Die Schweiz ist mit drei Instrumenten ins Jahr 2026 gestartet, die ähnlich klingen, aber unterschiedliche Aufgaben erfüllen: einem dynamischen Netztarif, einem Vertrag über die Nutzung von Flexibilität durch einen DSO und einem entstehenden Markt für koordinierte Netzdienstleistungen. Eine Batterie kann allen drei begegnen. Austauschbar sind sie nicht. Keines davon sollte im Modell stehen, bevor lokaler Tarif, Steuerungsrechte und Messkonzept gemeinsam geprüft wurden.
Ein dynamischer Netznutzungstarif verändert den Preis für die Nutzung des Verteilnetzes je nach prognostizierter Netzauslastung. Der Standort oder sein Energiemanagementsystem entscheidet, wie er darauf reagiert. Ein Flexibilitätsvertrag geht weiter: Er legt fest, unter welchen Bedingungen der Verteilnetzbetreiber (DSO) steuerbaren Verbrauch, Speicher oder Einspeisung für einen bestimmten Netzzweck nutzen darf.[1, 7]
Seit dem 1. Januar 2026 ist diese Unterscheidung wichtiger. Der revidierte Schweizer Rahmen hat dynamischen Tarifmodellen und der netzdienlichen Nutzung von Flexibilität eine formelle Struktur gegeben. Ein einheitliches nationales Produkt ist daraus nicht entstanden. Die Tarife bleiben Sache des lokalen Netzbetreibers, die vertragliche Nutzung bleibt betreiber- und standortspezifisch, und Swissgrids umfassenderes Modell zur TSO–DSO-Koordination bewegt sich noch von Tests in Richtung Umsetzungsvorbereitung.[1, 8, 9]
Für eine Batterie hinter dem Zähler eines Industrieareals lautet die nützliche Frage deshalb nicht bloss, ob es in der Schweiz nun dynamische Tarife gibt. Entscheidend ist, welches Instrument an diesem Anschlusspunkt gilt, was der Betreiber steuern darf, was die Messung unterscheiden kann und welche übrigen Tarifkomponenten bestehen bleiben.
Dynamische Tarife waren nicht ausgeschlossen, verfügten aber noch nicht über den heutigen spezifischen Bundesrahmen und blieben selten. Die Nutzung flexibler Anlagen durch den DSO beruhte auf früheren Vereinbarungen; einige davon können nach den Regeln zur bestehenden Nutzung weitergeführt werden.[2, 8]
Der Rahmen definiert nun Day-ahead-Modelle für dynamische Netztarife und — wo der dynamische Tarif Standard ist — eine nicht dynamische Alternative. Neue Flexibilitätsverträge müssen Steuerungssystem, Nutzungsumfang, Informationsprozess, Vergütung, Laufzeit und Kündigung regeln.[1, 7]
Was gleich geblieben ist: Es gibt weiterhin keinen einheitlichen nationalen Tarif, und ein dynamischer Tarif verleiht dem DSO kein automatisches Dispatch-Recht. Preissignal, vertragliche Steuerung und begrenzte gesetzliche Rechte bleiben getrennte Ebenen.
Eine günstige Stunde gewährt kein Dispatch-Recht. Ein Flexibilitätsvertrag ersetzt den Tarif nicht. Und ein Pilotmarkt ist noch kein Standardprodukt. Jede Ebene muss separat modelliert werden.
