Regulierung Batteriespeicher & Photovoltaik Schweiz 2025/2026 – Marktdesign, Netzentgelte, Förderung

Negativpreise und EE-Förderung: Vom festen Tarif zum stündlichen Spotmarktpreis

Die Schweizer Förderlandschaft für Photovoltaik und andere erneuerbare Energien durchläuft derzeit einen fundamentalen Systemwechsel, der in mehreren Stufen abläuft. Das historisch gewachsene System lässt sich in drei Phasen einteilen:

Phase 1 – Kostendeckende Einspeisevergütung (KEV): Die KEV wurde 2009 auf Basis des Energiegesetzes (EnG) eingeführt und gewährte Produzenten aus Wind, Kleinwasserkraft, Biomasse, Photovoltaik und Geothermie einen festen Einspeisetarif. Neue Gesuche konnten wegen der jahrelangen Warteliste de facto ab 2020/2021 nicht mehr berücksichtigt werden; die Abwicklung bestehender KEV-Verträge läuft über die Pronovo AG als zuständige Vollzugsstelle Pronovo AG: Einmalvergütung (EIV) – aktuelle Fördersätze und Bedingungen.

Phase 2 – Einspeisevergütungssystem (EVS) und Einmalvergütung (EIV): Das EVS – technisch der KEV-Nachfolger für laufende Anlagen – vergütet quartalsweise auf Basis eines Referenzmarktpreises. Daneben existiert als Hauptinstrument für Neuanlagen die Einmalvergütung (EIV): eine einmalige Investitionsförderung, die ab 2025 für kleine PV-Anlagen (2–99,9 kWp) 360 CHF/kWp (Grundbetrag), für Anlagen ab 30 kWp ergänzend 300 CHF/kWp als Leistungsbeitrag beträgt. Seit dem 1. April 2025 gilt zusätzlich ein Parkflächenbonus von 250 CHF/kWp für Anlagen ≥100 kWp auf bisher unüberdachten Parkplatzarealen. Fassadenanlagen mit Neigungswinkel ≥75° erhalten erhöhte Sätze: integrierte Ausführung 400 CHF/kWp, aufgesetzte Ausführung 200 CHF/kWp Pronovo AG: Einmalvergütung (EIV) – aktuelle Fördersätze und Bedingungen.

Phase 3 – Marktorientiertes Vergütungsmodell ab 2026/2027: Dies ist die entscheidende Reform, die den Schweizer Ansatz in Bezug auf Negativpreise direkt prägt. Ab 1. Januar 2026 erhalten Anlagen ≤150 kWp eine Minimalvergütungsprämie: Liegt der vierteljährliche Referenzmarktpreis im Mittel unter der gesetzlich festgelegten Minimalvergütung (gestaffelt: ca. 6 Rp./kWh für Anlagen ≤30 kW bis 1,2 Rp./kWh bei 149 kW), wird die Differenz rückwirkend erstattet Solarserver: Neues Vergütungsmodell Schweiz ab 2027 – stündlicher Spotmarktpreis. Ab 1. Januar 2027 – beschlossen durch Parlamentsbeschluss Herbst 2025 – wird die Vergütung vollständig auf den stündlichen Spotmarktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung umgestellt Solarserver: Neues Vergütungsmodell Schweiz ab 2027 – stündlicher Spotmarktpreis.

Negativpreisregel – kein §51-EEG-Pendant, aber faktisch ähnliche Wirkung: Die Schweiz kennt keine dem deutschen § 51 EEG entsprechende explizite Norm, die die Förderung bei negativen Preisen ab einer definierten Stundenzahl gänzlich aussetzt. Der Übergang zum stündlichen Spotmarktpreis ab 2027 erzeugt jedoch eine wirtschaftlich analoge Wirkung: Produzenten, die bei negativen Preisen einspeisen, erzielen keine positive Vergütung – der Marktpreis bestimmt die Vergütung direkt Solarserver: Neues Vergütungsmodell Schweiz ab 2027 – stündlicher Spotmarktpreis. Die Minimalvergütungsprämie schützt nur vor dauerhaft niedrigen Quartalsmittelwerten, nicht vor einzelnen negativen Stunden. Betreiber mit Batteriespeicher profitieren davon, indem sie negative Preisstunden für Ladezyklen nutzen statt einzuspeisen. Ob der Bundesrat vor 2027 eine explizite Schwellenregel (analog DE: −0 €/MWh, 3 Stunden) einführt, war zum Recherchezeitpunkt offen und ist zu überprüfen. Bestehende KEV-/EVS-Anlagen unterliegen weiterhin dem quartalsweisen Referenzpreismechanismus, der keine Negativpreisklausel enthält – die Pronovo-Vollzugsstelle bestätigt dies implizit Pronovo AG: Einmalvergütung (EIV) – aktuelle Fördersätze und Bedingungen.

