BCG (D)

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Samstag, 3. Oktober 2026

Wege aus der Kostenfalle Strom wird teurer. Welche Rolle spielt dabei das im März 2026 unterzeichnete Stromabkommen mit der EU, das den Schweizer Markt vollständig öffnet? Interview mit Jeremy Merz, Managing Director und Partner bei der Boston Consulting Group. Die Schweiz ist eng mit dem europäischen Strom­ netz verbunden, jedoch fehlt bislang eine rechtliche Absicherung für die gemeinsame Nutzung. Das soll sich mit dem im März 2026 vom Bundesrat unter­ zeichneten Stromabkommen mit der EU ändern. Das Abkommen sieht eine vollständige Öffnung des Schweizer Strommarkts sowie ein Mitsprache­ recht bei der Planung und Organisation des euro­ päischen Strommarkts vor, was die Versorgungs­ sicherheit erhöhen soll. Herr Merz, neben Dekarbonisierung und Versorgungssicherheit rückt ein drittes Thema zunehmend in den Fokus der Energiediskussion: die Bezahlbarkeit von Strom. Warum ist dieses Thema so dringlich geworden? Die Bezahlbarkeit von Strom ist zu einer strate­ gischen Frage geworden. In vielen Märkten stei­ gen die Stromkosten deutlich schneller als lange ge­ wohnt – und das in einer Phase, in der die Strom­ systeme wegen Elektrifizierung, Digitali­ sierung und Dekarbonisierung gleichzeitig mehr leisten und stark ausgebaut werden müssen. Das belastet Haushalte und Unternehmen und kann die Wettbe­ werbsfähigkeit eines Standorts beeinträchtigen. Die Schweiz ist dabei keine Ausnahme: In der BCGAnalyse sind die realen Strompreise für Haushalte seit 2010 auch hier stärker gestiegen als die allge­ meine Teuerung.

Gibt es Wege aus der Kostenfalle, oder müssen sich Wirtschaft und Gesellschaft dauerhaft auf teurere Energie einstellen? Es gibt wirksame Ansätze, aber wichtig ist die Ein­ ordnung: Das sind globale Massnahmen, keine spe­ zifische Empfehlung nur für die Schweiz. Unsere Analyse unterscheidet drei Zeithorizonte: Kurzfristig können Regulierungsbehörden Kos­ ten verursachungsgerechter und sozial tragfähig verteilen und Anreize so setzen, dass Effizienz und Flexibilität belohnt werden. Mittelfristig können Energieversorger ihre ­bestehenden Systeme effizienter betreiben, Netze besser auslasten, Flexibilität auf der Nachfrageseite nutzen und Investitionen disziplinierter umsetzen. Oft ist es günstiger, Lastspitzen zu verschieben, als zusätzliche Infrastruktur nur für wenige Spitzen­ stunden zu bauen. Langfristig müssen Politik und Branche Marktund Netzarchitekturen weiterentwickeln, damit ­genügend bezahlbare und zuverlässige Kapazität entsteht. Dazu gehört je nach Markt auch eine bes­ sere grenzüberschreitende Koordination. Die kon­ krete Ausgestaltung muss aber immer zum jeweili­ gen Stromsystem passen. Mit dem Stromabkommen Schweiz–EU gewinnt die Energiedebatte hierzulande an neuer Dynamik. Wie ist das Abkommen ökonomisch einzuordnen?

Sustainable Switzerland ist die nationale Nachhaltigkeitsplattform des Unternehmens NZZ mit Partnern aus Wirtschaft und Wissenschaft. Gemeinsam beschleunigen wir die nachhaltige Entwicklung der Schweiz. sustainableswitzerland.ch Dieser Inhalt wurde von NZZ Story Lab und Sustainable Switzerland im Auftrag der Boston Consulting Group erstellt.

