Lokale Energiegemeinschaften

Die schweizerische Energielandschaft durchläuft eine grundlegende Dekarbonisierung und Dezentralisierung. Mit der Annahme des Bundesgesetzes für eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien – gemeinhin als Mantelerlass bezeichnet – am 9. Juni 2024 hat die Schweizer Stimmbevölkerung den Weg für eine tiefgreifende Revision des Energiegesetzes (EnG) und des Stromversorgungsgesetzes (StromVG) geebnet.1 Um den Akteuren der Energiewirtschaft ausreichend Zeit für die technische und organisatorische Anpassung zu gewähren, hat der Bundesrat die Umsetzung in gestaffelten Paketen verordnet.1 Während das erste Paket am 1. Januar 2025 in Kraft trat und unter anderem den virtuellen Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (vZEV) legitimierte, folgte am 1. Januar 2026 mit dem zweiten Paket die offizielle Einführung der Lokalen Elektrizitätsgemeinschaft (LEG).1 Diese neuen Modelle zielen darauf ab, die lokale Nutzung von dezentral erzeugtem Solarstrom zu maximieren, die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen zu steigern und gleichzeitig die Verteilnetze zu entlasten.3

Die regulatorische Evolution des solaren Eigenverbrauchs

Die rechtlichen Rahmenbedingungen für das Teilen von Solarstrom in der Schweiz wurden schrittweise liberalisiert, um den unterschiedlichen geografischen und netztechnischen Gegebenheiten gerecht zu werden.2 Vor dem Mantelerlass beschränkte sich die gemeinschaftliche Nutzung im Wesentlichen auf den klassischen Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV).2

Zusammenschluss zum Eigenverbrauch

Der seit 2018 gesetzlich verankerte klassische ZEV erlaubt es mehreren Parteien – beispielsweise in einem Mehrfamilienhaus oder auf einer zusammenhängenden Überbauung –, den vor Ort erzeugten Solarstrom gemeinsam zu nutzen.2 Voraussetzung hierfür ist, dass alle Teilnehmenden über einen einzigen physischen Netzanschlusspunkt mit dem öffentlichen Verteilnetz verbunden sind.2 Die interne Messung und Abrechnung liegen in der Verantwortung der ZEV-Gemeinschaft, während der Verteilnetzbetreiber (VNB) nur noch eine einzige Gesamtrechnung für die gesamte Liegenschaft stellt.2

Virtueller Zusammenschluss zum Eigenverbrauch

Der am 1. Januar 2025 eingeführte virtuelle ZEV (vZEV) hob die Restriktion des gemeinsamen physischen Netzanschlusspunkts auf.2 Mittels der Smart-Meter-Infrastruktur des Verteilnetzbetreibers können mehrere Liegenschaften im unmittelbaren Umkreis virtuell zusammengefasst werden, um den produzierten Solarstrom messtechnisch miteinander zu verrechnen.2 Dies ermöglicht beispielsweise die energetische Kopplung eines Mehrfamilienhauses mit Solaranlage und benachbarten Einfamilienhäusern, ohne dass private Stromleitungen verlegt werden müssen.3 Die rechtliche Initiierung verbleibt jedoch primär auf der Ebene der Grundeigentümer.2

Lokale Elektrizitätsgemeinschaft

Mit dem 1. Januar 2026 wurde die Lokale Elektrizitätsgemeinschaft (LEG) als weitreichendstes Modell etabliert.2 Im Gegensatz zum ZEV und vZEV ist die LEG nicht auf unmittelbar angrenzende Grundstücke limitiert, sondern kann sich über das gesamte Gebiet einer politischen Gemeinde erstrecken.5 Zudem ist die Initiierung einer LEG für alle Akteure offen: Endverbraucher, Erzeuger und Speicherbetreiber können sich zusammenschliessen.2 Auch Mieter und Stockwerkeigentümer können sich ohne explizite Zustimmung des Grundeigentümers einer LEG anschliessen, um Solarstrom aus der Nachbarschaft zu beziehen.4

