elcom · 25-00187-2025-11-15-H5RTBB · 2025-11-18 · de
25-00187 Zusätzlicher Abrechnungsprozess für negative Sekundarregelenergie und optional Tertiärregelenergie für Anlagenbetreiber mit Leistungstarif
Elektrizitätsrecht


Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom
Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom
Christoffelgasse 5, 3003 Bern
Tel. +41 58 462 58 33
info@elcom.admin.ch
www.elcom.admin.ch
ElCom-D-32013501/42
Referenz/Aktenzeichen: 25-00187
Bern, 18. November 2025
V E R F Ü G U N G
der Eidgenössischen Elektrizitätskommission ElCom
Zusammensetzung:
Werner Luginbühl (Präsident), Felix Vontobel (Vizepräsident), Madeleine
Camprubi Hüser, Anne Gillardin, Jürg Rauchenstein, Andreas Stöckli
in Sachen:
Swissgrid AG, Bleichemattstrasse 31, Postfach, 5001 Aarau
(Verfügungsadressatin)
betreffend
Zusätzlicher Abrechnungsprozess für negative Sekundarregelenergie und
optional Tertiärregelenergie für Anlagenbetreiber mit Leistungstarif



ElCom-D-32013501/42
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Inhaltsverzeichnis
I
Sachverhalt ....................................................................................................................................3
II
Erwägungen ...................................................................................................................................8
1
Zuständigkeit ......................................................................................................................8
2
Parteien und rechtliches Gehör ..........................................................................................8
2.1
Parteien ..............................................................................................................................8
2.2
Rechtliches Gehör ..............................................................................................................8
3
Abrechnungsprozess für negative SRE (und optional TRE) ........................................... 10
3.1
Notwendigkeit der Massnahme ....................................................................................... 10
3.2
Ausgestaltung neuer Abrechnungsprozess .................................................................... 13
3.3
Optionaler Abrechnungsprozess für negative TRE ......................................................... 16
3.4
Einführung ist rechtlich zulässig ...................................................................................... 16
4
Entzug der Aufschiebenden Wirkung .............................................................................. 21
5
Gebühren ........................................................................................................................ 22
III
Entscheid .................................................................................................................................... 23
IV
Rechtsmittelbelehrung .............................................................................................................. 26




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I
Sachverhalt
A.
1
Die Swissgrid AG (Verfügungsadressatin) sorgt als nationale Netzgesellschaft nach Artikel 20
Absatz 1 des Bundesgesetzes über die Stromversorgung (StromVG; SR 734.7) dauernd für einen
diskriminierungsfreien, zuverlässigen und leistungsfähigen Betrieb des Übertragungsnetzes als
wesentliche Grundlage für die sichere Versorgung der Schweiz. Eine Voraussetzung für den
sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes ist das Gleichgewicht von Stromproduktion und
-verbrauch.1 Die in das Netz eingespeiste Menge an Energie muss zu jedem Zeitpunkt mit jener
Menge übereinstimmen, die aus dem Netz entnommen wird. Zum Ausgleich von
unvorhergesehenen Schwankungen setzt die Verfügungsadressatin Regelenergie ein. Die dazu
notwendige Regelenergie und -leistung beschafft sie nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b
StromVG i.V.m. Artikel 22 Absatz 1 der Stromversorgungsverordnung (StromVV; SR 734.71) in
einem marktorientierten, diskriminierungsfreien und transparenten Verfahren.
2
Sekundärregelleistung (SRL) und Sekundärregelenergie
(SRE) werden gemäss dem
Beschaffungssystem PICASSO beschafft, welches Mitte 2022 eingeführt wurde und wie folgt
ausgestaltet ist: SRL und SRE werden separat in eigenständigen Auktionen ausgeschrieben.
Zunächst beschafft die Verfügungsadressatin die SRL. In einem zweiten Schritt beschafft sie
kurzfristiger die SRE. Diejenigen Anbieter, welche im SRL-Markt einen Zuschlag für die
Vorhaltung von SRL erhalten haben, müssen für die entsprechende Leistung auch ein SRE-Gebot
abgeben (verpflichtende Gebote). Darüber hinaus sind beliebig viele sogenannte freie SRE-
Gebote möglich. Die Preisgrenze für SRE (Preis-Cap) liegt grundsätzlich bei 15'000 EUR/MWh,
für verpflichtende Gebote derzeit aber nur bei 1'000 EUR/MWh (siehe dazu sogleich unten, Rz. 3).
3
Bis im Jahr 2020 konnten die nach der Strommarktöffnung aufgrund des damals geringen
Angebotes hohen Kosten des Schweizer Systemdienstleistungsmarktes (SDL-Marktes) durch
diverse Massnahmen stetig reduziert werden. Ab dem Jahr 2021 kam es wieder zu einem Anstieg
der Regelenergiekosten. Mitte 2022 stiegen mit der Umstellung des Beschaffungsregimes der
Verfügungsadressatin auf PICASSO die SRE-Preise bzw. die entsprechenden Auf- und
Abschläge über den Spotmarktpreisen und damit die Kosten für SRE spürbar an. Anfang Sommer
2024 akzentuierte sich der Anstieg der SRE-Preise markant und verharrte dann auf hohem
Niveau. Eine Analyse der Eidgenössischen Elektrizitätskommission (ElCom) ergab, dass dieser
Preisanstieg nicht fundamental begründbar war, dass der Marktmechanismus in seiner aktuellen
Ausgestaltung keine genügende Gewähr für effiziente Marktergebnisse bot und dass eine
signifikante Reduktion der Kosten nicht in Sicht war. Als kurzfristige Korrekturmassnahme wurde
auf den 3. März 2025 eine befristete Preisobergrenze für SRE auf vertraglicher Basis initiiert. Von
dieser Preisobergrenze sind nur die Angebotspreise für SRE betroffen, nicht tangiert sind dagegen
SRL sowie die Märkte betreffend Primärregelleistung und -Energie sowie für Tertiärregelleistung
(TRL) und -Energie (TRE). Die tiefere Preisobergrenze von 1'000 EUR/MWh (bislang 15'000
EUR/MWh) gilt nur für verpflichtende SRE-Gebote und ist befristet bis Ende Kalenderwoche 52
2025. Die Wirkungen dieser umgesetzten Preisobergrenze auf die SRE- und SRL-Preise werden
durch die ElCom laufend analysiert.2

1
Vgl. www.swissgrid.ch > Netzbetrieb > Strommarkt > Regelleistungsmärkte (zuletzt besucht am 21.10.2025).
2
Vgl. Newsletter 3/2025 der ElCom (www.elcom.admin.ch > Dokumentation > Newsletter); Mitteilung «Hohe Preise für Sekundärregelenergie
(SRE): Einführung einer befristeten Preisgrenze» des Fachsekretariates der ElCom vom 18. Dezember 2024 (www.elcom.admin.ch >
Dokumentation > Mitteilungen); Mitteilung «Auswirkungen des SRE Cap im März 2025» vom 30. April 2025 (www.elcom.admin.ch >
Dokumentation > Mitteilungen).



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4
Seit dem markanten Preisanstieg im Sommer 2024 sind die Preisaufschläge der SRE-Abrufe
gegenüber dem Spotpreisniveau und Kosten für SRE rückläufig, jedoch auch 2025 weiterhin
deutlich oberhalb des Niveaus von Anfang 2024 sowie des Beschaffungsregimes vor PICASSO.
Gerade die Angebotspreise sind auch 2025 weiterhin auf hohem Niveau. Dies gilt besonders für
negative SRE (SRE-).3
5
Der grundlegende Unterschied zwischen SRE und TRE ist die für TRE geltende längere
Vorlaufzeit sowie Abrufdauer für die Energielieferung. Die geltenden Produktspezifikationen sind
auf der Webseite der Verfügungsadressatin abrufbar.4 Die Beschaffung von TRL und TRE in der
Schweiz erfolgt ebenfalls in zwei Stufen. Zunächst wird die TRL beschafft, der Abruf von TRE
erfolgt im Echtzeitbetrieb. Dementsprechend erfolgt dies grundsätzlich nach dem gleichen
Schema wie bei SRL/SRE (vgl. oben, Rz 2).
6
Im Markt für negative TRE (TRE-) lässt sich im Frühjahr 2024 ebenfalls eine starke
Preissteigerung gegenüber Frühjahr 2023 feststellen, welche jedoch nicht so stark und persistent
wie für SRE- war. Dennoch ist auch hier das Preisniveau erhöht im Vergleich zu 2023.5 Die
Preisaufschläge gegenüber den Schweizer Spotpreisen für die Erbringung von TRE- haben sich
in 2024 gegenüber 2023 mehr als verdoppelt und liegen auch in 2025 weiterhin auf diesem hohen
Niveau.
B.
7
Im Zusammenhang mit der Einführung des (tieferen) Preis-Cap für SRE wurde das
Fachsekretariat von Betreibern von Kehrrichtverbrennungsanlagen (KVA), welche ihre Anlagen
für die Erbringung von negativer SRL und SRE anboten, auf die Problematik aufmerksam
gemacht, dass SRE-Abrufe bei ihnen häufig zu hohen Zusatzkosten bei der Leistungskomponente
der Netznutzungstarife der lokalen Netzbetreiber führten. Dieses Risiko müsse in die SRE-Preise
eingepreist werden, was dazu führe, dass die SRE-Gebote seitens KVA sehr hoch ausfielen und
wenig Wettbewerbsdruck im Markt erzeugen könnten. Mit dem befristeten Preis-Cap könnten
diese Kosten nicht mehr eingepreist werden.
8
Da die Problematik der Zusatzkosten grundsätzlich bei jedem grösseren Endverbraucher mit
Netznutzungsentgeltpflicht und Leistungskomponente besteht und faktisch als Markteintrittshürde
im Markt für negative SRE wirkt, evaluierte das Fachsekretariat in der Folge verschiedene
Lösungsansätze, und verfolgte letztlich den Ansatz des Verfügungsgegenstand bildenden
Abrechnungsprozesses weiter. Dieser besteht darin, dass die Verfügungsadressatin den
einzelnen Systemdienstleistungsverantwortlichen (SDV) die durch den Abruf negativer
Sekundärregelenergie (SRE-) beim Anlagenbetreiber fällig gewordene Leistungskomponente des
Netznutzungstarifs
des
Verteilnetzbetreibers,
an
dessen
Netz
der
Anlagenbetreiber
angeschlossen ist, zu Handen des Anlagenbetreibers vergütet. Der Abrechnungsprozess wurde
mehrfach in rechtlicher Hinsicht und mit Blick auf die technische Umsetzung mit der
Verfügungsadresssatin diskutiert. Die Verfügungsadressatin machte dabei geltend, dass sie die
Umsetzung eines Abrechnungsprozesse nicht als gesetzeskonform erachtet.

