteuert werden. Genau hier kommt die Gebäudeautomation ins Spiel.

Eine einfache Steuerung kann auf Basis der gemessenen PV-Produktion Freigabesignale an Wärmepumpe, Boiler und Ladestation senden. Wenn die Produktion einen bestimmten Schwellenwert überschreitet, werden diese Verbraucher freigegeben oder in einen erhöhten Betriebsmodus versetzt. Wenn die Produktion sinkt, werden sie gedrosselt oder gesperrt. Das ist das Grundprinzip der statischen Laststeuerung.

Eine fortgeschrittenere Steuerung berücksichtigt zusätzlich Wetterprognosen, Tarifsignale und den Ladezustand eines Speichers. Sie optimiert nicht nur den aktuellen Moment, sondern plant voraus. Wenn für den nächsten Tag viel Sonne vorhergesagt ist, muss der Speicher heute Nacht nicht vollständig geladen werden. Wenn ein günstiger Tarif in der Nacht verfügbar ist, kann es sinnvoll sein, den Speicher aus dem Netz zu laden und tagsüber den Solarstrom direkt zu verbrauchen.

Diese Art der Steuerung erfordert eine Gebäudeautomation, die mit den verschiedenen Systemen kommunizieren kann: mit dem Wechselrichter der PV-Anlage, mit der Wärmepumpe über SG-Ready oder Modbus, mit der Ladestation über OCPP oder Modbus, und mit einem allfälligen Batteriespeicher. Die Schnittstellen sind heute weitgehend standardisiert, aber die Integration muss sorgfältig geplant werden.

Wie diese Integration technisch aussieht und was dabei zu beachten ist, behandeln wir in Teil 8 dieser Serie. Wer sich bereits jetzt einen Überblick über die Grundlagen der Gebäudeautomation verschaffen möchte, findet in unserer Serie «GA verstehen» einen guten Einstieg, insbesondere in «GA verstehen, Teil 1: Was ist Gebäudeautomation, und was nicht?» und «GA verstehen, Teil 2: Was steuert die GA, und was regelt sie?».

Ein wichtiger Punkt, den wir aus der Praxis kennen: Die Gebäudeautomation ist nur so gut wie die Daten, die sie erhält. Ein schlecht platzierter Zähler, ein falsch konfigurierter Wechselrichter oder eine fehlende Schnittstelle können dazu führen, dass die Steuerung ins Leere läuft. Die Planung von Messkonzept und Automationskonzept muss deshalb von Anfang an zusammengedacht werden.

Der rote Faden zu unseren Fachbeiträgen

Dieser Artikel ist der Einstieg in die Serie «Solarstrom nutzen: Eigenverbrauch, Gemeinschaften und Laden». Die folgenden Teile vertiefen die einzelnen Themen:

Teil 2, «ZEV und vZEV: Solarstrom im Mehrparteiengebäude teilen», erklärt, wie Eigentümer und Mieter in einem Gebäude gemeinsam von einer PV-Anlage profitieren können und was der neue virtuelle ZEV seit 2026 ändert.

Teil 3, «Lokale Elektrizitätsgemeinschaft (LEG): Strom im Quartier teilen», behandelt das neue Modell der LEG, das mit dem Mantelerlass eingeführt wurde und die Nutzung des Verteilnetzes innerhalb einer Gemeinde ermöglicht.

Teil 4, «Ladeinfrastruktur nach SIA 2060: Vom Leerrohr bis zur Ladestation», zeigt, wie man Gebäude für die E-Mobilität vorbereitet und welche Ausbaustufen die Norm vorsieht.

Teil 5, «Lastmanagement: Mehr Ladepunkte und Wärmepumpen am gleichen Hausanschluss», erklärt, wie statisches und dynamisches Lastmanagement den Hausanschluss entlasten und mehr Verbraucher ermöglichen.