Gesetzliche Vorgaben und messtechnische Anforderungen für LEGs

Der Betrieb einer LEG unterliegt strengen regulatorischen Vorgaben, die im Stromversorgungsgesetz (Art. 17d StromVG) sowie in der Stromversorgungsverordnung (Art. 19e StromVV) definiert sind.7 In Abweichung zu den üblichen Regelungen des Network Code Schweiz und des Metering Code Schweiz wird der Energiefluss im Einklang mit dem Handbuch Eigenverbrauchsregelung (HER) aus der Perspektive des Endverbrauchers definiert.7 Der Bezug stellt somit den Energiefluss aus dem Netz zum Verbraucher dar, während die Einspeisung den Fluss von Erzeugungsanlagen oder Speichern in das Verteilnetz beschreibt.7

Die wichtigsten Kriterien für die Konstituierung einer LEG umfassen folgende Aspekte:

• Netztopologische Grenzen: Die Teilnehmenden müssen am Netz desselben Verteilnetzbetreibers und auf derselben Netzebene (Niederspannungsebene NE7 oder Mittelspannungsebene NE5) angeschlossen sein.6 Der physikalische Energieaustausch darf eine Spannung von 36 kV nicht überschreiten; die Nutzung der Übertragungsebene NE3 ist für die Vermarktung von LEG-Strom explizit ausgeschlossen.6

• Leistungsverhältnis: Die installierte Produktionsleistung der erneuerbaren Erzeugungsanlagen innerhalb der LEG muss mindestens 5 % der kumulierten Anschlussleistung aller teilnehmenden Endverbraucher betragen.6

• Ausschluss von Mehrfachteilnahmen: Gemäss Art. 19e Abs. 4 StromVV darf jeder Endverbraucher pro Verbrauchsstätte (Ausspeisepunkt) zu jedem Zeitpunkt nur an einer einzigen LEG teilnehmen.7

• Pflicht zur Smart-Meter-Ausstattung: Sämtliche Verbrauchs-, Erzeugungs- und Speicheranlagen innerhalb der LEG müssen mit intelligenten Messsystemen des Verteilnetzbetreibers ausgestattet sein.6 Nach Art. 17d Abs. 4 StromVG ist der VNB verpflichtet, diese Smart Meter innerhalb von drei Monaten nach der rechtsgültigen Anmeldung der LEG zu installieren, sofern sie noch nicht vorhanden sind.6

• Datenbereitstellung und Transparenz: Zur Erleichterung der LEG-Planung sind die Verteilnetzbetreiber verpflichtet, anonymisierte 15-Minuten-Lastgangwerte des Elektrizitätsverbrauchs sowie der Einspeisung nach Erzeugungstechnologie pro Gemeinde und Kanton im Internet zu veröffentlichen.8 Endverbraucher, Erzeuger und Speicherbetreiber haben zudem das Recht, auf die während der letzten fünf Jahre erfassten eigenen Mess- und Stammdaten zuzugreifen.8

Ökonomische Anreize und die mathematische Stromaufteilung

Ein zentraler ökonomischer Treiber für die Gründung einer LEG ist das reduzierte Netznutzungsentgelt für den intern ausgetauschten Strom.6 Da der Strom lokal verbraucht wird und somit höhere Netzebenen nicht beansprucht werden, gewährt der Gesetzgeber signifikante Rabatte auf die regulären Netznutzungstarife 6:

• 40 % Rabatt: Wenn der physikalische Transport des Solarstroms auf einer einzigen Netzebene ohne Transformation erfolgt, was in der Regel dem Bereich desselben Transformatorenkreises entspricht.6

• 20 % Rabatt: Wenn der Transport über mehrere Netzebenen erfolgt, jedoch maximal eine Transformationsebene beansprucht wird (Bereich desselben Unterwerks).6

