![\"\"](\"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/content\/uploads\/2026\/05\/DV_04-26_Eisenbast_DE-1.png\")
<\/a><\/p>\nAnpassungen im Bereich Erneuerbare Energien (EnV)<\/h2>\n
Eine der wichtigsten \u00c4nderungen betrifft die Einspeiseverg\u00fctung f\u00fcr die Produzenten von erneuerbaren Energien, also Photovoltaik, Wind, Kleinwasserkraft und Biomasse. Wie bisher m\u00fcssen Netzbetreiber den ins Netz eingespeisten Strom abnehmen und verg\u00fcten. Wenn sich Produzenten und Netzbetreiber \u00fcber die H\u00f6he der Verg\u00fctung nicht einigen k\u00f6nnen, gilt neu ein Referenzpreis. Dieser orientiert sich an den durchschnittlichen Marktpreisen der letzten drei Monate und ber\u00fccksichtigt, zu welchen Zeitpunkten tats\u00e4chlich Strom eingespeist wurde. So ist die Verg\u00fctung f\u00fcr 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 Verg\u00fctung bei hohen Marktpreisen h\u00f6her. Dies ist meist der Fall, wenn wenig Strom im Netz ist.<\/p>\n
Zus\u00e4tzlich gibt es Minimalverg\u00fctungen f\u00fcr 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. F\u00fcr Kleinstanlagen mit einer Leistung bis 30 Kilowatt liegt die Minimalverg\u00fctung derzeit bei 6 Rappen pro Kilowattstunde, f\u00fcr gr\u00f6ssere Anlagen sinkt sie bis auf 1,2 Rappen. Eine weitere \u00c4nderung soll voraussichtlich ab dem 1. Januar 2027 in Kraft treten: Die Einspeiseverg\u00fctung bemisst sich k\u00fcnftig nach dem st\u00fcndlichen<\/em> Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung. Dies erh\u00f6ht zus\u00e4tzlich die Marktn\u00e4he.<\/p>\n 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, k\u00f6nnen Belastungsspitzen f\u00fcr das Netz entstehen. Diese m\u00fcssen besser abgefedert werden. Das kann entweder \u00fcber Tarife geschehen, die Anreize f\u00fcr netzdienliches Verhalten setzen (Netztarifierung), oder \u00fcber eine gezielte Steuerung von Einspeisung und Verbrauch (Flexibilit\u00e4tsregulierung).<\/p>\n So wurden die Bedingungen f\u00fcr die Anwendung dynamischer Netztarife verbessert und konkretisiert. Dynamische Netztarife benutzen netzzustandsabh\u00e4ngige Preise, die h\u00f6her 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 f\u00fcr Strom h\u00e4ngt von der Uhrzeit ab. Tags\u00fcber und am Samstagmorgen war er teurer, nachts und am restlichen Wochenende g\u00fcnstiger. Dynamische Netztarife k\u00f6nnen 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 w\u00e4hlen, ob man einen dynamischen Netztarif haben will. Unterschiedliche Umsetzungen sind m\u00f6glich, 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 m\u00f6glich. Bei zeitvariablen Arbeitstarifen besteht die Gefahr einer Verlagerung der Spitzenlast, weil wom\u00f6glich viele ihren Verbrauch zu dem gleichen Zeitpunkt in die preisg\u00fcnstige 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 k\u00f6nnen.<\/p>\n Eine weitere Massnahme, um Spitzenbelastungen besser zu managen, ist die neu eingef\u00fchrte Flexibilit\u00e4tsregulierung. Diese regelt vor allem die dezentralen Einspeisungen. Sie beinhaltet, dass die Netzbetreiber sich die Flexibilit\u00e4t \u00fcber einen Vertrag mit deren Inhabern erschliessen m\u00fcssen. Sie k\u00f6nnen zugleich kostenlos auf 3 Prozent der einspeiseseitigen Flexibilit\u00e4ten zugreifen. Die Nutzung von Flexibilit\u00e4t soll von den Netzbetreibern als Optimierungsmassnahme nach dem Nova-Prinzip erfolgen. Das Nova-Prinzip besagt, dass eine Optimierung des Netzes vor der Netzverst\u00e4rkung und dem Netzausbau erfolgen soll. Zudem haben Netzbetreiber ein Vorgriffsrecht auf die am 1.1.2026 schon genutzten Flexibilit\u00e4ten, damit diese ihnen nicht verloren gehen. Sowohl die dynamischen Netztarife wie auch die Flexibilit\u00e4tsregulierung tragen dazu bei, das Netz zu entlasten. Der Netzausbau kann so verz\u00f6gert oder reduziert werden.