| Mechanismus | Funktionsweise | Was zu klären ist |
|---|---|---|
| Dynamischer Netztarif[1] | Ein zeitvariabler Netznutzungspreis bildet die prognostizierte Auslastung ab. Kunde oder EMS reagieren auf das Signal. | Berechtigung, Publikationsintervall, API-Zugang, Preisgrenzen, Leistungspreise und der alternative Standardtarif. |
| Vertragliche Flexibilität[7] | DSO und Flexibilitätsinhaber vereinbaren, wie eine steuerbare Anlage für einen Netzzweck eingesetzt werden darf. | Steuerungssystem, geplanter Einsatz, Informationsprozess, Vergütung, Laufzeit, Kündigung und betriebliche Grenzen. |
| Garantierte Nutzung von Flexibilität[6, 7] | Der DSO verfügt ohne neuen Vertrag über eng begrenzte gesetzliche Rechte: eine beschränkte Abregelung am Anschlusspunkt und Eingriffe bei einer unmittelbaren, erheblichen Gefährdung des sicheren Netzbetriebs. Die garantierte Nutzung wird nicht vergütet. | Ob die gesetzlichen Voraussetzungen erfüllt sind, wie der Inhaber informiert wird, ob die jährliche Abregelungsgrenze von 3 % relevant ist und wie die Steuerung umgesetzt wird. |
| Bestehende Nutzung von Flexibilität[7, 8] | Eine Steuerung, die der DSO vor dem 1. Januar 2026 über ein Steuer- und Regelsystem ausübte, kann weiterlaufen, sofern der Flexibilitätsinhaber sie nicht im vorgesehenen Opt-out-Verfahren untersagt. | Die Vereinbarung vor 2026, jährliche Information, Vergütung, betrieblicher Umfang und ein allfälliger wirksamer Widerspruch. |
| TSO–DSO-Koordination[9] | Swissgrids publizierte Roadmap umfasst die koordinierte Beschaffung und Aktivierung dezentraler Flexibilität über mehrere Netzebenen. | Ob im betreffenden Gebiet bereits ein Produkt in Betrieb ist. Ein publizierter Pilot oder eine Roadmap belegt noch keine aktuelle Verfügbarkeit. |
Die erste Verwechslung beginnt beim Wort dynamisch. Ein dynamischer Netztarif bepreist die Nutzung des lokalen Netzes. Er unterscheidet sich von einem dynamischen Energietarif, der an die Kosten der Elektrizität selbst gekoppelt ist. ElCom weist darauf hin, dass sich die neuen Modelle 2026 auf Netztarife konzentrieren, während dynamische Energietarife die Ausnahme bleiben.[2]
Die Auswahl aus drei Modellen nach Art. 18a ist enger gefasst: Sie regelt den Standard-Netznutzungstarif für die Niederspannungs-Basiskundengruppe — Endverbraucher in ganzjährig genutzten Liegenschaften mit einem Jahresverbrauch unter 50 MWh. Die separate Schwelle von 100'000 kWh entscheidet, ob ein Kunde seinen Energielieferanten wählen darf; sie weitet die Dreimodell-Auswahl von Art. 18a nicht auf sämtliche Kunden in der Grundversorgung aus. Industrieareale ausserhalb der Art.-18a-Gruppe müssen das lokale Netznutzungsprodukt deshalb getrennt von ihrem Energieliefervertrag prüfen.[7, 10]
Der Tarif kann sich stündlich nach der Prognose des Netzbetreibers für die Auslastung am Folgetag verändern. Das macht eine steuerbare Batterie relevant, aber nicht jede Lastverschiebung sinnvoll. Die Batterie muss das Signal empfangen, Standort- und Netzgrenzen einhalten und ihren Fahrplan mit der übrigen Industrielast abstimmen können. Eine günstige Energiekomponente und ein günstiges Netznutzungsfenster müssen nicht gleichzeitig auftreten.
Die ersten publizierten Produkte zeigen bereits, weshalb eine nationale Annahme unsicher ist. CKW, EKZ und Groupe E stellen jeweils ein vorausschauendes Preissignal bereit, doch Intervall, Preisbildung, Berechtigung und technische Schnittstelle unterscheiden sich.