Die verbleibenden Stromanteile, welche die LEG-Teilnehmer nicht intern abdecken können, werden als Reststrom vom lokalen Verteilnetzbetreiber zum regulären Tarif geliefert und separat abgerechnet.6 Die Aufteilung des gemeinsam produzierten Stroms erfolgt zeitgleich auf Basis der 15-Minuten-Lastgangdaten nach einem standardisierten mathematischen Schlüssel, der im Branchenhandbuch des Verbands Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE) festgelegt ist.7

Zur Verdeutlichung dieses Mechanismus dient das offizielle Berechnungsbeispiel des VSE.7 In einer hypothetischen LEG befinden sich vier Parteien (Haus A bis D), wovon zwei Parteien eigene Photovoltaikanlagen betreiben.7 Die gesamte zeitgleiche Produktion beträgt 90 Einheiten, während der Gesamtverbrauch bei 180 Einheiten liegt.7 Der Aufteilungsschlüssel bestimmt, dass jede Verbrauchsstelle proportional zu ihrem aktuellen Verbrauch exakt den gleichen Prozentsatz an lokalem LEG-Strom zugewiesen bekommt, der in diesem Intervall bei 90/180 = 50% liegt.7

Die interne Tarifierung des LEG-Stroms wird von der LEG-Vertretung autonom vertraglich geregelt.6 Die LEG-Vertretung oder ein beauftragter externer Abrechnungsdienstleister übernimmt die interne Rechnungsstellung für den gehandelten Solarstrom, während der VNB für jede Partei eine separate Rechnung über den bezogenen Reststrom ausstellt.5

Das Medienecho: Die Kassensturz-Analyse und die Netzdynamik

Die gesellschaftliche und ökonomische Relevanz der Lokalen Energiegemeinschaften wurde im Mai 2026 im Rahmen einer ausführlichen Reportage des SRF-Konsumentenmagazins Kassensturz beleuchtet.11 Die Sendung verdeutlicht die Chancen des Modells für die breite Bevölkerung und zeigt auf, wie die rechtlichen Neuerungen die Energiewende an der Basis beschleunigen können.4

Das vollständige Video der Sendung ist über das Portal des Schweizer Radio und Fernsehens abrufbar:

(https://www.srf.ch/sendungen/kassensturz-espresso/kassensturz/sendungsvorschau-strom-aus-dem-quartier-solarenergie-vom-nachbarn).4

In dem Beitrag wird anhand konkreter Praxisbeispiele aufgezeigt, wie beide Seiten – Produzenten und Konsumenten – gleichermaßen von einer LEG profitieren können.4 Der Baselbieter Hauseigentümer Dominic Wyler schildert, dass er durch den direkten Verkauf von überschüssigem Solarstrom an seine Nachbarn eine höhere Marge erzielt als über die minimale Rückspeisevergütung des lokalen Elektrizitätswerks.4 Dies erlaubt es ihm, die beträchtlichen Investitionskosten für seine Photovoltaikanlage wesentlich rascher zu amortisieren.4 Auf der anderen Seite ermöglicht das Modell Verbrauchern wie dem Schaffhauser Andreas Winzeler, der selbst keine Solarpanels installieren kann, gezielt günstigen Sonnenstrom aus der Nachbarschaft einzukaufen, um beispielsweise sein Elektrofahrzeug im Quartier zu laden.4 Der physische Strom verbleibt somit direkt im lokalen Kreislauf.4

Die netztechnische Herausforderung

Trotz der offensichtlichen Vorteile birgt die ungesteuerte Einspeisung von Solarstrom erhebliche Risiken für die Netzstabilität.4 Der Schweizer Energie- und Netzpfad sieht vor, dass ab dem Jahr 2033 die bestehenden Kernkraftwerke schrittweise vom Netz gehen und deren Produktion primär durch Photovoltaikanlagen kompensiert werden soll.4 Wenn jedoch hunderttausende von Solaranlagen an sonnenreichen Sommertagen gleichzeitig Strom einspeisen, stösst das Verteilnetz an seine Kapazitätsgrenzen.4 Umgekehrt sinkt die Solarproduktion in den Abendstunden und im Winter gegen null, was eine kostspielige Vorhaltung konventioneller Netzkapazitäten erzwingt.6