<\/p>\n Zudem soll die Entwicklung der Speicher und Umwandlungsanlagen gef\u00f6rdert werden, welche ebenfalls die Flexibilit\u00e4t des Stromsystems verbessern, indem sie Strom zwischenlagern und sp\u00e4ter 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 f\u00fcr die Systemdienstleistungen, den Kosten f\u00fcr die Stromreserve, dem Netzzuschlag und den Kosten f\u00fcr die Massnahmen nach Art 15 a und b des Stromgesetzes befreit. Bei Speicher mit Endverbraucher und Anlagen zur Umwandlung von Strom gibt es f\u00fcr den zur\u00fcckgespeisten Strom eine R\u00fcckerstattung im Umfang des verbrauchsabh\u00e4ngigen Netzentgelts sowie der sonstigen erw\u00e4hnten Tarifbestandteile.<\/p>\n Auch der grundlegende Regulierungsrahmen \u00e4ndert sich, da die Sunshine-Regulierung aktiv geschaltet wird. Anhand von Kennzahlen wie Qualit\u00e4t, Kosten und Effizienz werden Netzbetreiber miteinander verglichen und die Ergebnisse offengelegt. M\u00f6glich ist auch ein Vergleich von Investitionen in intelligente Netze. Denn wenn \u00f6ffentlich sichtbar wird, welcher Netzbetreiber gut arbeitet und welcher nicht, entsteht Druck, sich zu verbessern.<\/p>\n Des Weiteren sind ab 2026 lokale Elektrizit\u00e4tsgemeinschaften (LEG) m\u00f6glich. Haushalte und Betriebe in einer Gemeinde k\u00f6nnen in einer LEG den selbst produzierten erneuerbaren Strom gemeinsam nutzen und \u00fcber das \u00f6ffentliche Netz miteinander teilen. LEGs profitieren von einem g\u00fcnstigeren Netztarif f\u00fcr den internen Strom. Deren Hauptvorteile sind die B\u00fcrgerbeteiligung bei der Energiewende und der Zubau an lokaler erneuerbarer Erzeugung. Sie setzen im Kern das Modell der erneuerbaren Energiegemeinschaften der EU um. Der Bundesrat<\/a> m\u00f6chte zuk\u00fcnftig auch netzebenen\u00fcbergreifende LEGs erlauben. Diese sind von Vorteil, da hierdurch eine bessere Eingliederung von gr\u00f6sseren Erzeugungsanlagen m\u00f6glich ist. Dies zeigen Erfahrungen in \u00d6sterreich.[1]<\/a><\/p>\n Zudem wurde die F\u00f6rderung des Eigenverbrauchs \u00fcber die ZEVs (Zusammenschluss zum Eigenverbrauch) in der Energieverordnung verbessert. Seit dem 1.1.2025 sind auch sogenannte virtuelle ZEVs m\u00f6glich, welche die selbst finanzierten Anschlussleitungen nutzen.<\/p>\n Die Summe dieser Massnahmen macht das Schweizer Stromsystem zukunftsf\u00e4higer. Hinsichtlich der verbesserten Nutzung von Flexibilit\u00e4t zeigen aktuelle Studien<\/a>, dass allein durch die Nutzung des Steuerungspotenzials von W\u00e4rmepumpen und Elektrofahrzeugen bis 2050 rund 22 Prozent weniger Nettostromimporte, 7 Prozent tiefere Strompreise im Grosshandel und 33 Prozent weniger Bedarf an Batteriespeicherkapazit\u00e4t sowie weniger Abregelungen von Photovoltaik und Wind und weniger Netzausbau notwendig sein werden.<\/a><\/p>\nAnpassungen bei der Netzregulierung (StromVV)<\/h2>\n
Regeln zu Energiegemeinschaften (StromVV)<\/h2>\n