Strom wird teurer. Welche Rolle spielt dabei das im März 2026 unterzeichnete Stromabkommen mit der EU, das den Schweizer Markt vollständig öffnet? Interview der NZZ mit Jeremy Merz, Managing Director und Partner bei der Boston Consulting Group.
Die Schweiz ist eng mit dem europäischen Stromnetz verbunden, jedoch fehlt bislang eine rechtliche Absicherung für die gemeinsame Nutzung. Das soll sich mit dem im März 2026 vom Bundesrat unterzeichneten Stromabkommen mit der EU ändern. Das Abkommen sieht eine vollständige Öffnung des Schweizer Strommarkts sowie ein Mitspracherecht bei der Planung und Organisation des europäischen Strommarkts vor, was die Versorgungssicherheit
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 strategischen Frage geworden. In vielen Märkten steigen die Stromkosten deutlich schneller als lange gewohnt – und das in einer Phase, in der die Stromsysteme wegen Elektrifizierung, Digitalisierung und Dekarbonisierung gleichzeitig mehr leisten und stark ausgebaut werden müssen. Das belastet Haushalte und Unternehmen und kann die Wettbewerbsfähigkeit eines Standorts beeinträchtigen. Die Schweiz ist dabei keine Ausnahme: In der BCG-Analyse sind die realen Strompreise für Haushalte seit 2010 auch hier stärker gestiegen als die allgemeine Teuerung.
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 Tarifmodelle aus einer Zeit mit stagnierender Nachfrage und tieferen Kosten. Hinzu kommen konjunkturelle und geopolitische Faktoren: Spannungen an den Öl- und Gasmärkten können sich auf Strompreise übertragen. Höhere Inflation und Zinsen verteuern zudem kapitalintensive Investitionen, gerade bei erneuerbaren Energien, und können Projekte verzögern. Für die Schweiz sind diese Effekte relevant, weil sie physisch und preislich eng mit dem europäischen Strommarkt verbunden ist.
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 Einordnung: Das sind globale Massnahmen, keine spezifische Empfehlung nur für die Schweiz. Unsere Analyse unterscheidet drei Zeithorizonte:
- Kurzfristig können Regulierungsbehörden Kosten 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 Spitzenstunden zu bauen.
- Langfristig müssen Politik und Branche Markt und Netzarchitekturen weiterentwickeln, damit genügend bezahlbare und zuverlässige Kapazität entsteht. Dazu gehört je nach Markt auch eine bessere grenzüberschreitende Koordination. Die konkrete Ausgestaltung muss aber immer zum jeweiligen Stromsystem passen.
Mit dem Stromabkommen Schweiz–EU gewinnt die Energiedebatte hierzulande an neuer Dynamik. Wie ist das Abkommen ökonomisch einzuordnen?
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 Integration besteht sowohl beim Stromfluss als auch beim Kapital. Gemäss einer Schweizer Forschungsarbeit fliesst seit Jahren mehr als die Hälfte der jährlichen 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 Schweizer Strompreise festlegen, greift zu kurz. Das Abkommen regelt die rechtliche und regulatorische Einbindung in den europäischen Strommarkt, etwa gemeinsame Handelsplattformen und Netzbetriebsregeln. Preise entstehen weiterhin 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 Schweizer Kundinnen und Kunden sichtbarer werden. Es geht also um die Rahmenbedingungen, innerhalb derer Strom gehandelt und Netze betrieben werden, 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 parlamentarische Beratung; kommt ein Referendum zustande, 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?
Eine stärkere, rechtlich abgesicherte Einbindung kann das Gesamtsystem resilienter und effizienter 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 Pufferlösungen reduzieren. Genau dieser grenzüberschreitende Mechanismus wird auch in unserer aktuellen Affordability-Analyse hervorgehoben. Für die Schweiz gibt es zudem eine konkrete Modellrechnung des Bundes: Im Jahr 2050 könnten die Strompreise mit Abkommen in einem günstigen Szenario bis zu 14 Prozent tiefer liegen als in einem Extremszenario ohne Kooperation. Dieser Szenariovergleich 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 wählen. Für Haushalte und Verbrauchsstätten mit weniger als 50MWh Jahresverbrauch bleibt gleichzeitig 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 Grundversorgung vorgesehen. Wichtig ist die Einordnung: Grossverbraucher mit mehr als 100 MWh Jahresverbrauch können ihren Anbieter bereits heute frei wählen. Die eigentliche Marktöffnung betrifft deshalb insbesondere die bisher gebundenen kleineren Verbraucher.
Was bedeutet das in der Folge für die Schweizer Energieversorgungsunternehmen (EVU)?
Für die EVU wird vor allem das Geschäft mit kleineren Kundinnen und Kunden wettbewerblicher. Sie müssen stärker um diese Kunden werben, Angebote differenzieren und mit Wechselbewegungen rechnen. Gleichzeitig bleiben Netzbetrieb und Grundversorgung wichtige regulierte Aufgaben. Auch die Preislogik wird für viele Kunden marktbezogener: Je nach Versorger und Beschaffungsmodell sind Tarife heute unterschiedlich stark durch eigene Produktions- oder Beschaffungskosten geprägt; mit der Marktöffnung werden Marktpreise und die gewählte Beschaffungsstrategie für einen grösseren Teil der Kundschaft sichtbarer. Das erhöht die Anforderungen an Beschaffung, Risikomanagement und Kundenkommunikation.
Welche strategischen Konsequenzen ergeben sich daraus für die Marktakteure?
Für die Marktakteure sehe ich vor allem drei Konsequenzen:
- Erstens müssen sich EVU im Vertrieb stärker vom klassischen Pflichtversorger zum kundenorientierten Energiedienstleister entwickeln – mit klaren Angeboten, gutem Service und professionellem Kundenmanagement.
- Zweitens wird der Wettbewerb nicht nur über den Preis pro Kilowattstunde geführt. Relevant werden integrierte Angebote, etwa rund um Solarstrom, Speicher, E-Mobilität sowie dynamische Tarife und Flexibilitätslösungen, mit denen Kundinnen und Kunden Verbrauch und Kosten besser steuern können.
- Drittens gewinnen Beschaffung und Risikomanagement an Bedeutung. Für grosse Verbraucher ist der freie Markt bereits heute Realität; für sie ändert die Marktöffnung deshalb nicht grundsätzlich die Wahlfreiheit. EVU müssen aber insgesamt überzeugende Beschaffungs- und Absicherungsmodelle anbieten und gleichzeitig die neuen, kleineren Wechselkunden erfolgreich bedienen.
Artikel: NZZ Neue Zürcher Zeitung
Bild: VSE
