Der Day-Ahead-Markt ist seit 2026 das Preisrückgrat der Schweizer Stromwirtschaft. Hier finden Sie eine verständliche Einführung in den Spotmarkt, die rechtliche Einordnung negativer Strompreise sowie einen Ausblick auf die geplante Umstellung vom Quartalsdurchschnitt auf den stündlichen Spotmarktpreis ab dem 1. Juli 2026.
Live-Day-Ahead-Preise (Schweiz)
Die folgenden Preise stammen direkt aus der ENTSO-E-Day-Ahead-Auktion für das Marktgebiet Schweiz. Die Auktion findet jeweils am Vorabend (bis 12:00 D-1) statt; gehandelt werden alle 24 Stunden des Folgetags.
[Live-Chart wird hier eingebunden, sobald der ENTSO-E API-Zugang aktiviert ist. Bis dahin verweisen wir auf die offizielle Quelle: transparency.entsoe.eu.]
Was ist der Day-Ahead-Markt?
Eine Auktion an der europäischen Strombörse EPEX SPOT, in der Strom für die 24 Stunden des Folgetags gehandelt wird. Die Auktion schliesst jeweils um 12:00 Uhr (CET) am Vortag — danach steht der Preis für jede Stunde des Folgetags fest. In der Schweiz ist dieser Preis seit 2009 die zentrale Marktreferenz; seit dem Mantelerlass am 1.1.2026 ist er auch die gesetzliche Vergütungsbasis (Art. 15 EnFV).
Wer trägt die Kosten? — Drei Szenarien
Was passiert, wenn der Marktpreis unter die gesetzliche Mindestvergütung fällt — oder negativ wird? Folgende drei Szenarien zeigen die Geldflüsse zwischen Produzent, lokalem Elektrizitätswerk und Markt.
Szenario 1 — Marktpreis hoch (z. B. Winter-Abend)
Der Marktpreis liegt über der Mindestvergütung. Der Produzent erhält den Marktpreis (z. B. 15 Rp./kWh). Das lokale EW verkauft den Strom an der Börse zum gleichen Preis. Bilanz für das EW: ausgeglichen oder leicht positiv.
Szenario 2 — Marktpreis tief (z. B. Sommer-Mittag)
Der Marktpreis (z. B. 3 Rp./kWh) liegt unter der gesetzlichen Mindestvergütung (z. B. 6 Rp./kWh). Der Produzent erhält die Mindestvergütung. Das EW trägt die Differenz von 3 Rp./kWh — soweit nicht über die Anrechenbarkeit der Beschaffungskosten in der Grundversorgung gedeckt (Art. 4 Abs. 3 StromVV).
Szenario 3 — Marktpreis negativ
Der Marktpreis ist negativ (z. B. minus 5 Rp./kWh). Der Produzent erhält weiterhin die Mindestvergütung. Das EW muss zusätzlich für den Verkauf bezahlen — eine erhebliche Belastung. Daher der Vorschlag, dass bei individuellen Verträgen eine Untergrenze von 0 Rp./kWh festgeschrieben wird.
Mit dem stündlichen Spotmarktpreis ab 1.7.2026
Mit der vorgesehenen Umstellung auf den stündlichen Spotmarktpreis ab 1.7.2026 wird das Preissignal direkt: Negative Marktpreise werden direkt an den Produzenten weitergegeben (bei Anlagen über 150 kWp ohne Mindestvergütung sowieso, bei kleineren Anlagen via Quartalsprämie ausgeglichen). Damit entsteht für alle Beteiligten ein Anreiz, Strom dann einzuspeisen, wenn er gebraucht wird — durch Eigenverbrauchsoptimierung, Speicher oder lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG).
Rechtliche Einordnung negativer Spotpreise
Das Energiegesetz verwendet konsequent den Begriff „Vergütung». Eine verbreitete juristische Auslegung leitet daraus eine Untergrenze von 0 Rp./kWh ab — eine „Vergütung» kann sprachlich nicht negativ sein und würde die gesetzliche Abnahme- und Vergütungspflicht des Netzbetreibers (Art. 15 EnG) faktisch umkehren.
Diese Auslegung ist allerdings nicht ausdrücklich im Gesetzeswortlaut festgehalten und höchstrichterlich noch nicht abschliessend geklärt. Eine konsequente Anwendung des Spotmarktpreises ab 1.7.2026 würde technisch bedeuten, dass auch negative Stunden direkt durchgereicht werden — was bei extremen Marktsituationen zu einer faktischen Belastung des Produzenten führen könnte.
Empfehlung SPC Solar: Bei individuellen Spotpreis-Vereinbarungen mit dem Verteilnetzbetreiber: Untergrenze „Vergütung mindestens 0 Rp./kWh, keine Belastung des Produzenten bei negativen Spotpreisen» vertraglich fixieren. Damit sind rechtliche Streitfragen ausgeschlossen.
