Ausgleichsenergie in der Schweiz: Was das Einpreismodell 2026 für Flexibilität bedeutet.

Am 1. Januar 2026 führte die Schweiz einen Einpreismechanismus für Ausgleichsenergie ein. Swissgrid will damit den Bedarf an Regelenergie senken und die Bilanz der Schweizer Regelzone stärken. Bilanzgruppen und Sub-Bilanzgruppen sollen einen finanziellen Anreiz erhalten, neben dem eigenen Portfolio auch die Gesamtrichtung des Systems zu berücksichtigen.^[1][2]

Für flexible Portfolios entsteht damit eine neue wirtschaftliche Frage: Kann die Position einer Batterie, eines Wasserkraftwerks oder einer flexiblen Last innerhalb der betrieblichen und vertraglichen Grenzen jene Richtung unterstützen, die das Schweizer System braucht? Die Antwort hängt gleichzeitig von drei Grössen ab: von der Richtung der Regelzone, von der vorzeichenbehafteten Portfolioposition und vom Ausgleichsenergiepreis.

Was sich am 1. Januar 2026 geändert hat

Vor 2026 setzte der asymmetrische Zweipreismechanismus den primären Anreiz, die eigene Bilanzgruppe auszugleichen. Das Einpreismodell änderte die Abrechnungslogik: Für jede Viertelstunde gilt ein Ausgleichsenergiepreis für Long- und Short-Abweichungen der Bilanzgruppen. Die Richtung der Schweizer Regelzone bestimmt, welche Preisformel angewendet wird.^[1][2][3]

Die Regeln zur Einführung stehen in Anhang 1, V3.1, gültig ab 1. Januar 2026. Für diesen Beitrag wurde der Mechanismus mit dem aktuellen Anhang 1, V3.2, gültig ab 1. April 2026, abgeglichen. Swissgrid hält fest, dass ausschliesslich die deutschsprachigen Dokumente rechtlich verbindlich sind.^[2][3][5]

Ein Preis, drei Vorzeichen

Swissgrid bezeichnet eine positive Systembilanz als Long-Regelzone: Die Erzeugung ist höher als der Verbrauch. Eine negative Systembilanz bedeutet eine Short-Regelzone: Die Erzeugung liegt unter dem Verbrauch. Eine Long-Abweichung des Portfolios fügt gegenüber dem Fahrplan Energie hinzu; eine Short-Abweichung entnimmt Energie. Ob das Portfolio systemdienlich wirkt, ergibt sich aus der Kombination beider Richtungen.^[7][3]

• Ist die Regelzone short, unterstützt eine Long-Abweichung des Portfolios das System; eine Short-Abweichung verstärkt die Unterdeckung.^[7][3]
• Ist die Regelzone long, unterstützt eine Short-Abweichung des Portfolios das System; eine Long-Abweichung verstärkt den Überschuss.^[7][3]

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Für eine unterdeckte Regelzone ist A der höhere der separat berechneten gewichteten Durchschnittspreise von positiver aFRR und positiver mFRR; für eine überdeckte Regelzone ist B der tiefere der entsprechenden Preise in negativer Richtung. Der Swissix-Day-Ahead-Preis wird berücksichtigt, wenn weder aFRR- noch mFRR-Preise verfügbar sind oder genau gleich viele positive wie negative Abrufe vorliegen. Zusätzlich kann ab dem von Swissgrid definierten Schwellenwert eine lineare Knappheitskomponente greifen.^[3][7]

Die Zahlungsrichtung ergibt sich nicht allein aus «systemdienlich» oder «systemverstärkend». Anhang 1 hält ausdrücklich fest, dass ein negativer Ausgleichsenergiepreis die Zahlungsrichtung umkehrt. Eine systemdienliche Abweichung kann deshalb wirtschaftlich nützlich sein, ohne automatisch profitabel zu sein.^[3]

Ein Beispiel für eine Viertelstunde

Betrachten wir eine illustrative 15-Minuten-Abrechnungsperiode. Angenommen, die Schweizer Regelzone ist short und der Ausgleichsenergiepreis beträgt +180 €/MWh. Gebühren, Steuern, Handels- und Assetkosten sowie spätere Abrechnungskorrekturen bleiben unberücksichtigt. Nach der hier vereinfachten Zahlungslogik zahlt eine Short-Bilanzgruppe den positiven Preis; eine Long-Bilanzgruppe erhält ihn.^[3]

1. Portfolio A ist 2 MWh long und unterstützt das unterdeckte System. Beim angenommenen positiven Preis ergibt sich eine illustrative Gutschrift von 360 €: 2 MWh × 180 €/MWh.
2. Portfolio B ist 2 MWh short und verstärkt die Unterdeckung. Beim gleichen angenommenen Preis ergibt sich eine illustrative Belastung von 360 €: 2 MWh × 180 €/MWh.

Symmetrisch ist der gemeinsame Preis, nicht eine garantierte Vergütung. Bei einem negativen Preis würde sich die Zahlungsrichtung umkehren. In der realen Portfoliorechnung kommen zudem die Kosten für das Schaffen oder Halten der Position, Assetrestriktionen, Markttransaktionen, Gebühren und mögliche Korrekturen zwischen provisorischer und finaler Abrechnung hinzu.^[3][6]

Was die Regel ändert – und was bestehen bleibt

Die Regel macht die Gesamtrichtung des Systems für jede Ausgleichsenergieposition wirtschaftlich relevant. Zwei Portfolios mit derselben absoluten Abweichung können entgegengesetzt auf die Systembilanz wirken. Ein Portfolio, das seine Nettoposition verändern kann, kann deshalb die erwartete Abrechnungswirkung einer Aktivität mit dem Wert des Abwartens oder dem Erhalt der Flexibilität für einen anderen Markt vergleichen.