Abregelung und Pflicht-Flexibilität: Was der Mantelerlass ab 2025/2026 regelt

Der Mantelerlass bringt für Erzeuger und Netzbetreiber tiefgreifende Änderungen bei der Handhabung von Netzengpässen und der Flexibilitätsbereitstellung.

3-Prozent-Abregelungsregel (ab 2025): Netzbetreiber dürfen PV-Anlagen mit intelligenten Steuerungssystemen um bis zu 3 Prozent der jährlichen Energieerzeugung abriegeln, ohne dafür eine Entschädigungspflicht zu tragen – vorausgesetzt, dies erfolgt auf Basis transparenter, nicht diskriminierender Leitlinien. Diese Regelung ermöglicht es Verteilnetzbetreibern, kostspielige Netzausbauten zu vermeiden, indem sie gezielt Spitzenlastspitzen kappen CKW: Neues Stromgesetz – 3-%-Abregelungsregel, Flexibilitätsrechte, PV-Anschlusskosten. Sobald die Abregelung die 3-Prozent-Schwelle überschreitet, tritt eine Entschädigungspflicht in Kraft: Der Netzbetreiber muss die entgangene Einspeisung vergüten.

Flexibilitätsrechte bei Anlagenbetreibern (ab 2026): Das revidierte StromVG stellt klar, dass die Flexibilitätsrechte – also das Recht, die Erzeugungs- oder Lastcharakteristik einer Anlage anzupassen – grundsätzlich beim Anlagenbetreiber verbleiben CKW: Neues Stromgesetz – 3-%-Abregelungsregel, Flexibilitätsrechte, PV-Anschlusskosten. Netzbetreiber dürfen diese Flexibilität nur auf Basis vertraglicher Vereinbarungen und gegen marktgerechte Vergütung nutzen, ausgenommen Notfallsituationen. Dies schafft einen Rechtsrahmen für Aggregatoren und Direktvermarkter, die Flexibilitätspools bilden und diese gegenüber Swissgrid oder Verteilnetzbetreibern vermarkten wollen.

Kosten für Netzanschluss und -verstärkung (ab 2025): Bei PV-Anlagen mit einer Leistung über 50 kW, die eine Verstärkung der Anschlussleitung bis zum Verteilnetz erfordern, übernimmt Swissgrid die anfallenden Kosten bis zu 50 CHF je installiertem Kilowatt und verbucht sie als Übertragungsnetzkosten CKW: Neues Stromgesetz – 3-%-Abregelungsregel, Flexibilitätsrechte, PV-Anschlusskosten. Für Anschlüsse über das Kundeneigentum hinaus bleibt die Kostentragungspflicht beim Anlagenbetreiber. Neu ist auch das Swissgrid-Kundenportal für Netzverstärkungsanfragen, das Anlagenbetreibern und Projektentwicklern einen strukturierten Prozess zur Einmeldung von Verstärkungsbedarf bietet Swissgrid: Systemdienstleistungen – Übersicht FCR, aFRR, mFRR, Präqualifikation.

Virtuelle kollektive Eigenverbrauchsgemeinschaften (ZEV, ab 2025): Bestehende Anschlussleitungen innerhalb einer Eigenverbrauchsgemeinschaft (ZEV) können nun für den Stromatausch zwischen Gebäuden an demselben Netzanschlusspunkt genutzt werden, wobei physische Messpflichten durch virtuelle Abrechnung ersetzt werden. Dies eröffnet PV+Speicher-Projekten neue Strukturierungsmöglichkeiten ohne aufwändige Zusatzmessinfrastruktur.

Redispatch im Übertragungsnetz: Swissgrid koordiniert Redispatch-Maßnahmen auf Übertragungsnetzebene nach den ENTSO-E-Leitlinien. Ein formalisiertes Redispatch-System mit Vergütungspflicht analog der deutschen Regelung (§ 13 EnWG) ist in der Schweiz nicht explizit kodifiziert; die Abregelung auf Verteilnetzebene folgt der 3-Prozent-Regel des revidierten StromVG. Für Batteriespeicher, die im Redispatch-Pool agieren wollen, ist die Teilnahme an den Swissgrid-SDL-Ausschreibungen (Systemdienstleistungen) der etablierte Weg – zu überprüfen ist, ob ab 2026 explizite Redispatch-Verträge für Großspeicher eingeführt werden.