3 Vgl. ENTSO-E Transparency (https://newtransparency.entsoe.eu) Datenreihen BalancingEnergyBids_12.3.B_C_r3,
AggregatedBalancingEnergyBids_12.3.E_r3 und PricesOfActivatedBalancingEnergy_17.1.F_r3. Zur Methodik, siehe ElCom, Analyse des
Marktes für Sekundärregelenergie vom 30. April 2025, S. 23 f., > Dokumentation > Berichte und Studien >
Marktüberwachung (zuletzt besucht 10.11.2025).
4 (zuletzt besucht
am 03.11.2025).
5 Vgl. ENTSO-E Transparency (https://newtransparency.entsoe.eu) Datenreihen BalancingEnergyBids_12.3.B_C_r3,
AggregatedBalancingEnergyBids_12.3.E_r3 und PricesOfActivatedBalancingEnergy_17.1.F_r3. Zur Methodik, siehe ElCom, Analyse des
Marktes für Sekundärregelenergie vom 30. April 2025, S. 23 f., > Dokumentation > Berichte und Studien >
Marktüberwachung (zuletzt besucht 10.11.2025).



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9
In diesem Zusammenhang stellte die Verfügungsadressatin dem Fachsekretariat mit E-Mail vom
29. Januar 2025 Fragen zur rechtlichen Zulässigkeit (act. 1). Das Fachsekretariat beantwortete
diese Fragen am 5. Februar 2025 per E-Mail und kam zum Schluss, dass die Einführung zulässig
und geboten sei (act. 2).
10
Am 7. März 2025 reichte die Verfügungsadressatin eine «Second Opinion» von Prof. Dr. Marco
Donatsch ein, welcher in seiner rechtlichen Beurteilung zum Schluss kommt, dass sich der
Vorschlag nicht mit überzeugenden Gründen mit der Pflicht der Verfügungsadressatin zu einer
marktorientierten und diskriminierungsfreien Beschaffung von Regelenergie begründen lässt
(act. 3). Die Verfügungsadressatin behielt sich zudem vor, eine Verfügung zu fordern und diese
gegebenenfalls anzufechten.
11
Nach einem mündlichen rechtlichen Austausch am 20. März 2025 wies das Fachsekretariat mit
Schreiben vom 3. April 2025 auf die Notwendigkeit des Abrechnungsprozesses hin, erläuterte
dessen Zulässigkeit und forderte die Verfügungsadressatin auf, ihre rechtliche Position zu
überprüfen und mit dem Abrechnungsprozess einen Beitrag zu einer breiteren Anbieterbasis,
einem stärkeren Wettbewerb und geringen Ausgleichsenergiekosten zu leisten (act. 4).
12
Ebenfalls mit Schreiben vom 3. April 2025 (act 5) ersuchte das Fachsekretariat das Bundesamt
für
Energie
(BFE),
aufgrund
der
abweichenden
rechtlichen
Einschätzung
der
Verfügungsadressatin die Möglichkeit der Umsetzung des Abrechnungsprozesses als Pilotprojekt
nach Artikel 23a StromVG («Sandbox») zu überprüfen. Zudem bat es das BFE zu prüfen, wie die
rechtlichen Grundlagen für eine Verbesserung der Marktstruktur in den Regelenergiemärkten
sowie die Kompetenzen der Marktaufsicht angepasst werden könnten.
13
Die Verfügungsadressatin nahm mit Schreiben vom 25. April 2025 zum Brief des FS ElCom
Stellung (act. 6). Sie bestritt eingehend die Zulässigkeit des Abrechnungsprozesses, machte
zudem praktische Schwierigkeiten in der Umsetzung geltend und äusserte die Befürchtung, dass
das ganze geltende Netznutzungsmodell in Frage gestellt sein könnte. Sie könne daher der
Erwartung des Fachsekretariats nach einer raschen Implementierung nicht nachkommen.
14
Das BFE antwortete mit Schreiben (vorab per E-Mail) vom 21. Juli 2025 auf die Anfrage des
Fachsekretariats (act. 7). Es begrüsste die Initiative zur Einführung eines neuen
Abrechnungsprozesses. Das BFE kam zum Schluss, dass dieser nach geltendem Recht zulässig,
wenn nicht gar geboten ist. Aus diesem Grund sei ein Sandboxprojekt gemäss Artikel 23a
StromVG nicht möglich. Ein allfälliger formeller Antrag der betroffenen Akteure müsste
abgewiesen werden. Im Nachgang zu einer Telefonkonferenz am 22. Juli 2025 auf Einladung des
BFE
mit
dem
Fachsekretariat
und
der
Verfügungsadressatin
liess
das
BFE
der
Verfügungsadressatin (Fachsekretariat in Kopie) das Schreiben des BFE ebenfalls zukommen
(act. 8). Zudem stellte das Fachsekretariat der Verfügungsadressatin mit E-Mail vom 23. Juli 2025
auf Anfrage hin das Schreiben vom 3. April 2025 an das BFE zu (act. 9).
15
Im Nachgang zur Telefonkonferenz vom 22. Juli 2025 arbeitete das Fachsekretariat mit der
Verfügungsadressatin, Anlagenbetreibern, Netzbetreibern und dem BFE an der möglichen
technischen Umsetzung eines Abrechnungsprozesses, vorgesehen für einen Testbetrieb. Dies
geschah unter dem Vorbehalt der rechtlichen Einschätzung seitens der Verfügungsadressatin. Mit
E-Mail vom 29. August 2025 an die Verfügungsadressatin und das BFE (act. 10) teilte das
Fachsekretariat mit, dass es die spezifischen technischen Bedenken, die ohne einen konkreten
Umsetzungsvorschlag des Abrechnungsprozesses noch im Raum stünden, als adressiert und
beantwortet erachte. Es übermittelte dabei eine PowerPoint-Präsentation mit einem
Umsetzungsvorschlag des Abrechnungsprozesses und ein Excel-Dokument mit einer detaillierten
Berechnungsgrundlage anhand realer Messzeitreihen.



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16
Per E-Mail vom 12. September 2025 (act. 11) bekräftigte die Verfügungsadressatin ihre Ansicht,
dass der Abrechnungsprozess nicht gesetzeskonform sei und auch in tatsächlicher Hinsicht
kritisch sei. Sie sei zudem der Ansicht, dass auch ohne Abrechnungsprozess Potenzial zur
möglichen Integration dieser Anbieter in das aktuelle Marktumfeld bestehen könnte. Ausserdem
prüfe sie neben anderen Massnahmen zur Erhöhung der Liquidität in den Regelleistungs- und
Energiemärkten aktuell Alternativen zum vorgeschlagenen Spezialprodukt, welche darauf
abzielten, dass auch Anbieter mit Leistungstarif, insb. Kehrichtverbrennungsanlagen (KVA), trotz
des eingeführten Price Cap (welcher erst zum Ausscheiden der Anbieter geführt habe) und
innerhalb der gesetzlichen Vorgaben, wieder einen finanziellen Anreiz hätten, am Markt für
Regelenergie und -leistung zu partizipieren. Die Verfügungsadressatin bat das Fachsekretariat
deshalb, die von der Verfügungsadressatin ergriffenen Massnahmen abzuwarten und/oder andere
Lösungsansätze in Betracht zu ziehen.
17
An der Sitzung des Steuerungsausschusses der «Taskforce Systembetrieb» vom 24. September
2025
wurde
der
Abrechnungsprozess
anhand
von
Folien
(act.
13),
welche
der
Verfügungsadressatin vorgängig zugestellt und von dieser per E-Mail vom 22. September 2025
ergänzt wurden (act. 12), diskutiert. In den Folien enthalten waren die Funktionsweise des
Abrechnungsprozesses
sowie
Pro-
und
Kontraargumente
aus
marktseitiger,
abrechnungstechnischer und rechtlicher Sicht. Zudem wurden mögliche weitere Schritte skizziert,
unter anderem die Bestätigung der Rechtmässigkeit, bei Bedarf mit Verfügung.
C.
18
Mit Schreiben vom 15. Oktober 2025 (act. 14) eröffnete das Fachsekretariat ein Verfahren nach
dem Bundesgesetz über das Verwaltungsverfahren vom 20. Dezember 1968 (VwVG; SR
172.021). Es begründete darin gegenüber der Verfügungsadressatin den angestrebten
Abrechnungsprozess als Testbetrieb und umriss den Verfügungsinhalt, welchen sie der ElCom
vorzulegen gedenkt. Die Verfügungsadressatin erhielt Gelegenheit, zum Ganzen bis am
5. November 2025 Stellung zu nehmen.
19
Die Verfügungsadressatin reichte mit Schreiben vom 4. November 2025 (act. 15) ihre
Stellungnahme ein und stellte den Antrag, auf den Erlass einer Verfügung zu verzichten und die
von der Verfügungsadressatin ergriffenen Massnahmen und deren Wirkung abzuwarten und/oder
andere Lösungsansätze in Betracht zu ziehen. Sollte die ElCom dennoch beschliessen, eine
Verfügung mit dem Inhalt gemäss Eröffnungsschreiben zu erlassen, beantragte die
Verfügungsadressatin Folgendes:
-
Es wäre zu präzisieren, dass der Test-Abrechnungsprozess nur einzuführen sei, wenn der
Price Cap verlängert wird.
-
Es wäre zu präzisieren, dass es sich um die Leistungskomponente des Tarifs des
Verteilnetzbetreibers handelt, an dessen Netz der SDL-erbringende Anlagebetreiber mit
Leistungskomponente angeschlossen ist.
-
Es wäre eine Zusatzvereinbarung zum Rahmenvertrag für die Teilnahme an der
Sekundärregelung in den Anhang der Verfügung aufzunehmen, die die Einzelheiten des
Abrechnungsprozesses während der Testphase regelt.
-
Es wäre zu präzisieren, wie die Kosten für den Test-Abrechnungsprozess, welche der
Verfügungsadressatin den Anbietern in Rechnung stellen kann, zu berechnen (Pauschale,
nach Aufwand etc.) und abzuwickeln (Verrechnung mit Energiepreis, Inrechnungstellung) sind.
Auch dieser Punkt müsste somit in die im Anhang der Verfügung aufzunehmende
Zusatzvereinbarung zum Rahmenvertrag für die Teilnahme an der Sekundärregelung
einfliessen. Alternativ wäre es auch denkbar, in der Verfügung festzuhalten, dass die bei der
Verfügungsadressatin
entstehenden
Kosten
für
den
Test-Abrechnungsprozess
als
anrechenbare Kosten gelten.