Mehr als 40 grenzüberschreitende Leitungen verbinden die Schweiz mit dem europäischen Stromnetz. Das Abkommen soll diese Integration rechtlich absichern. IMAGO

Aus energiewirtschaftlicher Sicht ist die Schweiz bereits heute sehr eng mit Europa integriert: über mehr als 40 grenzüberschreitende Leitungen und den laufenden Stromhandel. Was bislang fehlt, ist die rechtliche Absicherung dieser Integration mit der EU. Das Stromabkommen soll den Zugang zum europäischen Strommarkt und gemeinsame Regeln für Handel und Netzbetrieb verlässlich ­regeln. Das kann Netzstabilität, Versorgungssicherheit und Wettbewerb stärken. Interessant ist: Die Integra­ tion besteht sowohl beim Stromfluss als auch beim Kapital. Gemäss einer Schweizer Forschungsarbeit fliesst seit Jahren mehr als die Hälfte der jährli­ chen Schweizer Investitionen in grosse ­erneuerbare Energieprojekte nach Europa; nur rund ein Prozent bleibt in der Schweiz. Das zeigt, wie europäisch der Schweizer Stromsektor wirtschaftlich bereits heute aufgestellt ist. Es wird seitens der Politik manchmal behauptet, die Schweiz würde mit dem Abkommen die Hoheit über die Strompreise abtreten. Stimmt das? Die Vorstellung, Brüssel würde künftig die Schwei­ zer­Strompreise festlegen, greift zu kurz. Das ­Abkommen regelt die rechtliche und regulato­ rische Einbindung in den europäischen Strom­ markt, etwa gemeinsame Handelsplattformen und Netzbetriebsregeln. Preise entstehen weiter­ hin aus Marktmechanismen, beziehungsweise in der Grundversorgung nach den schweizerischen Regeln für regulierte Tarife. Gleichzeitig ist klar: Eine stärkere Marktintegration kann dazu führen, dass Marktentwicklungen in Europa für Schwei­ zer Kundinnen und Kunden sichtbarer werden. Es geht also um die Rahmenbedingungen, innerhalb derer Strom gehandelt und Netze betrieben wer­ den, eine zentrale Preisfestsetzung durch die EU ist damit nicht gemeint. Noch ist es aber nicht so weit? Das Abkommen wurde am 2. März 2026 von der Schweiz und der EU unterzeichnet, ist aber noch nicht in Kraft. In der Schweiz läuft die parlamen­ tarische Beratung; kommt ein Referendum zu­ stande, entscheidet auch die ­Stimmbevölkerung. Auch auf EU-Seite sind die erforderlichen Geneh­migungsschritte noch abzuschliessen. Die Schweiz ist physisch längst Teil des europäischen Strom­systems, rechtlich aber noch nicht in den ­EU-Strombinnenmarkt integriert. Welche Effekte erwarten Sie durch diese stärkere europäische Marktintegration für die Schweiz?

PD

Welche Ursachen stecken hinter der Verteuerung der Strompreise, und inwiefern ist die Schweiz ­davon betroffen? Was sind die zentralen Treiber? Wir sehen global drei strukturelle Treiber. Erstens wächst die Stromnachfrage durch Elektrifizierung und neue Grossverbraucher wie Rechenzentren, während das Angebot nicht überall gleich schnell nachkommt. Zweitens sind sehr hohe Investitionen in Netze und neue Erzeugungskapazitäten ­nötig. Drittens stammen viele Regulierungs- und Tarif­ modelle aus einer Zeit mit stagnierender Nach­ frage und tieferen Kosten. Hinzu kommen kon­ junkturelle und geopolitische Faktoren: Spannun­ gen an den Öl- und Gasmärkten können sich auf Strompreise übertragen. Höhere Inflation und Zin­ sen verteuern zudem kapitalintensive Investitio­ nen, gerade bei erneuerbaren Energien, und kön­ nen Projekte verzögern. Für die Schweiz sind diese Effekte relevant, weil sie physisch und preislich eng mit dem europäischen Strommarkt verbunden ist.