Netzentgelte für Speicher: Die neue Befreiungsregelung nach Art. 14a StromVG

Die Doppelbelastung von Batteriespeichern durch Netzentgelte – einmal beim Laden (als Verbrauch) und einmal beim Rückspeisen (als Erzeuger) – war lange ein zentrales wirtschaftliches Hemmnis für den Speicherausbau in der Schweiz. Der Mantelerlass adressiert dieses Problem durch einen neuen Artikel 14a StromVG, der in zwei Phasen in Kraft tritt Energonia/Minder: Art. 14a StromVG – Netzentgeltbefreiung für Speicher (reine Speicher ab 2025, Endverbrauch ab 2026).

Phase 1 – Reine Speicher (ab 1. Januar 2025): Speicher ohne Endverbrauch – sogenannte reine Speicher, die ausschließlich Strom aufnehmen und wieder ins Netz abgeben, ohne einen Teil selbst zu verbrauchen – sind nach Art. 14a Abs. 1 StromVG vollständig vom Netznutzungsentgelt befreit. Sie werden netzentgelttechnisch wie Erzeuger behandelt (Ausspeiseprinzip). Diese Befreiung gilt für alle Tarifkomponenten: Arbeits-, Leistungs- und Grundtarif Energonia/Minder: Art. 14a StromVG – Netzentgeltbefreiung für Speicher (reine Speicher ab 2025, Endverbrauch ab 2026).

Phase 2 – Speicher mit Endverbrauch (ab 1. Januar 2026): Für Speicher, bei denen ein Teil des gespeicherten Stroms vom Betreiber selbst verbraucht wird (z.B. Heimspeicher, Gewerbespeicher), sieht Art. 14a Abs. 4 StromVG eine anteilige Rückerstattung vor: Der Netzbetreiber erstattet das Netznutzungsentgelt für jene Strommenge, die nach dem Bezug aus dem Netz und nach der Speicherung wieder ins Netz zurückgespeist wird Energonia/Minder: Art. 14a StromVG – Netzentgeltbefreiung für Speicher (reine Speicher ab 2025, Endverbrauch ab 2026). Dabei wird nur die Arbeitskomponente rückerstattet, nicht der Grund- oder Leistungstarif. Betreiber müssen die Rückerstattung aktiv beim Netzbetreiber beantragen und geeignete Messeinrichtungen nachweisen (Art. 14a Abs. 5 StromVG regelt die Messkosten).

Bidirektionale Elektromobilität: Für mobile Speicher – Elektrofahrzeuge mit bidirektionaler Ladefähigkeit (V2G) – gilt eine vollständige Rückerstattung des Netzentgelts für die gesamte rückgespeiste Strommenge, nicht nur für den aus dem Netz bezogenen Anteil. Dies setzt entsprechende Messinfrastruktur voraus.

Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit: Die Netzentgeltbefreiung ist ein wesentlicher Hebel für die Speicher-Rentabilität. Konkrete Tarifhöhen variieren je nach Verteilnetzbetreiber und müssen bei ElCom abgefragt werden ElCom: Strompreise und Tarife – Netzentgeltübersicht Schweiz. Bezogen auf typische Schweizer Netzentgeltniveaus kann die Befreiung mehrere Rappen pro Kilowattstunde ausmachen und somit die jährliche Wirtschaftlichkeit eines Batteriespeichers erheblich verbessern – insbesondere für Speicher, die primär Eigenverbrauchsoptimierung oder Arbitrage betreiben.

Offene Punkte: Die Verordnung zur Umsetzung von Art. 14a Abs. 4 (Speicher mit Endverbrauch, Phase 2) wurde vom Bundesrat im ersten Quartal 2025 erwartet. Ob und in welcher Form Systemdienstleistungs-Bonuszahlungen für Speicher eingeführt werden, ist zu überprüfen.

Märkte für eine Batterie: Day-Ahead, Intraday, Regelleistung und Kapazitätsmechanismen

Batteriespeicher in der Schweiz können an vier Marktsegmenten teilnehmen, die sich nach Zeithorizont, Vergütungsstruktur und Mindestanforderungen erheblich unterscheiden.