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-
In die Zusatzvereinbarung müsste auch noch aufgenommen werden, dass die SDV der
Verfügungsadressatin sämtliche Daten unentgeltlich und fristgerecht zur Verfügung stellen
müssen, die mit der Umsetzung der Verfügung, namentlich des Test-Abrechnungsprozesses
und der von der Verfügungsadressatin verlangten Überprüfung und Orientierung der ElCom
verbunden sind.
-
Falls mit der Überwachung des Testbetriebs die Lieferung entsprechender daten an das FS
ElCom gemeint ist, wird beantragt, dies mit dem neu aufgebauten Prozess zur Datenlieferung
gemäss Verfügung ElCom 25-00184 vom 15. August 2025 zu koordinieren.
20
Mit Schreiben (vorab per E-Mail) vom 13. November 2025 liess das Fachsekretariat der
Verfügungsadressatin das Aktenverzeichnis sowie act. 13 zukommen und teilte mit, dass das
Geschäft für den 18. November 2025 traktandiert sei (act. 16).



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II
Erwägungen
1
Zuständigkeit
21
Gemäss Artikel 22 StromVG überwacht die ElCom die Einhaltung des Gesetzes, trifft die
Entscheide und erlässt die Verfügungen, die für den Vollzug des Gesetzes und der
Ausführungsbestimmungen notwendig sind. Die ElCom ist insbesondere zuständig für die
Überprüfung der Netznutzungstarife und -entgelte im Streitfall oder von Amtes wegen (Art. 22
Abs. 2 Bst. a und b StromVG).
22
Nach Artikel 22 Absatz 1 StromVG überwacht die ElCom die Einhaltung des Gesetzes, trifft die
Entscheide und erlässt die Verfügungen, die für den Vollzug des Gesetzes und der
Ausführungsbestimmungen notwendig sind. Im Rahmen ihrer Zuständigkeit nach StromVG
kommt der ElCom eine umfassende Kompetenz zu (Urteil des Bundesverwaltungsgerichts A-
3343/2013 vom 10. Dezember 2013 E. 1.1.2.2). Die ElCom hat somit auch die Einhaltung der
verschiedenen Bestimmungen zur Beschaffung von Regelenergie und -leistung im Rahmen der
Stromversorgungsgesetzgebung
zu
überwachen,
wie
bspw.
die
Verfahren
der
Verfügungsadressatin nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b StromVG und Artikel 22 Absatz 1
StromVV sowie die Angemessenheit der Elektrizitätstarife nach Artikel 6 Absatz 1 StromVG und
die Anrechenbarkeit der Kosten für Systemdienstleistungen an die Netzkosten nach Artikel 15
Absatz 1 und 2 Buchstabe a StromVG. Generell ist die ElCom für die Überwachung des
Regelenergiemarktes zuständig (Botschaft zur Änderung des Elektrizitätsgesetzes [EleG] und
zum Bundesgesetz über die Stromversorgung [StromVG], BBl 2005 1611, S. 1634).
23
Vorliegend geht es um eine Massnahme mit dem Zweck, die Liquidität und Wettbewerbsintensität
im Markt für negative SRE und negative TRE zu erhöhen. Dadurch besteht ein massgebliches
Potential zur Senkung der Beschaffungskosten für SRE- und TRE-, was über die
Ausgleichsenergiekosten zu Kostensenkungen für die Endverbraucher führt. Der in Frage
stehende Abrechnungsprozess ist für eine möglichst effiziente und günstige Bereitstellung der
Systemdienstleistungen notwendig. Die Verfügungsadressatin ist insbesondere der Ansicht, dass
die Umsetzung rechtlich nicht zulässig ist. Die ElCom ist für den Entscheid zur Klärung der
Rechtslage und zur Umsetzung der Massnahme zuständig.
2
Parteien und rechtliches Gehör
2.1 Parteien
24
Als Parteien gelten nach Artikel 6 des Bundesgesetzes über das Verwaltungsverfahren vom
20. Dezember 1968 (VwVG; SR 172.021) Personen, deren Rechte oder Pflichten die Verfügung
berühren soll, und andere Personen, Organisationen oder Behörden, denen ein Rechtsmittel
gegen die Verfügung zusteht.
25
Die Swissgrid AG ist als Verfügungsadressatin Partei.
2.2 Rechtliches Gehör
26
Der Verfügungsadressatin wurde im vorliegenden Verfahren Gelegenheit zur Stellungnahme
gegeben. Die Eingabe der Verfügungsadressatin wird bei der materiellen Beurteilung
berücksichtigt. Damit wird das rechtliche Gehör der Verfügungsadressatin gewahrt (Art. 29
VwVG).



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3
Vorbringen der Verfügungsadressatin
27
Die Verfügungsadressatin macht geltend, der Abrechnungsprozess sei nicht gesetzeskonform, da
er gegen das Ausspeiseprinzip verstosse und diskriminierend sei (act. 1; act. 3 S. 3 ff.; act. 6
S. 1 f.; act. 11 S. 1; act. 14 S. 2). In Artikel 14 Absatz 2 StromVG sei das Ausspeiseprinzip
verankert, wonach das Netznutzungsentgelt je Ausspeisepunkt zu entrichten sei. Zudem habe der
Gesetzgeber mit dem Mantelerlass eine Neuordnung des Endverbraucherbegriffs vorgenommen
und die Ausnahmen von der Netznutzungsentgeltpflicht (etwa in Art. 14bis und Art. 14a StromVG)
abschliessend geregelt. Weiter habe er in Kenntnis der Beschaffungsmärkte und der
Angebotsseite – was die Botschaft zum Mantelerlass zeige – die Verpflichtungen der
Verfügungsadressatin
näher
konkretisiert
und
dort
keine
Ausnahme
von
der
Netznutzungsentgeltpflicht bei Abrufen verankert. Eine diskriminierungsfreie Beschaffung nach
Artikel 20 Absatz 1 Buchstabe c StromVG bedeute vereinfacht gesagt, dass für alle Anbieter von
Regelenergie die gleichen technischen und betrieblichen Präqualifikationsbedingungen gelten
müssen. Die gesetzliche Regelung des Netznutzungsentgelts könne nicht zur Folge haben, dass
einheitliche Bedingungen der Verfügungsadressatin als diskriminierend anzusehen seien und die
Verfügungsadressatin nach dem Differenzierungsgebot für die Anbietenden durch ungleiche
Bedingungen im Ergebnis gleiche Bedingungen schaffen müsste. Denn mit der (partiellen)
Vergütung bestünde doch eine (teilweise) Befreiung und dies würde eine Umgehung des
Gesetzes darstellen. Im Falle einer Einführung sei auch eine Bearbeitungspauschale
diskriminierend, da sie als (willkürliche) Markteintrittshürde für Kleinanbieter wirke.
28
Die Verfügungsadressatin macht zudem geltend, dass aus dem gesetzlichen Auftrag zur
Beschaffung von Systemdienstleistungen nach einem marktorientierten Verfahren keine
Verantwortung für die Preise des SDL-Marktes abgeleitet werden könne (act. 3 Rz. 20; act. 6 S. 2;
act. 14 S. 2.). Kosteneffizienz und günstige Preise seien bei der Beschaffung von SDL nicht
gefordert.
29
Die Verfügungsadressatin bringt weiter vor, der Abrechnungsprozess verletze den vertraglich
eingeführten Cap, da einzelne Anbieter durch die Vergütungen effektiv eine höhere
Entschädigung erhalten würden als durch den Price-Cap vereinbart (act. 6 S. 2; act. 11 S. 1). Dies
würde wiederum ein diskriminierendes Verhalten darstellen.
30
Zudem äussert die Verfügungsadressatin Bedenken in praktischer Hinsicht (act. 3 Rz. 18 f.; act. 6
S. 3-6; act. 11 S. 1; act. 14 S. 2): Zum einen würde der Abrechnungsprozess neue Prozesse bei
ihr, den SDV und den VNB erfordern. Es müsse zudem sichergestellt sein, dass nur tatsächlich
abrufbedingte und netznutzungsentgeltrelevante Leistungsspitzen massgebend seien, und dass
eine Vergütung nur basierend auf Zählerwerten erfolge. Weiter müssten aufgrund des
Gleichbehandlungsgebots neben KVA weitere Anlagenbetreiber berücksichtigt werden. Je nach
Anlage könnten zusätzliche Sonderfälle auftreten, was weitere Ausnahmen nach sich ziehen
würde. Zudem müsse unbedingt verhindert werden, dass Verteilnetzbetreiber nicht zählerbasierte
Forderungen stellen könnten. Es bestehe generell die Gefahr, dass Befreiungen wie im
Abrechnungsprozess
weitergehende
Fragestellungen
aufwerfen
und
das
ganze
Netznutzungsmodell in Frage stellen würden. Schliesslich seien auch Haftungsrisiken für die
Verfügungsadressatin nicht auszuschliessen, etwa wenn ein anderer Anbieter von SRE- den
Abrechnungsprozess in Frage stellen würde.
31
Die Verfügungsadressatin macht zudem geltend (act. 14, S. 2; act. 11 S. 2), mit Ablauf des Price
Cap von +/-1000 EUR/MWh gäbe es für die Anbieter mit Leistungstarif keinen Grund mehr, nicht
wieder am Markt für Regelenergie und -Leistung teilzunehmen. Im Übrigen könnten die beim
angedachten Abrechnungsprozess im Fokus stehenden KVA auch bei einem Price Cap von +/-
1000 EUR/MWh mit einer angepassten Angebotsstrategie weiterhin profitabel am SDL-Markt
partizipieren, wenn sie eine angepasste Angebotsstrategie umsetzen. Die Einführung eines Test-
Abrechnungsprozesses würde mithin nicht nur ins Leere laufen, sondern den Anbietern mit
Leistungskomponente einen widerrechtlichen Marktvorteil verschaffen.



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32
Zur Begründung des Eventualantrags zur Aufnahme einer Zusatzvereinbarung in den Anhang der
Verfügung, welcher die Einzelheiten des Abrechnungsprozesses während der Testphase regelt,
macht die Verfügungsadressatin geltend (act. 14, S. 3), der vorgesehene Abrechnungsprozess
widerspreche
einer
Vertragsbestimmung
im
«Anhang:
Ausschreibungsbedingungen
Sekundärregelung zu dem Rahmenvertrag für die Teilnahme an der Sekundärregelung», welcher
vorsehe, dass allfällige Netznutzungsentgelte ausschliesslich von den SDV zu tragen und im
Energiepreis der SDV zu berücksichtigen seien. Folglich bedürfe es einer Vertragsanpassung.
Auch sei die Regelung zur Kostenanlastung für den Test-Abrechnungsprozess in die
Zusatzvereinbarung aufzunehmen, sowie die Verpflichtung der SDV zur Lieferung der
notwendigen Daten.
33
Auf die Argumente der Verfügungsadressatin wird nachstehend unter Ziffer 4 eingegangen
4
Abrechnungsprozess für negative SRE (und optional
negative TRE)
4.1 Notwendigkeit der Massnahme
34
Wie oben erwähnt sind die Preise für negative SRE auf hohem Niveau (Rz. 3 f.). Eine Ursache
dafür kann kaum in einer spezifischen Marktkonstellation begründet sein, da die hohen Preise
über einen langen Zeitraum bestehen blieben und auch weiterhin deutlich oberhalb der
ursprünglichen Preisniveaus der Aufschläge gegenüber dem Spotmarktpreis vor Frühling 2024
liegen (vgl. oben, Rz. 3 f.). Auch konnte in Studien keine Ursache für den Preisanstieg in der
Marktentwicklung gefunden werden.6 Zusammen mit einer starken Marktkonzentration7 ist daher
davon auszugehen, dass die Wettbewerbsintensität für einen funktionierenden SRE-Markt zu
gering ist.