| Publiziertes Beispiel 2026 | Signal | Zugang und Steuerung |
|---|---|---|
| Dynamischer Tarif CKW[3] | Ein stündlicher Netztarif für den Folgetag, publiziert über eine API; die angegebene Bandbreite beträgt 0,1–32 Rp./kWh. | Für Privat- und Geschäftskunden. CKW empfiehlt ein EMS und weist darauf hin, dass eine ungesteuerte Reaktion teurer als der Standardtarif werden kann. |
| Dynamischer Wahltarif EKZ[4] | Energie- und Netzkomponente ändern sich alle 15 Minuten. Die Werte für den Folgetag stehen ab 18:00 Uhr bereit. | Für Privat- und Geschäftskunden unter 100'000 kWh pro Jahr, mit kommunizierendem Smart Meter und kompatiblem EMS. |
| Groupe E VARIO[5] | Die Netzkomponente wird in 15-Minuten-Intervallen berechnet und bis 18:00 Uhr für den Folgetag publiziert. Groupe E zeigt zudem eine integrierte Darstellung, die die Netznutzung mit ihrem Energieprodukt PLUS und weiteren ausgewiesenen Tarifkomponenten verbindet. | Für Kunden unter 100'000 kWh pro Jahr. Ein Smart Meter ist erforderlich, ein EMS wird empfohlen. |
Diese Beispiele veranschaulichen die Tarifmechanik; sie belegen keine Berechtigung für einen grossen Industrieanschluss. EKZ und Groupe E begrenzen die hier gezeigten Produkte ausdrücklich auf Kunden unter 100'000 kWh pro Jahr. CKW publiziert Varianten für Privat- und Geschäftskunden, doch die Anwendbarkeit oberhalb der Marktöffnungsschwelle muss für den einzelnen Standort geklärt werden.[3, 4, 5]
Entscheidend bleibt die gesamte Rechnung. Neben einem dynamischen Netzentgelt pro kWh können ein Leistungspreis, Energielieferung, ein separater Messtarif, kommunale und kantonale Abgaben sowie der Netzzuschlag stehen. Wer Verbrauch in ein günstigeres Intervall verschiebt und dabei eine höhere Monatsspitze erzeugt, kann deshalb eine andere Rechnungskomponente verteuern.[1]
Nach dem Rahmen von 2026 können steuerbarer Verbrauch, Speicher und Einspeisung Flexibilität darstellen, die dem Endverbraucher, Erzeuger oder Speicherbetreiber zusteht. Will ein DSO neue Flexibilität vertraglich nutzen, muss er mehr als einen Preis festlegen. Art. 19b Stromversorgungsverordnung verlangt, dass die Vereinbarung Steuerungssystem, geplanten Nutzungsumfang, Informationskanal und -häufigkeit, Vergütung, Laufzeit und Kündigung regelt.[6, 7]
Damit unterscheidet sich vertragliche Flexibilität betrieblich von einer Tarifreaktion. Beim Tarif beobachtet das EMS einen Preis und wählt einen Fahrplan. Unter einem Vertrag erhält der DSO definierte Rechte, die Anlage innerhalb vereinbarter Grenzen zu nutzen oder einzuschränken. Bei einem industriellen BESS müssen diese Rechte mit Standortlast, Produktion, Notstromanforderungen, Anschlussgrenzen und weiteren Dienstleistungsverpflichtungen zusammenpassen.
Die Verordnung verpflichtet DSOs zudem, jährlich die für den Abschluss solcher Verträge relevanten Informationen zu publizieren, insbesondere die Vergütungssätze. Eine Publikation bedeutet nicht, dass jeder Betreiber in jedem Netzgebiet dieselbe Flexibilität benötigt. Ihr Nutzen ist per Definition lokal: Einen ausgelasteten Abgang zu entlasten ist eine andere Leistung, als Verbrauch dort zu verschieben, wo das Netz bereits frei ist.[7, 8]
In der Standortmodellierung ist vertragliche Flexibilität keine zusätzliche Zeile, die nach der Dimensionierung der Batterie ergänzt wird. Steuerungspriorität, Verfügbarkeit und Messung gehören in die Betriebslogik.
Die Schweizer Verteilnetzlandschaft bleibt fragmentiert. Laut ElCom mussten rund 590 Netzbetreiber ihre Elektrizitätstarife 2026 bis zum 31. August 2025 publizieren und melden. Sie arbeiten im selben Bundesrahmen, doch die Tarifgestaltung bleibt innerhalb der gesetzlichen Kriterien ihre Aufgabe, und die lokalen Netzverhältnisse entscheiden, ob Flexibilität ein tatsächliches Problem löst.[2]
Dieselbe Struktur prägt die BESS-Entwicklung in der Schweiz. Zwei Industrieareale mit ähnlichen Lastprofilen können unterschiedliche Tarifkomponenten, APIs, Anschlussgrenzen und ein unterschiedliches Interesse des DSO an der Steuerung von Flexibilität antreffen. Eine nationale Annahme ist deshalb ein schwacher Ausgangspunkt für eine standortspezifische Batterie.