Photovoltaik-Professor Christof Bucher von der Berner Fachhochschule (BFH) betont im Kassensturz-Beitrag, dass LEGs das Potenzial besitzen, günstigen Strom zur Verfügung zu stellen und gleichzeitig das überregionale Netz zu entlasten, da der Strom dort verbraucht wird, wo er entsteht.4 Er schränkt jedoch ein, dass das tatsächliche Sparpotenzial stark von der zeitlichen Kongruenz zwischen Erzeugung und Verbrauch abhängt.6 Zudem stösst die Umsetzung in manchen Regionen auf den Widerstand etablierter Elektrizitätswerke, welche LEGs oft nur zögerlich unterstützen, da das Modell deren klassischen Stromabsatz in der rentablen Grundversorgung schmälert.11

Der historische Vorläufer: Das Pionierprojekt Quartierstrom Walenstadt

Dass der lokale Stromhandel im Quartier nicht nur eine theoretische Option, sondern technisch machbar ist, bewies bereits vor der gesetzlichen Einführung der LEG das wegweisende Pilotprojekt „Quartierstrom“ in Walenstadt.15 Das vom Bundesamt für Energie (BFE) als Leuchtturmprojekt geförderte Vorhaben lieferte wertvolle Erkenntnisse für die Ausgestaltung der heutigen Gesetzgebung.15

Quartierstrom 1.0 (2018–2020)

Im Quartier Schwemmiweg in Walenstadt wurde ab September 2018 der schweizweit erste lokale Strommarkt realisiert.16 Insgesamt 37 Haushalte, von denen 28 über eine eigene Photovoltaikanlage verfügten, schlossen sich zusammen.18 Die installierte Gesamtleistung betrug 290 kW, womit jährlich rund 300'000 kWh Strom erzeugt wurden.18 Als lokaler Netzbetreiber stellte das Wasser- und Elektrizitätswerk Walenstadt (WEW) sein Verteilnetz zur Verfügung und fungierte als Ausgleichs- und Reststromlieferant.16

Das Besondere an Quartierstrom 1.0 war die informationstechnische Abwicklung: Der Stromhandel und die Preisfindung erfolgten vollautomatisch und dezentral über eine Blockchain-Technologie, bei der die Teilnehmenden ihre Kauf- und Verkaufslimiten individuell konfigurieren konnten.16 Das Projekt wurde im Januar 2020 erfolgreich abgeschlossen.15

Quartierstrom 2.0

Im Rahmen der anschliessenden Smart City Innovation Challenge von EnergieSchweiz wurde das Projekt zu „Quartierstrom 2.0“ weiterentwickelt.15 Das Ziel bestand darin, die Handelsplattform zu einem marktfähigen Produkt für die breite Energiewirtschaft zu transformieren.15 Hierbei erfolgte ein technologischer Paradigmenwechsel: Die aufwendige und rechenintensive Blockchain-Technologie wurde durch eine schlankere, skalierbare Webapplikation ersetzt.15 Zudem wurde die proprietäre Hardware durch marktübliche, standardisierte Smart Meter in Kooperation mit der Theben AG ersetzt.15 Das Projekt demonstrierte eindrücklich, dass lokaler Stromhandel massentauglich und ohne IT-Overhead über herkömmliche Messsysteme abgewickelt werden kann.15

Die systemische Schlüsselrolle von modual Batteriespeichern

Obwohl eine LEG durch finanzielle Anreize den Anreiz zur Verschiebung von Lasten erhöht, stösst die reine Verhaltenssteuerung an physikalische Grenzen.6 Der Schlüssel zu einer echten netzdienlichen Entlastung und einer Maximierung der lokalen Wertschöpfung liegt in der Integration von dezentralen Speichersystemen.4 In diesem Kontext leisten die technologischen Lösungen des Schweizer Herstellers modual einen entscheidenden Beitrag.20