6 ElCom, Analyse des Marktes für Sekundärregelenergie vom 30. April 2025, S. 35, > Dokumentation > Berichte und
Studien > Marktüberwachung (zuletzt besucht 10.11.2025); OMPEX, Second Opinion Sekundärregelreserven Leistungs- und Arbeitspreise in
der Schweiz, S. 13, > Dokumentation > Berichte und Studien > Marktüberwachung (zuletzt besucht 10.11.2025).
7 Marktkonzentrationsindizes HHI (Herfindahl-Hirschman-Index) und CRN (Konzentrationsraten der N grössten Unternehmen im Markt)
bezüglich Angebote und Abrufe der unabhängigen Anbieter, basierend auf Daten im MARS System von der Verfügungsadressatin
entsprechend der Datenlieferung gemäss Verfügung der ElCom bzw. aus Datenlieferung gemäss Verfügung 25-00184 der ElCom vom
15. August 2025.



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35
Mit
verschiedenen
eingeleiteten
Massnahmen
im
Bilanzmanagement
(neuer
Ausgleichsenergiepreismechanismus8,
Erhöhung
der
Datenqualität
bei
den
Verteilnetzbetreibern9, Verbesserung der Wetter-Basisdaten, Anpassungen des Bilanzgruppen-
Rahmenvertrags10) sowie in der Beschaffung von Systemdienstleistungen (Reduktion
Vorhaltemengen Sekundärregelleistung, Optimizer Regelenergie11, Einführung von 4h-Produkte
für die Beschaffung von Sekundärregelleistung ab Sommer 2025, Pilotprojekt zur Nutzung von
Photovoltaik «PV4Balancing»12, Regelpoolingprojekt «Pooling 2.0»13, Koordination zwischen der
Verfügungsadressatin und den Verteilnetzbetreibern, befristete Preisobergrenze für SRE) wird
eine Verbesserung der Marktsituation in mittlerer Frist angestrebt. Eine signifikante Verbesserung
ist jedoch innert kurzer Frist nicht absehbar, zumal sich die wesentlichen Faktoren (zunehmende
Volatilität im Bilanzmanagement bei geringer Marktliquidität) kaum verändern dürften. Ende 2025
läuft gemäss Verträgen zudem die befristete Preisobergrenze für SRE aus. Das
produktionsseitige Angebot (Liquidität) für negative SRE wird auch in naher Zukunft insbesondere
in Zeiten tiefer Spotpreise bei hoher Photovoltaikeinspeisung und gleichzeitig geringer Produktion
aus Wasserkraft (v.a. im Frühling mit viel Sonne und tiefen Speicherpegeln) knapp sein.14
Leistungstarife im Verteilnetz für verbrauchsseitige Anlagen erschweren aktuell den Markteintritt
neuer Anbieter.
36
Grössere Endverbraucher, welche negative Regelenergie anbieten könnten, haben üblicherweise
einen Netznutzungstarif mit Leistungskomponente. In vielen Netzgebieten bestimmt sich diese
Komponente an der höchsten in einem bestimmten Zeitraum gemessenen viertelstündlichen
Bezugsleistung (Wirkleistung). Übliche Tarife bewegen sich zwischen 6'500 bis 10’300
CHF/Monat/MW, der Median beträgt 8'400 CHF/Monat/MW.15 Findet nun ein Abruf für negative
SRE (oder negative TRE) statt, kann dies die maximale Bezugsleistung des Endverbrauchers
massgeblich erhöhen. Entsprechend erhöht sich das dem lokalen Verteilnetzbetreiber
geschuldete Netznutzungsentgelt.

8 Siehe Folien 25 bis 35 der Unterlagen zur BGM Partner Meeting vom 11.11.2024,
 (zuletzt besucht am 10.11.2025).
9 Vgl. neue Branchenempfehlung Datenqualität des VSE MC – CH A1, Ausgabe November 2025, gültig ab 01.01.2026,
 (zuletzt abgerufen am 10.11.2025).
10 Siehe Anpassungen am Bilanzgruppen-Rahmenvertrag, gültig ab 01.01.2025, (zuletzt abgerufen am 10.11.2025).
11 Siehe Folien 69 bis 84 der Unterlagen zur BGM Partner Meeting vom 11.11.2024, a.a.O. (Fn. 8).
12 Siehe Folien 85 bis 94 der Unterlagen zur BGM Partner Meeting vom 11.11.2024, a.a.O. (Fn. 8), sowie
 (zuletzt besucht
29.10.2025).
13 > Newsroom > Dossiers > Equigy (zuletzt besucht 29.10.2025).
14 Bei tiefen Spotpreisen produzieren flexible Kraftwerke meist nicht, so dass diese keine freien Gebote abgeben können oder nur unter sehr
hohen Opportunitätskosten und damit resultierend hohen Gebotspreisen.
15 Diese Werte ergeben sich aus den publizierten Tarifen aller Schweizer Netzbetreiber für das Tarifjahr 2026, wobei alle Tarife berücksichtigt
wurden, die eine Leistungskomponente im Netznutzungsentgelt grösser Null aufweisen. Quelle der Daten:
 > Daten herunterladen (abgerufen 04.11.2025).



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37
Die erwarteten Einnahmen aus Regelenergie-Abrufen müssen für solche Anlagenbetreiber neben
den allgemeinen technologiespezifischen Betriebskosten auch die Kosten für das höhere
Netznutzungsentgelt aufgrund der abrufbedingten Leistungsspitze decken. Da Abrufe von
Regelenergie nicht vorhergesagt werden können, müssen die Anlagenbetreiber auch mit
vereinzelten Abrufen in bestimmten Zeiträumen rechnen. Unter Vorbehalt der übrigen Kosten
eines Anlagenbetreibers gibt es grundsätzlich zwei Arten von Strategien: Erstens kann der
Anlagenbetreiber versuchen, nur am SRL-Markt teilzunehmen und im SRE-Markt möglichst nicht
respektive nur zu einem sehr hohen Preis abgerufen zu werden, welcher (gegebenenfalls unter
Berücksichtigung der Einnahmen aus dem SRL-Markt) auch seine Netzentgelt-Zusatzkosten
deckt. Diese Strategie wurde bei Kehrrichtverbrennungsanlagen (KVA) beobachtet. Entsprechend
hatte der eingeführte Preis-Cap von 1'000 EUR/MWh hier zur Konsequenz, dass KVA auch nicht
mehr am SRL-Markt teilnahmen, da sie mit SRE-Geboten unter dieser Schwelle ihre Kostenrisiken
nicht absichern konnten. Zweitens wäre, wie von der Verfügungsadressatin angeführt, auch eine
«aggressive» Strategie theoretisch denkbar, bei welcher ein Anlagenbetreiber sehr kompetitive
Gebote macht und die Netzentgelt-Zusatzkosten so über möglichst viele Abrufe verteilt. Ein solch
dynamisches Bietverhalten ist jedoch von diesen Akteuren gerade nicht zu beobachten, wie sich
etwa anhand des Austritts der KVA aus dem Markt nach Einführung des Preis-Cap zeigt. Faktoren
wie die Fokussierung auf das Kerngeschäft des Endverbrauchers zusammen mit dem
beträchtlichen Risiko, in einer Rechnungsperiode Kosten von mehreren zehntausend Franken
nicht decken zu können, dürften entscheidend sein für die Wahl der erstgenannten, sicheren
Bietstrategie. Die Problematik der Leistungskomponenten besteht unabhängig davon, ob eine
andere Strategie bestünde. D.h. auch bei einer anderen Bietstrategie wäre der Wettbewerbsdruck
nie
derselbe
verglichen
mit
einer
Situation
mit
Abrechnungsprozess,
da
die
Netznutzungsentgeltkosten immer eingepreist werden müssen. Mit anderen Worten wirkt sich der
Abrechnungsprozess unabhängig von der gewählten Strategie von Anlagenbetreibern positiv auf
die Kosten und damit die Angebotsstruktur (siehe nachstehend Rz. 38) aus.
38
Wenn Anlagenbetreiber durch den neuen Abrechnungsprozess keine Netznutzungsentgelt-
Risiken durch abrufbedingte Leistungsspitzen mehr haben (vgl. zu den üblichen Tarifen oben,
Rz. 36), können diese ihre Bietstrategie anpassen, indem nur noch die betriebsspezifischen
Kosten einkalkuliert werden müssen. Entsprechend sind um Grössenordnungen niedrigere
Bietpreise zu erwarten, welche in einem sehr kompetitiven Preisbereich liegen können. Dadurch
würden sich die Gesamtkosten der zu beschaffenden Regelenergie erwartungsgemäss deutlich
verringern. Analysen des Fachsekretariats anhand realer Merit Orders (Einsatzreihenfolge von
Anbietern mit verschiedenen Technologien) zeigen, dass die Gesamtkosten für die Beschaffung
von Sekundenregelenergie um 26,8 % niedriger sein könnten, was 1.7 Millionen Franken pro
Monat entspricht (act. 12 und 13, je Folie 3).
39
Zwar war der eingeführte Price Cap einer der Auslöser für die Entwicklung des vorliegenden
Abrechnungsprozesses, damit Anlagenbetreiber mit abrufbedingten Leistungssprüngen weiterhin
am SRL-Markt teilnehmen können. Es ist aber wichtig zu betonen, dass der in den Rz. 37 und 38
erläuterte positive Effekt des Abrechnungsprozesses für SRE- unabhängig von einem Price Cap
gilt, da so verhindert werden kann, dass die faktisch künstlichen Netzkosten die Anbieter an den
rechten Rand der Merit Order drängen und sie so faktisch gar nicht zum Funktionieren des SRE-
Marktes beitragen (wie schon vor Einführung des tieferen Preis-Cap).
40
Eine erste Testphase des neuen Abrechnungsmechanismus soll zusammen mit einer gezielten
Überwachung eingeführt werden, um die nötigen Erkenntnisse für eine mögliche definitive
Einführung zu liefern. Einerseits ist zu beobachten, ob die neuen Bietpreise tatsächlich in einem
wettbewerbsfähigen Bereich liegen. Andererseits ist zu prüfen, ob sich ein positiver Gesamteffekt
auf die Beschaffung von negativer SRE ergibt.