Die richtige Reihenfolge ist lokal: DSO und Kundengruppe bestimmen, vollständiges Tarifblatt und Produktbedingungen beschaffen, Messkonzept bestätigen und fragen, ob an diesem Anschlusspunkt tatsächlich ein Flexibilitätsprodukt oder -vertrag angeboten wird. Erst dann lässt sich der Batterieeinsatz gegen die gemessene Standortlast testen.
Die erste Tarifprüfung soll keine Einsparung unterstellen. Sie soll feststellen, welche Preis- und Steuerungssignale den Standort tatsächlich erreichen und welche technischen Grenzen die Reaktion bestimmen.
Exakte Kundengruppe, Netzebene, Standardprodukt und verfügbare dynamische Alternative.
Publikationszeitpunkt, Intervall, API-Spezifikation, Ober- und Untergrenzen sowie historische Profile.
Wie monatliche oder zeitvariable Leistungsspitzen zusätzlich zum Netzentgelt pro kWh verrechnet werden.
Ob Standortlast, PV, Batterieladung und Rückspeisung in der erforderlichen Auflösung getrennt erfasst werden können.
Welche Anweisung Vorrang hat, wenn Standortoptimierung, DSO-Nutzung und weitere Dienstleistungen konkurrieren.
Anschlusslimiten, Ladezustandsreserven, Zyklierungsgrenzen und die nicht verhandelbaren Lastanforderungen des Standorts.
Swissgrids Projekt TSO–DSO Coordination geht über den Tarif eines einzelnen Betreibers oder einen bilateralen Vertrag hinaus. Das publizierte Modell beschreibt, wie Batterien und andere dezentrale Ressourcen über lokale Marktgebiete angeboten und aktiviert werden könnten, wobei Einschränkungen auf verschiedenen Netzebenen berücksichtigt werden. Beteiligt sind Swissgrid, mehrere Verteilnetzbetreiber und Aggregatoren.[9]
Der publizierte Zeitplan für Phase C sah Simulationen und Pilotarbeiten zwischen März 2025 und Frühling 2026 vor, gefolgt von der Umsetzungsvorbereitung bis Frühling 2027. Die Roadmap spricht deshalb dafür, koordinierte Flexibilität als Mechanismus in Entwicklung zu behandeln — nicht als allgemein verfügbares Produkt.[9]
Die übergeordnete Entwicklung ist klar: Batterien werden nicht mehr nur als Verbraucher oder Erzeuger eingestuft, sondern zunehmend als steuerbare Netzressourcen. Kommerzielle und technische Schnittstellen entstehen Betreiber für Betreiber. Entwicklungsdisziplin bedeutet, das heute am Anschlusspunkt Vorhandene von dem zu trennen, was eine nationale Roadmap später ermöglichen könnte — und beides an der Behind-the-meter-Standortlogik des konkreten Betriebs zu prüfen.
Die regulatorischen und numerischen Aussagen wurden am 25. August 2026 anhand dieser öffentlichen Primärquellen geprüft. Zitate sind kurz gehalten; Übersetzungen sind gekennzeichnet.
A dynamic tariff as the standard option, based on next-day network load values.
CurvatureEnergy-Übersetzung: «Ein dynamischer Tarif als Standardoption, gestützt auf die Netzauslastungswerte des Folgetags.»
Ohne EMS … können die Kosten sogar steigen.
Endverbraucher in ganzjährig genutzten Liegenschaften mit einem Jahresverbrauch unter 50 MWh gehören der Basiskundengruppe an.
Der Vertrag zwischen dem Flexibilitätsinhaber und dem Verteilnetzbetreiber über die Nutzung von Flexibilität regelt mindestens: […] die Vergütung; die Vertragsdauer; die Kündigungsmodalitäten.
Resources such as batteries … are controlled so that they can respond to the changing demands of the grid.
CurvatureEnergy-Übersetzung: «Ressourcen wie Batterien … werden so gesteuert, dass sie auf die wechselnden Anforderungen des Netzes reagieren können.»