Häufige Fragen zum Strommarkt
Wie unterscheidet sich Day-Ahead vom Intraday-Markt?
Day-Ahead ist der Hauptmarkt: Eine geschlossene Auktion pro Tag, mit einem Preis pro Stunde, am Vorabend festgelegt. Intraday läuft fortlaufend während des Liefertags und dient der Feinjustierung von Prognoseabweichungen — Wind- und Solarprognosen werden präziser, Kraftwerksausfälle werden ausgeglichen. Für die gesetzliche Einspeisevergütung in der Schweiz ist ausschliesslich der Day-Ahead-Preis massgebend.
Was ist der Referenz-Marktpreis und wie wird er berechnet?
Der Referenz-Marktpreis ist der nach tatsächlicher viertelstündlicher Einspeisung gewichtete Durchschnitt der Day-Ahead-Preise im Marktgebiet Schweiz, separat für PV, Wasser, Wind und Biomasse. Er wird vom Bundesamt für Energie (BFE) quartalsweise publiziert — in der Praxis bis spätestens zum 10. Werktag nach Quartalsende.
Warum gehen Spotpreise manchmal ins Negative?
Wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt und gleichzeitig konventionelle Kraftwerke nicht weiter heruntergefahren werden können (Mindestlast, Vorlaufzeiten), erscheinen negative Gebote. Erzeuger zahlen dann faktisch dafür, einspeisen zu dürfen — typischerweise an sonnigen Sommermittagen mit gleichzeitig hoher Wind- und Wasserkraft-Einspeisung in den umliegenden Ländern. Negative Stunden sind im Schweizer Marktgebiet seit 2020 regelmässig zu beobachten und nehmen mit dem PV-Zubau zu.
Was ändert sich am 1. Juli 2026 beim Spotmarktpreis?
Geplant ist die Umstellung der Einspeisevergütung vom vierteljährlich gemittelten Referenz-Marktpreis auf den stündlichen Day-Ahead-Spotpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung. Damit wird der Strom in beide Richtungen zum gleichen stündlichen Marktpreis bewertet. Die Mindestvergütung für Anlagen unter 150 kWp bleibt; sie wird neu als Quartalsprämie ausgeglichen. Für Netzbetreiber ohne intelligente Messsysteme gilt eine Übergangsbestimmung bis 31.12.2027.
Bin ich als Anlagenbetreiber direkt negativen Preisen ausgesetzt?
Es kommt auf Anlagengrösse und Förderschiene an. Anlagen bis 150 kWp sind über die gesetzliche Mindestvergütung (Art. 12 EnV) abgesichert. Anlagen über 150 kWp mit GMP-Auktion bleiben durch den Vergütungssatz geschützt. Anlagen über 150 kWp ohne GMP und Direktvermarkter sind dem stündlichen Spotpreis direkt ausgesetzt. Bei individuellen Vereinbarungen mit dem VNB empfehlen wir vertraglich eine Untergrenze von 0 Rp./kWh.
Welche Rolle spielt ein Batteriespeicher in dieser neuen Marktlogik?
Ein Speicher verschiebt die Einspeisung von Stunden mit tiefen oder negativen Preisen in Stunden mit hohen Preisen. Damit wird die Marktpreis-Volatilität von einer Bedrohung zur Ertragsquelle. Bei einem Heimspeicher von 15 kWh und einem typischen Einfamilienhaus liegt der Mehrertrag pro Jahr bei rund CHF 1’000 gegenüber einer Anlage ohne Speicher.
Verbindliche Quellen
Ausschliesslich offizielle staatliche Quellen. Massgebend sind die jeweils gültigen Gesetzes- und Verordnungstexte auf fedlex.admin.ch. SPC Solar AG übernimmt keine Gewähr für die Vollständigkeit oder Aktualität.
Rechtsgrundlagen
- Bundesgesetz über die Energie (EnG, SR 730.0), Art. 15 — fedlex.admin.ch
- Energieverordnung (EnV, SR 730.01), Art. 12 — fedlex.admin.ch
- Energieförderungsverordnung (EnFV, SR 730.03), Art. 15 — fedlex.admin.ch
- Stromversorgungsverordnung (StromVV, SR 734.71), Art. 4 Abs. 3 — fedlex.admin.ch
- UVEK-Vernehmlassung vom 16.9.2025 — geplantes Inkrafttreten 1.7.2026 — news.admin.ch
- ElCom-Newsletter 12/2025 — elcom.admin.ch
Datenquellen
- Bundesamt für Energie (BFE) — bfe.admin.ch
- BFE Open Data — opendata.swiss
- ENTSO-E Transparency Platform — transparency.entsoe.eu
- Pronovo AG — Vollzugsstelle des Bundes — pronovo.ch
- ElCom — Eidgenössische Elektrizitätskommission — elcom.admin.ch
Stand der Information: Mai 2026. Diese Informationen ersetzen keine individuelle fachliche oder juristische Beratung.