Jeremy Merz Managing Director und Partner, BCG Zürich

Eine stärkere, rechtlich abgesicherte Einbindung kann das Gesamtsystem resilienter und effizien­ ter machen. Im grenzüberschreitenden Verbund ergänzen sich etwa Schweizer Wasserkraft und Kernkraft mit Wind- und Solarstrom in Europa. Das schafft Raum, erneuerbare Energien besser ins Gesamtsystem zu integrieren, und kann den ­Bedarf an teuren, rein nationalen Pufferlösun­ gen reduzieren. Genau dieser grenzüberschrei­ tende Mechanismus wird auch in unserer aktu­ ellen Affordability-Analyse hervorgehoben. Für die Schweiz gibt es zudem eine konkrete Modell­ rechnung des Bundes: Im Jahr 2050 könnten die Strompreise mit Abkommen in einem g­ ünstigen Szenario bis zu 14 Prozent tiefer liegen als in einem Extremszenario ohne Kooperation. ­Dieser Szena­ riovergleich zeigt vor allem den Wert ­gesicherter Grenzkapazitäten und effizienterer Integration, eine Prognose für die künftige Stromrechnung lässt sich daraus nicht ableiten. Das Stromabkommen bringt eine vollständige ­Liberalisierung des Schweizer Strommarkts mit sich. Was ändert sich dadurch für die Verbraucherinnen und Verbraucher hierzulande? Mit dem Inkrafttreten können grundsätzlich alle Endverbraucher ihren Stromlieferanten frei wäh­ len. Für Haushalte und Verbrauchsstätten mit ­weniger als 50 MWh Jahresverbrauch bleibt gleich­ zeitig eine regulierte Grundversorgung bestehen; wer nicht in den freien Markt wechseln möchte, kann dort bleiben, beziehungsweise dorthin ­zurückkehren. Für Verbrauchsstätten zwischen 50 und 100 MWh ist für zehn Jahre nach Inkraft­treten eine zusätzliche Opt-in-Möglichkeit zur Grundver­ sorgung vorgesehen. Wichtig ist die Einordnung: Grossverbraucher mit mehr als 100 MWh Jahres­ verbrauch können ihren Anbieter bereits heute frei

wählen. Die eigentliche Marktöffnung betrifft des­ halb insbesondere die bisher gebundenen kleine­ ren Verbraucher. Was bedeutet das in der Folge für die Schweizer Energieversorgungsunternehmen (EVU)? Für die EVU wird vor allem das Geschäft mit klei­ neren Kundinnen und Kunden wettbewerblicher. Sie müssen stärker um diese Kunden werben, An­ gebote differenzieren und mit Wechselbewegun­ gen rechnen. Gleichzeitig bleiben Netzbetrieb und Grundversorgung wichtige regulierte Aufgaben. Auch die Preislogik wird für viele Kunden markt­ bezogener: Je nach Versorger und Beschaffungs­ modell sind Tarife heute unterschiedlich stark durch eigene Produktions- oder Beschaffungs­kosten ge­ prägt; mit der Marktöffnung werden Marktpreise und die gewählte Beschaffungsstrategie für einen grösseren Teil der Kundschaft sichtbarer. Das er­ höht die Anforderungen an Beschaffung, Risiko­ management und Kundenkommunikation. Welche strategischen Konsequenzen ergeben sich daraus für die Marktakteure? Für die Marktakteure sehe ich vor allem drei Kon­ sequenzen: Erstens müssen sich EVU im Vertrieb stärker vom klassischen Pflichtversorger zum kunden­ orientierten Energiedienstleister entwickeln – mit klaren Angeboten, gutem Service und professionel­ lem Kundenmanagement. Zweitens wird der Wettbewerb nicht nur über den Preis pro Kilowattstunde geführt. Relevant werden integrierte Angebote, etwa rund um Solar­ strom, Speicher, E-Mobilität sowie dynamische ­Tarife und Flexibilitätslösungen, mit denen Kun­ dinnen und Kunden Verbrauch und Kosten besser steuern können. Drittens gewinnen Beschaffung und Risikoma­ nagement an Bedeutung. Für grosse Verbraucher ist der freie Markt bereits heute Realität; für sie ändert die Marktöffnung deshalb nicht grundsätz­ lich die Wahlfreiheit. EVU müssen aber insgesamt überzeugende Beschaffungs- und Absicherungs­ modelle anbieten und gleichzeitig die neuen, klei­ neren Wechselkunden erfolgreich bedienen.

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