Der Strommarkt wird marktnäher und flexibler

Das Energiesystem der Schweiz ist im Wandel. Im Jahr 2024 kam der produzierte Strom überwiegend aus der Wasserkraft und der Kernkraft (rund 60 resp. 28 Prozent) und nur zu rund 10 Prozent aus erneuerbaren Energien (siehe Abbildung). Bezogen auf den Landesverbrauch steuerten die neuen erneuerbaren Energien – also erneuerbare Energien ohne Wasserkraft – Ende 2024 rund 8,3 Terawattstunden (TWh) bei. Bis zum Jahr 2035 soll die erneuerbare Stromerzeugung (ohne Wasserkraft) auf 35 TWh steigen, was dann ungefähr knapp der Hälfte des Landesverbrauchs entspricht. Zudem strebt die Schweiz bis 2050 eine weitgehend klimaneutrale Energieversorgung an. Auch soll bis dahin die Erzeugung aus erneuerbaren Energien weiter stark ansteigen.

Für diesen Wandel müssen einerseits die Rahmenbedingungen für die erneuerbare Stromerzeugung marktnäher ausgestaltet werden. Dies bedeutet, dass sich die Einspeisevergütungen für erneuerbaren Strom stärker an den Preisen orientieren, die am Markt gezahlt werden. Andererseits braucht es mehr Flexibilität bei der Stromerzeugung und beim Verbrauch, da die Produktion aus Sonne und Wind je nach Wetter und Tageszeit stark schwankt. Das erreicht man, indem man gezielt Spitzen bei der Einspeisung und beim Verbrauch reduziert, durch sogenanntes Peak-Load-Shaving. Konkret bedeutet es beispielsweise, dass Solaranlagen nicht ihre volle Erzeugung einspeisen können, wenn zu viel Strom im Netz ist, oder das Elektroauto später geladen wird, wenn das Netz weniger ausgelastet ist. Mehr Flexibilität hilft vor allem auch, Netzknappheiten zu verringern und damit den Netzausbau und die Netzkosten zu beschränken. Denn diese werden bis 2050 erheblich steigen und zu deutlich höheren Netzentgelten für die Endverbraucher führen.

Um das Stromsystem an die neuen Anforderungen anzupassen, hat der Bund die Stromversorgungsverordnung (StromVV) und die Energieverordnung (EnV) überarbeitet. Die beiden Verordnungen konkretisieren die Regeln des Stromgesetzes. Die Energieverordnung bestimmt vor allem die Förderbedingungen bei den erneuerbaren Energien sowie die Regeln zur Energieeffizienz und zur Stromkennzeichnung. Die Stromversorgungsverordnung legt primär fest, wie das Netz vergütet wird, was die Aufgaben der Netzbetreiber sind und wie die Grundversorgung und die Netzentwicklung reguliert werden. Die nachfolgend beschriebenen neuen Regeln setzen stärker auf Marktpreise und schaffen Anreize, Produktion und Verbrauch besser aufeinander abzustimmen. Am 1. Januar 2026 traten die Anpassungen in Kraft.

Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien soll bis 2050 stark ansteigen

Anpassungen im Bereich Erneuerbare Energien (EnV)

Eine der wichtigsten Änderungen betrifft die Einspeisevergütung für die Produzenten von erneuerbaren Energien, also Photovoltaik, Wind, Kleinwasserkraft und Biomasse. Wie bisher müssen Netzbetreiber den ins Netz eingespeisten Strom abnehmen und vergüten. Wenn sich Produzenten und Netzbetreiber über die Höhe der Vergütung nicht einigen können, gilt neu ein Referenzpreis. Dieser orientiert sich an den durchschnittlichen Marktpreisen der letzten drei Monate und berücksichtigt, zu welchen Zeitpunkten tatsächlich Strom eingespeist wurde. So ist die Vergütung für Solarstrom also tendenziell tiefer, wenn Strom zu Zeiten eingespeist wird, wenn der Marktpreis tiefer ist. Dies ist meist der Fall, wenn viel Strom im Netz ist, zum Beispiel mittags. Umgekehrt ist die Vergütung bei hohen Marktpreisen höher. Dies ist meist der Fall, wenn wenig Strom im Netz ist.