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41
Aufgrund der erwarteten positiven Wirkung des Abrechnungsprozesses unabhängig von einem
Preis-Cap (Rz. 39), den erwarteten wertvollen Erkenntnissen aus der Testphase und der
Tatsache, dass ein zukünftiger (tieferer) Preis-Cap derzeit nicht ausgeschlossen werden kann, ist
der Eventualantrag der Verfügungsadresssatin abzuweisen, wonach der Abrechnungsprozess nur
einzuführen ist, wenn der aktuell geltende Preis-Cap verlängert wird.
4.2 Neuer Abrechnungsprozess
4.2.1
Zentrale Vorgaben zur Ausgestaltung
42
Die Verfügungsadressatin hat im Rahmen eines Testbetriebs einen neuen Abrechnungsprozess
einzuführen.
Dieser
hat
vorzusehen,
dass
die
Verfügungsadressatin
den
SystemdienstIeistungsverantwortlichen (SDV) die durch den Abruf von negativer SRE beim
Anlagenbetreiber fällig gewordene zusätzliche Leistungskomponente des Netznutzungstarifs des
Verteilnetzbetreibers, an dessen Netz der Anlagenbetreiber angeschlossen ist, zu Handen des
Anlagenbetreibers vergütet.
43
Es ist ausschliesslich die durch den Abruf verursachte (zusätzliche) Leistungsspitze massgeblich
für die Vergütung. Diese muss gestützt auf Messdaten bestimmt werden. In der Regel lässt sich
dies unter Bezugnahme auf die Zeitreihen des Übergabezählers des Verteilnetzbetreibers am
Areal, eines geeichten Zählers an der präqualifizierten SRE-Erbringungseinheit (z.B. Power-2-
Heat-Anlage) sowie des SRE-Abrufsignals bewerkstelligen. Für die Berechnung der Vergütung
erforderlich ist zudem die massgebliche Leistungskomponente des Netznutzungstarifs. Als Basis
für die Methode zur Bestimmung der Vergütung kann dabei auf die Vorschläge gemäss E-Mail
des Fachsekretariats vom 29. August 2025 abgestellt werden (act. 10; teilw. auch act 13).
44
Der Abrechnungsprozess muss (nur) SDV für bereits präqualifizierte verbrauchsseitige Anlagen
angeboten werden. Eine Voraussetzung zur Teilnahme ist zudem, dass die Messungen (siehe
auch oben, Rz. 43) von geeichten Messmitteln stammen. D.h. die Zähler und Wandler müssen
der Messmittelverordnung vom 15. Februar 2006 (MessMV; SR 941.210) i.V.m. der Verordnung
des EJPD über Messmittel für elektrische Energie und Leistung (EMmV; SR 941.251)
entsprechen. Dies gilt insbesondere auch für das Messsystem am Verbraucher (z.B. Power-2-
Heat-Anlage). Entsprechend wird auch vorausgesetzt, dass die SDV in der Lage sind, auf den
Messdaten beruhende und mit diesen Daten nachvollziehbare Anträge auf Vergütung zu stellen.
Durch die vorstehenden Voraussetzungen zur Teilnahme wird zum einen eine kurzfristig
umsetzbare und möglichst reibungslose Einsetzung des neuen Abrechnungsprozesses im
Rahmen einer befristeten Testphase sichergestellt. Die Vergütung muss aber dennoch auf
verlässlichen Messdaten beruhen und die Anträge auf Vergütung müssen entsprechend
mindestens plausibilisiert werden können sowie Stichprobenkontrollen ermöglichen.



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45
Der Abrechnungsprozess wird als Testbetrieb eingeführt. Dies erlaubt es, die (erwarteten
positiven) Auswirkungen des Vergütungsmechanismus auf den Markt zu evaluieren und
Erfahrungen zur Umsetzung zu sammeln, ohne dass seitens der Verfügungsadressatin bereits
umfassende/finale
Anpassungen
organisatorischer
oder
informationstechnischer
Art
vorgenommen werden müssen. Damit letztlich solide Ergebnisse vorliegen, soll der
Abrechnungsprozess jedoch während mindestens vier Monaten zur Anwendung kommen.
Hinsichtlich der Einführung herrscht Dringlichkeit, da der Preis-Cap Ende 2025 ausläuft und die
Kosten für SRE- (und TRE-) nach wie vor als hoch einzustufen sind (vgl. oben, Rz. 4-6, 34 und
52). Der Abrechnungsprozess ist daher während des 1. Semesters 2026 umzusetzen. In diesem
Semester ist die Speichersee-Entleerung ein gewichtiges Thema, bis die Schneeschmelze,
üblicherweise spät April bis Ende Mai eintritt. Dies führt regelmässig zu besonders hohen Kosten
für SRE- und TRE- in den Monaten März bis Mai16, weswegen eine Umsetzung im 1. Semester
besonders kostensenkend wirken sollte. Als positiver energiestrategischer Nebeneffekt kann
zudem gegebenenfalls durch den vermehrten Einsatz anderer Technologien auch mehr Wasser
für den Einsatz im Winter und Frühling in den Stauseen eingespeichert bleiben.17 Da nicht
auszuschliessen ist, dass sich noch Verzögerungen (insbesondere praktischer Art bei der
Umsetzung) ergeben können, ist keine zwingende Einführung auf den 1. Januar 2026 vorzusehen,
sondern lediglich zu verlangen, dass die mindestens viermonatige Umsetzung innerhalb des
1. Semesters 2026 erfolgt.
46
Der Verfügungsadressatin entsteht durch den Abrechnungsprozess ein gewisser Abrechnungs-
und Kontrollaufwand. In der Testphase wird die Kontrolle voraussichtlich noch «händisch»
durchgeführt. Der Aufwand hängt dabei massgeblich von der Komplexität der Anlage bzw.
Messeinrichtung sowie von der Qualität des Antrags auf Vergütung ab. Die Verfügungsadressatin
hat daher gestützt auf das Verursacherprinzip den SDV diejenigen Kosten für die Abwicklung, die
individuell zurechenbar sind (Abrechnung und Kontrolle), einzeln in Rechnung zu stellen. Die
Kosten sind als separate Position nach Aufwand zu bestimmen.
47
Der Testbetrieb soll eingehend ausgewertet werden können. Dazu gehört zum einen der
(erwartete positive) Effekt auf die Angebotsstruktur und den Markt. Zum anderen sollen auch
Erkenntnisse zur Umsetzung eines solchen Modells gewonnen werden. Die Verfügungsadressatin
wird daher verpflichtet, die Ergebnisse zu überwachen und die ElCom regelmässig darüber zu
orientieren. Dazu gehören insbesondere Informationen zu den Messdaten, Abrufen, Vergütungen
sowie dem Bieterverhalten der Anlagen mit Vergütung der Leistungssprünge. Die Konkretisierung
der Informationen erfolgt durch das Fachsekretariat der ElCom nach Konsultieren der
Verfügungsadressatin. Es ist aus Effizienzgründen zudem sinnvoll, dass die Datenlieferung der
Verfügungsadressatin an das Fachsekretariat mit dem Prozess zur Datenlieferung gemäss der
Verfügung 25-00184 der ElCom vom 15. August 2025 koordiniert wird, womit dem
entsprechenden Eventualantrag der Verfügungsadressatin entsprochen wird. Damit die
Verfügungsadressatin die notwendigen Daten von den SDV erhält, hat die Verfügungsadressatin
die Pflicht zur allgemeinen Kooperation und zur Lieferung von Daten bei Abschluss des Vertrags
zur Teilnahme am Abrechnungsprozess in die Zusatzvereinbarung aufzunehmen.

16 Vgl. ElCom, Analyse des Marktes für Sekundärregelenergie vom 30. April 2025, S. 24, > Dokumentation > Berichte
und Studien > Marktüberwachung (zuletzt besucht 10.11.2025).
17 Im Jahr 2024 wurden durchschnittlich 399 MW an negativer SRL vorgehalten und Abrufe von negativer SRE im Umfang von 173 GWh getätigt.
Diese stammen hauptsächlich aus Wasserkraftanlagen. Vgl. dazu ElCom, Analyse des Marktes für Sekundärregelenergie vom 30. April 2025,
S. 23 f., > Dokumentation > Berichte und Studien > Marktüberwachung (zuletzt besucht 10.11.2025).



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48
Die Kosten der Vergütung der abrufbedingten Leistungsspitze sowie für die Umsetzung gelten als
anrechenbare Kosten. Sie sind vorbehältlich der individuell anzurechnenden Kosten nach Rz. 46
von der Verfügungsadressatin über den allgemeinen Tarif für Systemdienstleistungen in
Rechnung zu stellen (Art. 15 Abs. 1 Bst. a StromVG, Art. 15 Abs. 2 Bst. a StromVV). Zwar werden
die SRE-Kosten den Bilanzgruppen in Rechnung gestellt (Art. 15c Abs. 1 Bst. a StromVG).
Dennoch rechtfertigt sich vorliegend die ausnahmsweise Lösung über den allgemeinen SDL-Tarif:
Es handelt sich vorliegend noch um eine kurze Testphase, welche zudem kurzfristig eingeführt
werden muss. Die Abrechnung über den Ausgleichsenergiepreis würde eine Anpassung des
Bilanzgruppen-Vertrags bedingen, wofür voraussichtlich ein grösserer Zeitbedarf notwendig wäre.
Zudem ist eine präzise verursachergerechte Anrechenbarkeit der Vergütungen auf die einzelnen
Bilanzgruppen schwierig, gegebenenfalls gar unmöglich. Dies liegt darin begründet, dass die
Ausgleichsenergiepreise provisorisch 30 Minuten nach der Regelung und für die Abrechnung
jeweils am 20. des Folgemonats publiziert werden, während die Abrechnungen für die
Leistungsspitzen erst mit einem Verzug von gut einem Monat erstellt werden können. Zur
Definition eines allfälligen zukünftigen Anrechnungsmechanismus bedarf es zudem gerade der
Resultate aus dem Testbetrieb. Die Kostenverteilung auf die Bilanzgruppen für eine kurze
Testphase wäre zusammenfassend mit einem ineffizient hohen Aufwand verbunden. Schliesslich
profitieren letztlich sämtliche Endverbraucher davon, wenn das Angebot für die Beschaffung von
Regelenergie aufgrund von Massnahmen wie der vorliegenden breiter wird. Auch wenn die
Abrechnung über den allgemeinen SDL-Tarif vorliegend gerechtfertigt ist, soll bei einer allfälligen
zukünftigen, längerfristigen Implementierung des Abrechnungsprozesses die Möglichkeit der
Anrechenbarkeit auf die Bilanzgruppen geprüft werden.
4.2.2
Umsetzung: Abschluss einer Zusatzvereinbarung
49
Die Verfügungsadressatin ist anzuweisen, für die Umsetzung des Abrechnungsprozesses eine
Zusatzvereinbarung zum Rahmenvertrag für die Teilnahme an der Sekundärregelung zu
erarbeiten und diese allen SDV zur Unterzeichnung anzubieten. In dieser Verfügung wird dabei
festgelegt, welche zentralen Punkte in der Zusatzvereinbarung enthalten sein müssen. Die
Verfügungsadressatin schliesst die Zusatzvereinbarung mit denjenigen SDV ab, welcher dieser
zustimmen. Die Umsetzung des Abrechnungsprozesses erfolgt entsprechend nur mit diesen SDV.
50
Die Verfügungsadressatin weist im Eventualantrag darauf hin, dass es einer Vertragsanpassung
des Anhangs «Ausschreibungsbedingungen Sekundarregelung zu dem Rahmenvertrag für die
Teilnahme an der Sekundarregelung» bedürfe. Zum einen widerspreche Ziff. 5 Abs. 2 lit. j dem
Abrechnungsprozess, da sie vorsehe, dass allfällige Netznutzungsentgelte ausschliesslich von
den SDV zu tragen und im Energiepreis der SDV zu berücksichtigen sind. Es sei somit eine
Zusatzvereinbarung in den Anhang der Verfügung aufzunehmen, welche die Einzelheiten des
Abrechnungsprozesses regelt. Sofern den SDV Zusatzkosten in Rechnung gestellt werden sollen,
sei die Berechnung dieser Zusatzkosten zu definieren und dies ebenfalls in die
Zusatzvereinbarung im Verfügungsanhang aufzunehmen. Schliesslich sei auch die Verpflichtung
der SDV zur fristgerechten und unentgeltlichen Datenlieferung in diese Zusatzvereinbarung
aufzunehmen.
51
Das in Rz. 49 vorgesehene Vorgehen hat gegenüber der Verfügung der Zusatzvereinbarung im
Anhang der Verfügung den Vorteil, dass alle SDV die Möglichkeit haben, die Zusatzvereinbarung
zu unterzeichnen, dazu aber nicht verpflichtet sind. Dennoch besteht für die Verfügungsadressatin
Rechtssicherheit über das Vorgehen. Den Anträgen um Präzisierung wird insofern entsprochen,
als die Eckpunkte des Abrechnungsprozesses möglichst präzise definiert werden (vgl. oben,
Ziff. 4.2.1). Die finale Ausformulierung von Vertragsbestimmungen der Zusatzvereinbarung durch
die ElCom und die Aufnahme der Zusatzvereinbarung in die Verfügung sind dagegen nicht
notwendig und nicht zweckmässig. Vielmehr ist die Ausarbeitung der Zusatzvereinbarung der
Verfügungsadressatin zu überlassen. Diese verfügt über die bessere Übersicht über ihr
Vertragswerk.