1. Day-Ahead-Markt (EPEX SPOT): Die Schweiz nimmt am EPEX SPOT Day-Ahead-Auktionsmarkt teil. Allerdings ist die Schweiz – im Unterschied zu EU-Mitgliedstaaten – nicht in die vollständige Single Day-Ahead Coupling (SDAC) eingebunden, da ein bilaterales Stromabkommen mit der EU bislang fehlt BFE: Stromabkommen Schweiz–EU – Unterzeichnung 2. März 2026, Bilaterale III. Dies führt strukturell zu suboptimaler Kapazitätsnutzung an den Grenzkupplungen und kann zu Preisdivergenz zwischen der Schweiz und angrenzenden Märkten (Deutschland, Frankreich, Italien, Österreich) führen. Stromhändler mit Schweizer Portfolios müssen Grenzkapazitäten separat buchen. Für Batteriespeicher bedeutet dies: Day-Ahead-Arbitrage ist möglich, aber die Preis-Spread-Möglichkeiten werden durch die unvollständige Marktkopplung beeinflusst FfE München: EPEX-SPOT-Marktdesign und Erlöspotenziale Batteriespeicher.

2. Intraday-Markt (EPEX SPOT): Die Schweiz ist in den Intraday-Auktionsmarkt der EPEX SPOT eingebunden, inklusive grenzüberschreitender Kopplung mit dem italienischen Markt. Seit Juni 2024 wurde der Intraday-Markt europaweit auf standardisierte Auktionen im Rahmen der Single Intraday Coupling (SIDC) umgestellt. Für Batteriespeicher bietet der Intraday-Markt typischerweise höhere Arbitragepotenziale als der Day-Ahead-Markt, da kurzfristige Preisvolatilität stärker ausgeprägt ist FfE München: EPEX-SPOT-Marktdesign und Erlöspotenziale Batteriespeicher.

3. Regelleistungsmärkte (Swissgrid – Systemdienstleistungen/SDL): Dies ist für viele Batteriespeicher das attraktivste Marktsegment. Swissgrid schreibt drei Regelleistungsprodukte täglich aus Swissolar: Was gilt 2026 neu für PV-Anlagen – Winterstrombonus, Minimalvergütung, Speicher:

• FCR (Frequency Containment Reserve / Primärregelleistung): Vollständige Aktivierung innerhalb von 30 Sekunden bei Frequenzabweichung. Mindestgebotsgröße: 1 MW, maximale unteilbare Gebotsgröße 25 MW. Tägliche Ausschreibung mit 4-Stunden-Produkten (symmetrisch). Batteriespeicher sind aufgrund ihrer Millisekundenreaktionszeit prädestiniert für FCR.
• aFRR (Automatic Frequency Restoration Reserve / Sekundärregelleistung): Automatische Aktivierung durch Swissgrid, vollständige Bereitstellung innerhalb von 5 Minuten. Mindestgebotsgröße derzeit 5 MW. Tägliche Ausschreibung mit getrenntem Kapazitäts- und Energiemarkt.
• mFRR (Manual Frequency Restoration Reserve / Tertiärregelleistung): Manuelle Aktivierung, Reaktionszeit bis zu 15 Minuten. Mindestgebotsgröße ebenfalls 5 MW.

Für kleinere Batteriespeicher unter 5 MW bietet sich die Poolbildung über spezialisierte Aggregatoren an: Mehrere Anlagen werden zu einem gemeinsamen virtuellen Kraftwerk gebündelt, das die Mindestanforderungen erfüllt. Die Präqualifikation bei Swissgrid ist zwingend vorgeschrieben – Swissgrid bestätigt die Vollständigkeit der Unterlagen binnen 8 Wochen und schließt danach einen Rahmenvertrag mit dem Dienstleister ab Swissolar: Was gilt 2026 neu für PV-Anlagen – Winterstrombonus, Minimalvergütung, Speicher. Wichtig: Swissgrid ist als ÜNB der einzige Beschaffer für FCR/aFRR/mFRR auf Übertragungsnetzebene; Verteilnetzbetreiber können ergänzend lokale Flexibilität beschaffen, dies ist jedoch nicht national standardisiert.

4. Kapazitätsmechanismus: Ein formaler nationaler Kapazitätsmarkt existiert in der Schweiz nicht. Die Wasserkraftreserve (Winterreserve) stellt einen Sonderfall dar: Swissgrid sichert Wasserkraftkapazitäten für Engpasssituationen im Winter; die Reservebedingungen und Rahmenverträge werden gesondert ausgeschrieben Swissgrid: Systemdienstleistungen – Übersicht FCR, aFRR, mFRR, Präqualifikation. Ob das EU-Stromabkommen mittelfristig die Teilnahme an europäischen Kapazitätsmechanismen eröffnet, ist zu überprüfen.