Nachhaltigkeit durch das Second-Life-Verfahren

Ein dominierender Kritikpunkt an modernen Batteriespeichern ist deren Ressourcenverbrauch bei der Herstellung.20 Modual löst dieses Problem konsequent durch die Implementierung eines zirkulären Industriedesigns.20 Das Unternehmen verwendet für seine Speicher gebrauchte Lithium-Ionen-Zellen aus Elektrofahrzeugen (Traction Batteries), die für den automobilen Einsatz aufgrund minimaler Kapazitätsverluste ausgemustert wurden, für den stationären Betrieb jedoch noch über eine hervorragende Restkapazität und eine Lebensdauer von mehreren tausend Zyklen verfügen.21

Jede einzelne Zelle wird im Werk von modual in der Schweiz umfassenden Prüfungen unterzogen.20 Das speziell für Second-Life-Anwendungen entwickelte, hauseigene Batteriemanagementsystem (BMS) überwacht jede Zelle kontinuierlich rund um die Uhr.20 Dadurch wird ein Höchstmass an Betriebssicherheit und Langlebigkeit garantiert, was durch eine umfassende 10-jährige Garantie und direkten Schweizer Support untermauert wird.20 Ein konkretes Beispiel für die Skalierbarkeit dieser Technologie ist ein Großprojekt zur Netzstabilisierung, bei dem modual acht gebrauchte Traktionsbatterien aus einem Elektro-Lkw-Projekt zu einem stationären Großspeicher mit einer Nennkapazität von 560 kWh zusammengeschaltet hat.24 Ein weiteres Praxisbeispiel ist die Installation eines modual-Speichers in Grosswangen durch den Partner Benetz, die zeigt, wie Second-Life-Systeme erfolgreich im Schweizer Stromnetz etabliert werden.22

Maximierung des Wirkungsgrads durch DC-Kopplung

Für neue Photovoltaikanlagen bietet modual mit der Series Basic DC ein hocheffizientes, direkt gekoppeltes Speichersystem an.24 Da der Speicher direkt an den PV-Generator angeschlossen wird, entfallen die üblichen doppelten Wandlungsverluste von Gleichstrom (DC) in Wechselstrom (AC) und zurück in Gleichstrom.24 Dies erhöht den Gesamtwirkungsgrad des Systems signifikant und stellt sicher, dass ein Maximum der erzeugten Solarenergie im Quartier verbleibt.24 Für bestehende Solaranlagen bietet die Series Basic AC zudem eine unkomplizierte Möglichkeit zur Nachrüstung per Plug-and-Play.21

Intelligente Steuerung und Solarmanager-Integration

Ein Batteriespeicher kann seine netzdienliche Funktion innerhalb einer LEG nur entfalten, wenn er intelligent gesteuert wird.24 Modual-Speicher sind vollständig mit dem führenden Schweizer Energiemanagementsystem Solarmanager kompatibel.24 Über den Solarmanager wird nicht nur der Ladezustand des Speichers überwacht, sondern es werden auch Grossverbraucher wie Wärmepumpen und Elektroauto-Ladestationen dynamisch und vollautomatisch geregelt.24

Wenn die PV-Anlagen einer LEG am Mittag Überschussstrom produzieren, laden sich die modual-Speicher im Quartier prioritär auf.20 Sobald die Speicherkapazität erschöpft ist, steuert der Solarmanager die Verbraucher an, um den Eigenverbrauch innerhalb der LEG zu maximieren.24 In den Abendstunden, wenn die solare Erzeugung einbricht, speisen die modual-Batterien die gespeicherte Energie kontrolliert wieder in das lokale Netz ein, um den externen Reststrombezug zu minimieren.6 Dies entlastet die lokale Netzinfrastruktur des VNB massiv und stabilisiert das Stromnetz genau in den kritischen Spitzenlastzeiten.4

Ökonomische und systemische Wechselwirkungen

Die Zusammenführung des LEG-Modells mit intelligenten Second-Life-Speichern von modual generiert weitreichende mikroökonomische und makroökonomische Effekte, die über die reine Reduktion der Stromrechnung hinausgehen.