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4.3 Optionaler Abrechnungsprozess für negative TRE
52
Wie in Rz. 6 festgestellt, gab es auch für TRE- Preissteigerungen, wenn auch weniger ausgeprägt.
53
Der in Frage stehende Abrechnungsprozess könnte daher auch für negative TRE Sinn machen.
Zudem ist zu berücksichtigen, dass SRE- und TRE- und die entsprechenden Angebote
mindestens teilweise austauschbar sind und daher nicht ganz ausgeschlossen ist, dass aus dem
Abrechnungsprozess marktverzerrende Auswirkungen bei TRE auftreten können. Eine
einheitliche Anwendung wäre zudem generell zu begrüssen. Die Verfügungsadressatin soll daher
angewiesen werden, die Einführung eines zusätzlichen optionalen Testbetriebs für negative TRE
zu prüfen. Dabei sind insbesondere der marktseitige Bedarf zu berücksichtigen, jedoch dürfen
auch umsetzungstechnische Aspekte (Umfang des Tests, spezifische Gegebenheiten bei TRE-,
etc.) berücksichtigt werden. Es handelt sich für diese Testphase lediglich um eine Prüfpflicht, d.h.
der finale Entscheid soll hier bei der Verfügungsadressatin liegen.
4.4 Einführung des Abrechnungsprozesses ist rechtlich zulässig
54
Nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b StromVG stellt die Verfügungsadressatin die
Systemdienstleistungen einschliesslich Bereitstellung von Regelenergie sicher. Sofern sie die
Systemdienstleistungen nicht selber erbringt, beschafft sie diese nach marktorientierten,
transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren; verbrauchsseitig berücksichtigt sie dabei
vorab Angebote mit effizienter Energienutzung. Laut Botschaft (BBl 2004 1659) schreibt sie die
vorzuhaltende Reservekapazität aus und überprüft die Erfüllung der vereinbarten Verträge.
55
Nach Artikel 22 Absatz 1 StromVV hat die nationale Netzgesellschaft die Systemdienstleistungen
in einem marktorientierten, diskriminierungsfreien und transparenten Verfahren zu beschaffen,
sofern sie diese nicht selber erbringt. Laut erläuterndem Bericht
des BFE zum
Vernehmlassungsentwurf vom 27. Juni 200718, S. 16, soll mit einem marktorientierten Verfahren
gewährleistet werden, dass die Systemdienstleistungen möglichst effizient und günstig
bereitgestellt werden.
56
Als anrechenbare Netzkosten gelten die Betriebs- und Kapitalkosten eines sicheren,
leistungsfähigen und effizienten Netzes (Art. 15 Abs. 1 StromVG). Dazu gehören die SDL (Art. 15
Abs. 2 StromVG) mit Ausnahme der Ausgleichsenergie, welche grundsätzlich individuell
anzurechnen ist (Art. 15c Abs. 1 Bst. a StromVG).
57
Nachstehend ist daher die Einführung des Abrechnungsprozesses (als Testphase) vor dem
Hintergrund der genannten Bestimmungen zu prüfen.

18 Verfügbar auf www.elcom.admin.ch > Die ElCom > Gesetze und Ausführungsbestimmungen.



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58
Das Verfahren zur Beschaffung von Systemdienstleistungen muss marktorientiert sein. Zunächst
ist festzuhalten, dass der Wortlaut des Gesetzes nicht Begriffe wie marktlich bzw. auf dem Markt
verwendet, sondern lediglich marktorientiert. Der Wortlaut deutet daher auf einen grösseren
Handlungsspielraum hin. Zu erwähnen ist zudem, dass Sinn und Zweck einer marktorientierten
Beschaffung regelmässig darin besteht, dass ein funktionierender Markt effiziente (und
wohlfahrtsoptimale) Resultate hervorbringt. Mit dem neuen Abrechnungsmechanismus ändert
sich nichts daran, dass die Beschaffung durch die Verfügungsadressatin mittels Ausschreibungen
vorgenommen wird, wie dies in der Botschaft erwähnt wird (siehe oben, Rz. 54). Zu
berücksichtigen ist zudem, dass es sich sowohl im negativen SRL-Markt, noch mehr aber im
negativen SRE-Markt, um sehr stark konzentrierte Märkte handelt. In solchen Märkten besteht die
Gefahr, dass aus den Ausschreibungsverfahren keine wettbewerblich effizienten, günstigen und
unverzerrten Preise resultieren. Ein wesentlicher Ansatz zur Minderung dieser Problematik
besteht in einer Erweiterung des Teilnehmerkreises mit kompetitiven Geboten an den Auktionen,
was zu einer Erhöhung der Versorgungssicherheit und zu günstigeren Beschaffungspreisen für
die Verfügungsadressatin führt (vgl. dazu auch BBl 2021 1666 S. 54). Es ist zu erwarten, dass der
neue Abrechnungsprozess dafür sorgt, dass teilnehmende Anbieter aufgrund ihrer tieferen
variablen Kosten zusätzliche und tiefere SRE-Angebote einreichen werden. Es ist zudem denkbar,
dass durch den Abrechnungsprozess – sofern gegebenenfalls zukünftig dauerhaft eingeführt –
auch Markteintritte neuer Anbieter ausgelöst werden. Dies würde den Wettbewerb intensivieren
und die gesamte Gebotskurve bei SRE- voraussichtlich positiv beeinflussen. Mit anderen Worten
darf aufgrund allgemeiner ökonomischer Grundsätze mit einer hohen Wahrscheinlichkeit davon
ausgegangen
werden,
dass
der
Abrechnungsprozess
zu
wettbewerbseffizienteren
Markergebnissen beiträgt und diese Verbesserungen die Kosten für die Umsetzung auch
übersteigen. Die Marktorientierung ist damit nicht nur gegeben, sondern wird im Sinne des
Gesetzgebers verbessert. Die Einführung des Abrechnungsprozesses – zumindest als Testphase
zur Evaluierung der erwarteten Ergebnisse – ist vor diesem Hintergrund zulässig und geboten.
59
Bleibt zu prüfen, ob der Abrechnungsprozess auch einem diskriminierungsfreien und
transparenten Verfahren entspricht. Dies ist ebenfalls der Fall. Zentral ist, dass der
Abrechnungsprozess öffentlich beschrieben und gleichermassen allen SDV und indirekt
Anlagenbetreibern angeboten wird (Ziffer 4.2.2). Bei gegebenen Voraussetzungen haben
entsprechend sämtliche SDV die Möglichkeit, einen Antrag auf Vergütung bestimmter Anlagen zu
stellen. Ebenfalls sind bei gegebenen Voraussetzungen zur Teilnahme Anbieter mit
Leistungssprüngen
unabhängig
von
ihrer
Technologie
vergütungsberechtigt.
Da
zusammenfassend nach einem klar definierten und kommunizierten sachlichen, nicht
technologiebedingten Kriterium unterschieden wird, ist die Vorgabe an ein transparentes und
diskriminierungsfreies
Verfahren
erfüllt.
Die
Voraussetzungen
zur
Teilnahme
am
Abrechnungsprozess sind ebenfalls sachlich begründet und nicht-diskriminierend (vgl. oben,
Ziffer 4.2.1). Inwiefern andere Anbieter diskriminiert würden, ist nicht ersichtlich. Übliche Anbieter
sind z.B. Pumpspeicherkraftwerke, welche bereits von Gesetzes wegen vom Netznutzungsentgelt
befreit sind und daher durch den Abrechnungsprozess nicht diskriminiert werden. Der
Abrechnungsprozess dient der Diversifizierung der Beschaffung. Schliesslich ist auch nicht
ersichtlich, inwiefern das Kriterium der effizienten Energienutzung tangiert würde, da dieses von
der Verfügungsadressatin unabhängig vom Abrechnungsprozess umgesetzt werden muss.