Die Pflichten der Bilanzgruppe bleiben bestehen. Die aktuellen Regeln enthalten weiterhin Prognose- und Fahrplanpflichten, Limiten für offene Positionen, Anforderungen an Sicherheiten sowie Eingriffsmöglichkeiten von Swissgrid bei Verstössen gegen Limiten oder Anforderungen der Systemsicherheit. Flexibilität hat nur dort einen kommerziellen Wert, wo der Teilnehmer sie vertraglich, marktseitig und physisch einsetzen darf.^[3][5]

Die Chance liegt nicht in der Abweichung allein, sondern in einer kontrollierten Position, deren Richtung, Preisrisiko und Assetkosten vor Ende der Viertelstunde verstanden sind.

Warum bessere System- und Preisprognosen zählen

Die endgültige Abrechnungsinformation liegt erst nach dem operativen Entscheid vor. Gemäss Swissgrids Balancing Roadmap 2026–2030 wurde die Publikationszeit für provisorische Ausgleichsenergiepreise und die Regelzonenunausgeglichenheit im vierten Quartal 2025 auf unter 15 Minuten verkürzt. Diese Werte bleiben indikativ. Finale Viertelstundenpreise werden monatlich bis zum 15. Arbeitstag des Folgemonats veröffentlicht und können während drei Monaten nach Monatsende korrigiert werden. Publizierte Daten zeigen deshalb nicht im Voraus, zu welchem Preis die laufende Viertelstunde endgültig abgerechnet wird.^[3][4][6][7]

Entscheidungsunterstützung braucht deshalb eine verbundene Sicht: eine probabilistische Prognose, ob die Schweizer Regelzone short oder long sein wird, eine Einschätzung des Ausgleichsenergiepreises und eine Prognose der eigenen vorzeichenbehafteten Portfolioposition. Keine dieser Grössen reicht allein.

Der Tätigkeitsbericht 2025 der ElCom ordnet den Mechanismus in denselben Systemkontext ein. Wetterabhängige Erzeugung bleibt demnach ein struktureller Belastungsfaktor. Den Einpreismechanismus beschreibt die Regulierungsbehörde als zentrales Element, das stärkere und symmetrische Anreize für systemdienliches Verhalten schaffen soll.^[8]

Seit dem 12. Juli ist der Mechanismus keine Theorie mehr. In den zwei Stunden nach dem nächtlichen WM-Viertelfinal der Schweiz setzte der morgendliche Lastanstieg zu früh ein, die tatsächliche Last lag bis zu 1,3 GW über der Day-Ahead-Prognose, und die Regelzone wurde unterdeckt. Ein Portfolio, das in diesen Viertelstunden zufällig long war, stützte das System, und nach der Einpreisregel bestimmte diese Richtung, nicht nur die Grösse, auf welcher Seite der Abrechnung es stand. Wir haben diesen Morgen in einem eigenen Beitrag im Detail analysiert.

Praktische Auswirkungen nach Teilnehmer

• Versorger und Bilanzgruppenverantwortliche können Prognosen der eigenen Portfolioposition mit Szenarien für Systemrichtung und Preis verbinden und gleichzeitig ihre Bilanzierungs-, Fahrplan- und Risikokontrollen einhalten.
• Aggregatoren können aus einem erwarteten Systemsignal erst dann eine umsetzbare Portfolioreaktion ableiten, wenn Verfügbarkeit, Baseline, Kundenerlaubnis und Marktzugang jedes Assets berücksichtigt sind.
• Batteriebetreiber können die erwartete Abrechnungswirkung mit Ladezustand, Alterungskosten, Effizienzverlusten und bereits anderweitig gebundener Kapazität vergleichen.
• Wasserkraftbetreiber können dasselbe Signal mit Wasserwert, Speicher- und Rampenrestriktionen, Kraftwerksverpflichtungen und alternativen Markterlösen abgleichen.
• Energiehändler können Prognosen für Systemrichtung und Preis als Input für kurzfristige Markt- und Portfolioentscheide verwenden – innerhalb von Mandat, Limiten und Compliance.

Was schiefgehen kann und wer entscheidet

All das macht Ausgleichsenergie nicht zum Selbstläufer. Eine Prognose ist eine Verteilung, kein Versprechen: Ein Fehler in der Systemrichtung, im Preisbild oder in der eigenen Portfolioposition kann das Resultat jeweils kippen, negative Preise drehen die Zahlungsrichtung, und Assetverfügbarkeit, Alterung, Wasserwert, Gebühren und Abrechnungskorrekturen können den Bruttowert der Ausgleichsenergie übersteigen. Der Mechanismus belohnt die richtige Richtungseinschätzung, Viertelstunde für Viertelstunde, und er stellt die falsche in Rechnung.

Genau deshalb bauen wir die Prognosen und lassen die Entscheidungen dort, wo sie hingehören: beim Handel, bei der Einsatzplanung und bei den Risikolimiten des Teilnehmers. Das Einpreismodell öffnet einen klaren Weg von Systemvoraussicht zu Flexibilitätswert. Ihn zu gehen ist eine Frage der Disziplin, und sie beginnt damit, vor Ablauf der Viertelstunde zu wissen, in welche Richtung das System tendiert.