Reduktion der Amortisationszeit von PV-Anlagen

Durch den lokalen Handel innerhalb der LEG erzielen Erzeuger signifikant höhere Erlöse für ihren Solarstrom als über die reguläre Rückspeisevergütung, die aufgrund der sommerlichen Überproduktion von den EVU zunehmend gesenkt wird.4 Ein modual-Batteriespeicher puffert diesen Strom und ermöglicht es, den wertvollen Solarstrom auch in den teuren Hochtarifzeiten am Abend innerhalb der LEG zu vermarkten, was die Einnahmen der Erzeugergemeinschaft maximiert und die Amortisationszeit der Gesamtanlage drastisch verkürzt.4

Vermeidung von Netzausbaukosten

Auf makroökonomischer Ebene führt die dezentrale Speicherung zu einer Glättung der Einspeisespitzen.4 Für die Verteilnetzbetreiber verringert sich dadurch die Notwendigkeit, Transformatorenstationen und Leitungsnetze für teure Spitzenlasten überzudimensionieren.6 Diese Einsparungen rechtfertigen wiederum den gesetzlichen Netznutzungsrabatt für LEGs und entlasten langfristig alle Netzkundinnen und -kunden in der Schweiz.4

Echte Notstromfähigkeit und Resilienz

Viele Standard-Solaranlagen schalten sich bei einem Stromausfall aus Sicherheitsgründen automatisch ab, da sie auf die Netzspannung des VNB angewiesen sind.6 Durch die Kombination von modual-Speichern mit kompatiblen Hybrid-Wechselrichtern wie dem Studer next3 wird das System jedoch in die Lage versetzt, bei einem Netzausfall ein autarkes Inselnetz aufzubauen (Notstromfunktion).23 Dies sichert kritische Infrastrukturen und Gewerbebetriebe im Quartier vor kostspieligen Betriebsunterbrechungen.20

Strategische Schlussfolgerungen und Ausblick

Die Einführung Lokaler Elektrizitätsgemeinschaften in Verbindung mit der fortschrittlichen Second-Life-Speichertechnologie von modual markiert den Beginn einer neuen Ära der dezentralen Schweizer Energiewirtschaft.2 LEGs demokratisieren den Zugang zu sauberem Solarstrom und schaffen starke wirtschaftliche Anreize für den Ausbau erneuerbarer Energien direkt vor Ort.4

Damit eine LEG jedoch langfristig stabil, wirtschaftlich und netzdienlich operieren kann, darf sie nicht rein als administratives Abrechnungsmodell verstanden werden.6 Erst die Integration von physischen Speichern löst das inhärente Volatilitätsproblem der Solarenergie.4 Die Batteriespeicher von modual fungieren hierbei als das entscheidende Bindeglied.20 Sie bieten nicht nur eine technisch hochkompatible, hocheffiziente und skalierbare Speicherlösung für Privathäuser und Gewerbebetriebe 20, sondern leisten durch das konsequente Second-Life-Verfahren einen unschätzbaren Beitrag zur Ressourceneffizienz und CO₂-Reduktion in der Schweiz.20

Für Planer, Investoren und Gemeinden, die eine LEG initiieren möchten, empfiehlt sich ein ganzheitlicher Ansatz: Die frühzeitige Koppelung von Photovoltaik, intelligentem Lastmanagement über Systeme wie den Solarmanager und nachhaltigen Speichersystemen von modual sichert maximale Eigenversorgung, minimiert die Abhängigkeit von externen Preisschwankungen und leistet einen messbaren Beitrag zur Schweizer Energiezukunft.20

Works cited

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