Zusätzlich gibt es Minimalvergütungen für Anlagen bis zu einer Leistung von 150 Kilowatt. Sie sollen sicherstellen, dass sich Investitionen in Solaranlagen weiterhin lohnen, auch wenn die Marktpreise zeitweise sehr tief sind. Für Kleinstanlagen mit einer Leistung bis 30 Kilowatt liegt die Minimalvergütung derzeit bei 6 Rappen pro Kilowattstunde, für grössere Anlagen sinkt sie bis auf 1,2 Rappen. Eine weitere Änderung soll voraussichtlich ab dem 1. Januar 2027 in Kraft treten: Die Einspeisevergütung bemisst sich künftig nach dem stündlichen Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung. Dies erhöht zusätzlich die Marktnähe.

Anpassungen bei der Netzregulierung (StromVV)

Weil immer mehr Haushalte und Betriebe ihren Strom selbst produzieren und ins Netz einspeisen, kann das Stromnetz zeitweise an seine Grenzen kommen. Besonders dann, wenn viele Solaranlagen gleichzeitig Strom liefern oder der Verbrauch zu gewissen Zeiten stark ansteigt, können Belastungsspitzen für das Netz entstehen. Diese müssen besser abgefedert werden. Das kann entweder über Tarife geschehen, die Anreize für netzdienliches Verhalten setzen (Netztarifierung), oder über eine gezielte Steuerung von Einspeisung und Verbrauch (Flexibilitätsregulierung).

So wurden die Bedingungen für die Anwendung dynamischer Netztarife verbessert und konkretisiert. Dynamische Netztarife benutzen netzzustandsabhängige Preise, die höher sind, wenn das Netz stark ausgelastet ist, und tiefer, wenn das Netz wenig ausgelastet ist. Bisher wurden in der Grundversorgung zeitvariable Tarife genutzt. Das heisst, der Preis für Strom hängt von der Uhrzeit ab. Tagsüber und am Samstagmorgen war er teurer, nachts und am restlichen Wochenende günstiger. Dynamische Netztarife können neu auch in der Grundversorgung eingesetzt werden, wenn zugleich ein fixer Tarif angeboten wird. Bislang gab es diese bestenfalls als Wahltarife, sprich, man konnte lediglich wählen, ob man einen dynamischen Netztarif haben will. Unterschiedliche Umsetzungen sind möglich, wobei Preise, die sich alle 15 Minuten anpassen, als ein gewisses Zielmodell anzusehen sind. Auch zeitvariable Netzentgelte, die vor allem auf zeitvariable Leistungspreise abstellen, sind in der Grundversorgung neu möglich. Bei zeitvariablen Arbeitstarifen besteht die Gefahr einer Verlagerung der Spitzenlast, weil womöglich viele ihren Verbrauch zu dem gleichen Zeitpunkt in die preisgünstige Tageszeit verschieben. Das passiert bei zeitvariablen Leistungspreisen nicht, weil die Endverbraucher den Anreiz haben, die Spitzenlast gering zu halten. Diese Alternativen sind hilfreich, damit auch kleinere Netzbetreiber ihre Netztarife verursachergerechter ausgestalten können.

Eine weitere Massnahme, um Spitzenbelastungen besser zu managen, ist die neu eingeführte Flexibilitätsregulierung. Diese regelt vor allem die dezentralen Einspeisungen. Sie beinhaltet, dass die Netzbetreiber sich die Flexibilität über einen Vertrag mit deren Inhabern erschliessen müssen. Sie können zugleich kostenlos auf 3 Prozent der einspeiseseitigen Flexibilitäten zugreifen. Die Nutzung von Flexibilität soll von den Netzbetreibern als Optimierungsmassnahme nach dem Nova-Prinzip erfolgen. Das Nova-Prinzip besagt, dass eine Optimierung des Netzes vor der Netzverstärkung und dem Netzausbau erfolgen soll. Zudem haben Netzbetreiber ein Vorgriffsrecht auf die am 1.1.2026 schon genutzten Flexibilitäten, damit diese ihnen nicht verloren gehen. Sowohl die dynamischen Netztarife wie auch die Flexibilitätsregulierung tragen dazu bei, das Netz zu entlasten. Der Netzausbau kann so verzögert oder reduziert werden.