Teil 6, «Batteriespeicher im Gebäude: Wann lohnt er sich wirklich?», analysiert die Wirtschaftlichkeit von Speichern und zeigt, unter welchen Bedingungen sie sinnvoll sind.

Teil 7, «Dynamische Tarife und Netzdienlichkeit: Was Gebäude in Zukunft leisten können», blickt auf die Entwicklung der Stromtarife und die Rolle von Gebäuden als flexible Netzressource.

Teil 8, «PV, Speicher und Laden in die Gebäudeautomation einbinden», schliesst die Serie mit der technischen Integration aller Komponenten in eine koordinierte Automationslösung.

Ergänzend empfehlen wir unsere Artikel «Energiemonitoring: mehr als Zählerablesung, was man wirklich ablesen sollte» und «Vom Messkonzept zum Messstellenplan» für die messtechnischen Grundlagen sowie «Betriebsoptimierung Heizung: Der grösste Hebel liegt in der Regelung» für den Zusammenhang zwischen Wärmepumpensteuerung und Energieeffizienz.

Fazit

Die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage hängt heute vor allem daran, wie viel des erzeugten Stroms im Gebäude selbst genutzt wird. Jede selbst verbrauchte Kilowattstunde ersetzt teuren Netzbezug. Jede eingespeiste Kilowattstunde bringt nur die Rückliefervergütung, die in der Regel tiefer liegt.

Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad sind zwei verschiedene Kennzahlen, die unterschiedliche Aspekte der Anlage beschreiben. Das Lastprofil des Gebäudes bestimmt, wie hoch die Eigenverbrauchsquote ohne zusätzliche Massnahmen ist und wo die grössten Hebel liegen.

Lastverschiebung ist der erste und oft günstigste Hebel. Wärmepumpe, Warmwasserbereitung und Ladestation lassen sich zeitlich in die Stunden mit hoher Solarproduktion verschieben, wenn die Steuerung die aktuelle Situation kennt. Das Messkonzept ist die Voraussetzung dafür. Ein Batteriespeicher kann den Eigenverbrauch weiter erhöhen, ist aber keine Voraussetzung und sollte nach den anderen Massnahmen bewertet werden.

Die Gebäudeautomation ist der Schlüssel, der all diese Komponenten koordiniert. Ohne eine durchdachte Steuerung bleibt viel Potenzial ungenutzt. Mit einer guten Planung von Anfang an lässt sich der Eigenverbrauch deutlich erhöhen, ohne dass grosse Investitionen in Speicher oder Netzanschluss nötig sind.

Sie haben Fragen dazu?

Sie planen eine PV-Anlage oder möchten den Eigenverbrauch einer bestehenden Anlage erhöhen? Wir analysieren Ihr Lastprofil, prüfen das Messkonzept und zeigen Ihnen, welche Massnahmen in Ihrer Situation den grössten Effekt haben. Nehmen Sie Kontakt mit uns auf unter wenget.ch oder info@wenget.ch.

Quellenverzeichnis

• Energiegesetz (EnG) und Energieverordnung (EnV), Fassung ab 1. Januar 2026 (Eigenverbrauch, Zusammenschluss zum Eigenverbrauch, Rückliefervergütung)
• Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien (Mantelerlass), in Kraft ab 1. Januar 2026 (vZEV, LEG)
• EnergieSchweiz: Solarstrom Eigenverbrauch, Merkblatt und Informationsunterlagen (Bundesamt für Energie, SFOE)
• Swissolar: Fachinformationen zu Photovoltaik und Eigenverbrauch
• VSE Handbuch Eigenverbrauch, Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen
• SIA 2060: Infrastruktur für Elektrofahrzeuge in Gebäuden
• SN 411000 (NIN): Niederspannungs-Installationsnorm
• Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich (MuKEn 2014)
• Eigene Projekterfahrung der WENGET GmbH aus Energieberatungen, PV-Eigenverbrauchskonzepten und GA-Planungen