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60
Das Ausspeiseprinzip, welches in Artikel 14 Absatz 2 StromVG zum Ausdruck kommt, wird durch
den Abrechnungsprozess nicht tangiert und das Netznutzungsmodell schon gar nicht generell in
Frage gestellt. Der Abrechnungsprozess sieht denn auch keine Befreiung und auch keine
Reduktion des Netznutzungsentgelts vor. Die vom Abrechnungsprozess betroffenen Anbieter von
SRE- sind ohne Ausnahme weiterhin netznutzungsentgeltpflichtig. Die Tarifstruktur des
Verteilnetzbetreibers, der Netznutzungstarif, der Leistungspreis, die Wälzungsmechanismen
zwischen den Netzebenen, die Messungen, die Abrechnung, die gesetzlichen Pflichten gemäss
StromVG sind von den Grundsätzen und der Umsetzung her nicht tangiert. Das Ausspeiseprinzip
wie auch alle netzseitigen Vorgaben gemäss StromVG und StromVV werden weiterhin
eingehalten und umgesetzt. Beim Abrechnungsprozess handelt es sich derweil um
Vereinbarungen zwischen der Verfügungsadressatin und den Anbietern, gestützt auf welche die
Verfügungsadressatin zudem ausschliesslich die Kosten für die Leistungskomponente der
abrufbedingten Leistungsspitzen vergütet. Diese Leistungsspitzen werden erst durch den Abruf
von negativer SRE verursacht. Mit der Vergütung soll diese Zusatzbelastung der Anlagenbetreiber
ausgeglichen werden. Der Vollständigkeit halber ist daher noch anzumerken, dass allfällige
Diskussionen im Rahmen des Gesetzgebungsprozesses, für bestimmte Endverbraucher
Ausnahmen von der Netzentgeltpflicht vorzusehen (oder nicht), somit für die Beurteilung auch
nicht relevant sind.
61
Ergänzend kann hinsichtlich der gesetzlichen Ausgangslage angemerkt werden, dass zwar der
Gesetzgeber die Ausnahmen von der Netznutzungsentgeltpflicht im Mantelerlass explizit geregelt
hat (Art. 14a StromVG). Ausserdem hat er in Artikel 20 Absatz 2 StromVG die
Rahmenbedingungen für die Erbringung der Systemdienstleistungen präzisiert und inhaltlich um
den Zusatz der vorrangigen Berücksichtigung von Angeboten mit effizienter Energienutzung
ergänzt. Zur Möglichkeit eines Abrechnungsprozesses wie dem vorliegenden hat er sich aber nicht
geäussert. Zum Zeitpunkt der Botschaft galt zudem noch das alte Beschaffungssystem für SRE,
nämlich SPOT-Preis plus 20%.19 Die Preise stiegen erst nach Einführung des Systems PICASSO
Mitte 2022 stark an. Die zusätzlichen massiven Preiserhöhungen folgten dann im Jahr 2024, also
nach der Schlussabstimmung in den Räten vom 26. September 2023. Aus der fehlenden
gesetzlichen Regelung hinsichtlich der Problematik von hohen Kosten aufgrund abrufbedingter
Leistungsspitzen lässt sich daher keinesfalls schliessen, dass ein Abrechnungsprozess wie der
vorliegende ausgeschlossen werden sollte. Vielmehr war sich der Gesetzgeber wie erwähnt im
Allgemeinen sehr wohl bewusst, dass eine Erweiterung des Teilnehmerkreises zu einer Erhöhung
der Versorgungssicherheit und zu günstigeren Beschaffungspreisen für die Verfügungsadressatin
führt (BBl 2021 1666 S. 54). Die Verrechnung von Netzkosten für eine netzstabilisierende Leistung
entspricht daher wohl nicht der Grundintention des Gesetzgebers.

19 a.a.O. (Fn. 2).



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62
Der befristete Preis-Cap läuft gemäss Verträgen zwischen der Verfügungsadressatin und den
SDV Ende 2025 aus. Insofern ist der von der Verfügungsadressatin geltend gemachte
Widerspruch zum derzeit geltenden Preis-Cap grundsätzlich nicht mehr direkt einschlägig. Da
auch nachher ein allerdings viel höherer Preis-Cap bei PICASSO von 15'000 EUR/MWh gilt und
nicht auszuschliessen ist, dass der geltende Preis-Cap von den Vertragsparteien auf freiwilliger
Basis verlängert oder ein anderer Preis-Cap von der ElCom initiiert wird, soll dennoch kurz auf
das Verhältnis zwischen Preis-Cap und Abrechnungsprozess eingegangen werden. Der
Abrechnungsprozess steht nicht im Widerspruch zu einem Preis-Cap. Dieser bestimmt den
maximalen Energiepreis für Abrufe. Sämtliche SRE-Gebote (aktuell für den tieferen Preis-Cap
allerdings nur die verpflichtenden) müssen den Preis-Cap einhalten, andernfalls werden sie nicht
akzeptiert. Dies gilt gleichermassen auch für Gebote von Anlagenbetreibern, für welche der
Abrechnungsprozess zur Anwendung kommt. Die Vergütung betrifft einzig die Entschädigung der
Kosten aus der abrufbedingten Leistungsspitze und ist damit nicht Teil der Zahlung für das Gebot.
Entsprechend wird der Preis-Cap durch den Abrechnungsprozess nicht tangiert. Es ist zudem
anzumerken, dass bei Weiterführung des aktuell geltenden oder bei Einführung eines anderen
(tiefen) CAP der Abrechnungsmechanismus sogar noch wichtiger ist, da er die Teilnahme
möglichst vieler Anbieter auf den Märkten für SRL-, SRE- und ev. TRL- und TRE- sichert. Sollte
ein ganz anderes Beschaffungsregime eingesetzt werden, beispielsweise eine Rückkehr zum
alten System, würde die ElCom die Ausgangslage analysieren. Es ist aber davon auszugehen,
dass der Abrechnungsprozess auch im alten System positive Wirkungen entfalten würde.
63
Die ElCom greift mit der Verfügung des Abrechnungsprozesses in die Gestaltungsfreiheit der
Verfügungsadressatin bei der Beschaffung von Systemdienstleistungen ein. Dafür besteht mit
Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b StromVG i.V.m. Artikel 22 Absatz 1 StromVV eine gesetzliche
Grundlage, indem eine Beschaffung umzusetzen ist, welche im Sinne des marktorientierten
Verfahrens auch möglichst wettbewerbseffizient und günstig sein soll.
64
Es besteht zudem ein öffentliches Interesse an der Umsetzung des Abrechnungsprozesses. Wie
ausgeführt erwartet die ElCom eine Senkung der Beschaffungskosten für SRE-, welche die
Kosten für die Umsetzung des Abrechnungsprozesses übersteigt. Dadurch sinken die
Ausgleichsenergiekosten der Bilanzgruppen, wodurch die Endverbraucher letztlich von tieferen
Elektrizitätskosten profitieren. Zudem werden sich unabhängig von der Kostenwirkung aus dem
Testbetrieb sowohl für die Verfügungsadressatin als auch für die ElCom wertvolle Erkenntnisse
zum Markt und zum Einbezug zusätzlicher Technologien (als Wasserkraft) in die
Regelenergiemärkte ergeben.



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Die Massnahme ist notwendig. Zwar ist die Verfügungsadressatin in Abstimmung mit der ElCom
daran, zahlreiche Massnahmen zu initiieren oder bereits umzusetzen, welche die Marksituation
verbessern können. Wie oben (Ziff. 4.1) aufgezeigt, sind diese Massnahmen zwar gut und wichtig,
aber nicht ausreichend. Es bedarf insbesondere weiterer angebotsseitiger Massnahmen wie dem
Abrechnungsprozess. Die Massnahme ist zur Zielerreichung einer effizienteren und
kostengünstigeren Beschaffung geeignet: Auch wenn keine absolute Garantie dafür besteht, so
kann doch aufgrund ökonomischer Grundsätze realistischerweise erwartet werden, dass
Anlagenbetreiber mit Abrechnungsprozess aufgrund der Kostensenkung ihre optimale
Gebotsstrategie anpassen können und werden, was den Wettbewerbsdruck im SRE-Markt erhöht,
die Abrufreihenfolge der Gebote ändert und letztlich die Beschaffungskosten senkt.
Demgegenüber handelt es sich um einen relativ kleinen Eingriff in die Handlungsfreiheit der
Verfügungsadressatin. Bisher gab es seitens der Verfügungsadressatin keine Rückmeldung, dass
die Umsetzung aus technischer Sicht nicht möglich sei. Der Aufwand ist zwar nicht marginal, dürfte
sich aber voraussichtlich in gewissen Grenzen halten. Dies hängt v.a. damit zusammen, dass es
sich um einen zeitlich befristeten Testbetrieb handelt, bei welchem noch nicht mit sehr vielen
verschiedenen Anbietern zu rechnen ist, welche die Anforderungen für eine Teilnahme erfüllen.
Zudem braucht es zur Umsetzung des Abrechnungsprozesses im Testbetrieb noch keine
komplexe
Anpassung
von
Informatiksystemen
zur
Automatisierung
der
Prozesse.
Entschädigungs-Forderungen seitens der Verteilnetzbetreiber aufgrund höherer Lastspitzen sind
realistischerweise
ebenfalls
nicht
zu
erwarten:
Zum
einen
ändert
sich
an
der
Netznutzungsentgeltpflicht nichts und der Anlagenbetreiber zahlt bei höheren Lastspitzen auch
ein deutlich höheres Netznutzungsentgelt. Zum anderen dürfte in der Regel bei einem Abruf
negativer Regelenergie aufgrund von Verschachtelungseffekten im Verteilnetz keine oder nur eine
geringe
Lastspitze
gegenüber
vorgelagerten
Netzen
entstehen.
Die
Bedenken
der
Verfügungsadressatin richteten sich
denn auch primär gegen
nicht
zählergestützte
Abrechnungsmethodiken (act. 6, S. 4 f.), welche vorliegend nicht zur Anwendung kommen. Die
Testphase soll zudem gerade aufzeigen, ob und wie ein Abrechnungsprozess auch langfristig und
vermutlich in grösserem Rahmen umgesetzt werden könnte. Des Weiteren ist für eine Testphase
auch nicht wahrscheinlich, dass aufgrund des Abrechnungsprozesses und der dadurch erwarteten
tieferen Abrufpreise weniger Markteintritte erfolgen. Zudem würden Markteintritte von
Anlagenbetreibern (mit neuen Technologien) und hohen Kosten aufgrund abrufbedingter Kosten
wegen
der
Leistungskomponente
gerade
gefördert.
Schliesslich
entstehen
der
Verfügungsadressatin auch keine finanziellen Risiken, da die Kosten über den allgemeinen SDL-
Tarif an die Netzkosten angerechnet werden können. Im Vergleich mit dem Aufwand und den
Kosten der Verfügungsadressatin überwiegen somit die erwarteten positiven Marktauswirkungen
bzw. die Reduktion der Beschaffungskosten zu Gunsten der Endverbraucher sowie die
Gewinnung wertvoller Erkenntnisse aus der Testphase. Die Massnahme erweist sich daher als
verhältnismässig.
66
Auch das BFE erachtet den Abrechnungsprozess als rechtlich zulässig «wenn nicht sogar – mit
Blick auf Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b des Stromversorgungsgesetzes (StromVG) – als
geboten» (act. 7). Eine Umsetzung als Pilotprojekt gemäss Artikel 23a StromVG erachtet es als
nicht möglich und würde einen entsprechenden Antrag ablehnen.