Zudem soll die Entwicklung der Speicher und Umwandlungsanlagen gefördert werden, welche ebenfalls die Flexibilität des Stromsystems verbessern, indem sie Strom zwischenlagern und später wieder abgeben beziehungsweise umwandeln. Speicher ohne Endverbraucher werden mit den Pumpspeicherkraftwerken bei den Netzentgeltreduktionen gleichgestellt. Das heisst, sie werden von den Netzentgelten und den Kosten für die Systemdienstleistungen, den Kosten für die Stromreserve, dem Netzzuschlag und den Kosten für die Massnahmen nach Art 15 a und b des Stromgesetzes befreit. Bei Speicher mit Endverbraucher und Anlagen zur Umwandlung von Strom gibt es für den zurückgespeisten Strom eine Rückerstattung im Umfang des verbrauchsabhängigen Netzentgelts sowie der sonstigen erwähnten Tarifbestandteile.

Auch der grundlegende Regulierungsrahmen ändert sich, da die Sunshine-Regulierung aktiv geschaltet wird. Anhand von Kennzahlen wie Qualität, Kosten und Effizienz werden Netzbetreiber miteinander verglichen und die Ergebnisse offengelegt. Möglich ist auch ein Vergleich von Investitionen in intelligente Netze. Denn wenn öffentlich sichtbar wird, welcher Netzbetreiber gut arbeitet und welcher nicht, entsteht Druck, sich zu verbessern.

Regeln zu Energiegemeinschaften (StromVV)

Des Weiteren sind ab 2026 lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) möglich. Haushalte und Betriebe in einer Gemeinde können in einer LEG den selbst produzierten erneuerbaren Strom gemeinsam nutzen und über das öffentliche Netz miteinander teilen. LEGs profitieren von einem günstigeren Netztarif für den internen Strom. Deren Hauptvorteile sind die Bürgerbeteiligung bei der Energiewende und der Zubau an lokaler erneuerbarer Erzeugung. Sie setzen im Kern das Modell der erneuerbaren Energiegemeinschaften der EU um. Der Bundesrat möchte zukünftig auch netzebenenübergreifende LEGs erlauben. Diese sind von Vorteil, da hierdurch eine bessere Eingliederung von grösseren Erzeugungsanlagen möglich ist. Dies zeigen Erfahrungen in Österreich.[1]

Zudem wurde die Förderung des Eigenverbrauchs über die ZEVs (Zusammenschluss zum Eigenverbrauch) in der Energieverordnung verbessert. Seit dem 1.1.2025 sind auch sogenannte virtuelle ZEVs möglich, welche die selbst finanzierten Anschlussleitungen nutzen.

Die Summe dieser Massnahmen macht das Schweizer Stromsystem zukunftsfähiger. Hinsichtlich der verbesserten Nutzung von Flexibilität zeigen aktuelle Studien, dass allein durch die Nutzung des Steuerungspotenzials von Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen bis 2050 rund 22 Prozent weniger Nettostromimporte, 7 Prozent tiefere Strompreise im Grosshandel und 33 Prozent weniger Bedarf an Batteriespeicherkapazität sowie weniger Abregelungen von Photovoltaik und Wind und weniger Netzausbau notwendig sein werden.

1. Siehe Fischer, H. et al. (2024). Energiegemeinschaften – eine Evaluierung bisheriger Erfahrungen und zukünftiger Perspektiven für Österreich, Energy Economics Group-TU Wien 2024. []