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Entzug der aufschiebenden Wirkung
67
Die Beschwerde gegen eine Verfügung hat grundsätzlich aufschiebende Wirkung (Art. 55 Abs. 1
VwVG). Sofern die Verfügung nicht eine Geldleistung zum Gegenstand hat, kann die Vorinstanz
einer allfälligen Beschwerde die aufschiebende Wirkung entziehen (Art. 55 Abs. 2 VwVG).
Gemäss Rechtsprechung rechtfertigen nicht nur ganz aussergewöhnliche Umstände den Entzug
der aufschiebenden Wirkung (BGE 129 II 289 E. 3.2). Immerhin muss die verfügende Behörde
überzeugende Gründe dartun können. Sind solche vorhanden, ist weiter zu prüfen, ob die
Massnahme verhältnismässig ist. Insbesondere sind die sich gegenüberstehenden Interessen
gegeneinander abzuwägen. Bei der Interessenabwägung steht der Behörde ein gewisser
Beurteilungsspielraum zu (Zwischenverfügung A-2619/2009 des Bundesverwaltungsgerichts vom
15. Juni 2009 E. 6). Der vermutliche Ausgang des Verfahrens kann berücksichtigt werden, wenn
die Aussichten eindeutig sind (BGE 129 II 289 E. 3).
68
Die vorliegende Verfügung hat keine Geldleistung zum Gegenstand. Daher kann einer allfälligen
Beschwerde die aufschiebende Wirkung grundsätzlich entzogen werden.
69
Da bisher keine Entscheidpraxis zur Beschaffung von SDL vorliegt, kann keine eindeutige oder
zumindest wahrscheinliche Entscheidprognose abgegeben werden.
70
Die Umsetzung des Abrechnungsprozesses als Testbetrieb liegt im öffentlichen Interesse, ist
notwendig und geeignet (siehe oben, Rz. 64 f.). Die Umsetzung ist zudem dringlich, da der Preis-
Cap von 1'000 EUR/MWh für negative SRE für verpflichtende Gebote 2025 ausläuft.
Entsprechend muss erwartet werden, dass die Beschaffungskosten wieder stark ansteigen
könnten, insbesondere bei hohem Bedarf. Im Frühling entstehen erwartungsgemäss hohe Kosten
für die Beschaffung negativer SRE (siehe oben, Rz. 35 und 45). In dieser Zeitperiode ist
entsprechend ein potentiell stärkerer kostenreduzierender Effekt des Abrechnungsprozesses zu
erwarten. Nach Abschluss der Auktionen können zu hohe Beschaffungskosten zulasten der
Endverbraucher nachträglich nicht mehr korrigiert werden. Unabhängig vom erwähnten
Kosteneffekt ist auch das rasche Vorliegen der Ergebnisse aus der Testphase von grosser
Bedeutung: Zum einen kann so möglichst bald evaluiert werden, ob der Ansatz des
Abrechnungsprozesses weiterverfolgt werden soll. Zum anderen könnte dies zusammen mit den
laufenden Analysen Anhaltspunkte liefern, ob das aktuelle Beschaffungsregime (marktorientiert;
PICASSO) weitergeführt werden kann, oder ob ganz grundlegende Anpassungen am System
notwendig sind. Diese Entscheidungen und die Einleitung der notwendigen Anpassungsprozesse
müssen mit Blick auf die letztlich den Endverbrauchern tagtäglich entstehenden Kosten schnell
aufgegleist werden.
71
Als Nachteil bei einem Entzug der aufschiebenden Wirkung ist der Aufwand zu nennen, welcher
der Verfügungsadressatin entsteht. Diese Risiken sind aber zumindest insofern zu relativieren, als
die entsprechenden Aufwände als anrechenbare Kosten über den allgemeinen SDL-Tarif in
Rechnung gestellt werden können.
72
Gerade angesichts der Marktstruktur mit einem hochkonzentrierten Markt (vgl. oben Rz. 34),
welcher wettbewerbseffiziente Ergebnisse als unwahrscheinlich erscheinen lassen, überwiegt das
öffentliche Interesse der Endverbraucher an einer Reduktion der Elektrizitätstarife sowie das
Interesse
der
Behörde
(und
auch
der
Verfügungsadressatin)
an
zuverlässigen
Entscheidgrundlagen für ein zukünftiges (kosten-)effizientes Beschaffungssystem für negative
SRE und TRE die Interessen der Verfügungsadressatin. Einer Beschwerde gegen die vorliegende
Verfügung ist somit die aufschiebende Wirkung zu entziehen.



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Gebühren
73
Die ElCom erhebt für Verfügungen im Bereich der Stromversorgung Gebühren (Art. 21 Abs. 5
StromVG, Artikel 13a der Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich
vom 22. November 2006 [GebV-En; SR 730.05]). Die Gebühren werden nach Zeitaufwand
berechnet und betragen je nach Funktionsstufe des ausführenden Personals 75 bis 250 Franken
pro Stunde (Art. 3 GebV-En).
74
Für die vorliegende Verfügung werden folgende Gebühren in Rechnung gestellt: 1 anrechenbare
Stunden zu einem Gebührenansatz von 250 Franken pro Stunde (ausmachend 250 Franken), 20
anrechenbare Stunden zu einem Gebührenansatz von 230 Franken pro Stunde (ausmachend
4600 Franken) und 101 anrechenbare Stunden zu einem Gebührenansatz von 200 Franken pro
Stunde (ausmachend 20’200 Franken). Gesamthaft ergibt sich damit eine Gebühr von
25’050 Franken.
75
Die Gebühr hat zu bezahlen, wer eine Verfügung veranlasst (Art. 1 Abs. 3 GebV-En i.V.m. Art. 2
Abs. 1
der
Allgemeinen
Gebührenverordnung
vom
8. September
2004
[AllgGebV;
SR 172.041.1]).
Vorliegend
hat
die
Verfügungsadressatin
die
Einführung
des
Abrechnungsprozesses abgelehnt und deutlich gemacht, dass sie für die Durchführung einer
formellen Verfügung der ElCom bedarf (act. 3; vgl. auch act. 11, Folie 9).




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III Entscheid
Gestützt auf diesen Erwägungen wird verfügt:
1.
Die Swissgrid AG wird angewiesen, im Rahmen eines Testbetriebs einen zusätzlichen
Abrechnungsprozess für negative Sekundärregelenergie (SRE-) einzuführen. Zu diesem Zweck
hat die Swissgrid AG eine Zusatzvereinbarung zum Rahmenvertrag für die Teilnahme an der
Sekundärregelung
zu
erarbeiten,
welchen
sie
allen
Anbietern
(Systemdienstleistungsverantwortlichen,
SDV)
zur
Unterzeichnung
anbietet.
Die
Zusatzvereinbarung muss die folgenden Punkte enthalten:
a. Im Rahmen des zusätzlichen Abrechnungsprozesses hat die Swissgrid AG den
einzelnen SDV die durch den Abruf negativer Sekundärregelenergie (SRE-) beim
Anlagenbetreiber fällig gewordene Leistungskomponente des Netznutzungstarifs
des Verteilnetzbetreibers, an dessen Netz der Anlagenbetreiber angeschlossen
ist, zu Handen des Anlagenbetreibers zu vergüten.
b. Der Testbetrieb von mindestens 4 Monaten ist für den Zeitraum zwischen 1.
Januar 2026 und 30. Juni 2026 vorzusehen.
c. Der Abrechnungsprozess ist für SDV für bereits präqualifizierte verbrauchsseitige
Anlagen zugänglich, welche über die notwendigen geeichten Messmittel
verfügen.
d. Die Vergütung der fällig gewordenen Leistungskomponente erfolgt nur gestützt
auf einen vollständigen Antrag des SDV mit den relevanten Messdaten.
e. Die individuell zurechenbaren Kosten für Abrechnung und Kontrolle werden den
SDV als separate Position nach Aufwand in Rechnung gestellt.
f.
Die SDV sind verpflichtet, der Swissgrid AG die von der ElCom festgelegten
Daten unentgeltlich und fristgerecht zu liefern. Die Weitergabe an die ElCom ist
explizit vorzusehen.
Bei marktseitigem Bedarf und je nach technischer Möglichkeit ist der zusätzliche
Abrechnungsprozess auch für negative Tertiärregelenergie (TRE-) zu prüfen.
2.
Die Swissgrid AG darf die Kosten des Abrechnungsprozesses, einschliesslich der Vergütung für
die Leistungskomponente, als anrechenbare Kosten über den allgemeinen Tarif für
Systemdienstleistungen in Rechnung stellen. Ausgenommen sind die individuell in Rechnung
gestellten Kosten nach Ziffer 1 Buchstabe e.
3.
Die Swissgrid AG hat während des Testbetriebs die Ergebnisse zu überwachen, die ElCom
regelmässig darüber zu orientieren und die von der ElCom festzulegenden Daten im
Zusammenhang mit dem Abrechnungsprozess zu liefern. Die Datenlieferung wird mit dem
Prozess gemäss der Verfügung 25-00184 der ElCom vom 15. August 2025 koordiniert.
4.
Im Übrigen werden die Anträge der Swissgrid AG abgewiesen.
5.
Einer allfälligen Beschwerde gegen die Ziffern 1 bis 4 des Dispositivs wird die aufschiebende
Wirkung entzogen.



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6.
Die Gebühr für diese Verfügung beträgt 25’050 Franken. Sie wird der Swissgrid AG auferlegt. Die
Rechnung wird nach Rechtskraft der vorliegenden Verfügung zugestellt.
7.
Die Verfügung wird der Swissgrid AG mit eingeschriebenem Brief eröffnet.





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Bern, 18. November 2025
Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom
Werner Luginbühl
Präsident
Urs Meister
Geschäftsführer
Versand:

Zu eröffnen mit eingeschriebenem Brief:
− Swissgrid AG, Bleichemattstrasse 31, Postfach, 5001 Aarau



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IV Rechtsmittelbelehrung
Gegen diese Verfügung kann innert 30 Tagen seit Zustellung Beschwerde erhoben werden. Die
Beschwerde ist beim Bundesverwaltungsgericht, Postfach, 9023 St. Gallen, einzureichen (Art. 50
VwVG, Art. 23 Abs. 1 StromVG). Die Frist steht still:
a)
vom 7. Tag vor Ostern bis und mit dem 7. Tag nach Ostern;
b)
vom 15. Juli bis und mit dem 15. August;
c)
vom 18. Dezember bis und mit dem 2. Januar (Art. 22a VwVG).
Die Beschwerde hat die Begehren, deren Begründung mit Angabe der Beweismittel und die Unterschrift
des Beschwerdeführers oder seines Vertreters zu enthalten. Die angefochtene Verfügung und die als
Beweismittel angerufenen Urkunden sind beizulegen, soweit der Beschwerdeführer sie in Händen hat
(Art. 52 Abs. 1 VwVG).