Wann Strom verbraucht wird, hat neu einen Preis.

Der Bericht Electricity 2026 der Internationalen Energieagentur beziffert eine Ressource, über die die meisten Unternehmen verfügen, ohne es zu wissen. Für 2024 hält er im eigenen Wortlaut fest: «only around 100 GW of demand response is utilised on a global basis» — rund 75 GW in der Industrie, etwa 30 GW in Gebäuden, unter 5 GW im Verkehr. Allein die Aluminiumproduktion steht für rund 160 GW Spitzenlast.

Zwei Regeländerungen beginnen das zu ändern. Seit dem 30. September 2025 rechnet der Day-Ahead-Markt der EU in Viertelstunden statt in Stundenblöcken ab; die Preise folgen der kurzfristigen Lage, statt sie wegzumitteln. Seit dem 1. Januar 2026 gehört die Flexibilität einer Anlage in der Schweiz nach dem Mantelerlass deren Inhaber; wer sie nutzen will, muss sich die Nutzung vertraglich erschliessen.

Die schweizerische Änderung wiegt schwerer — und sie hat eine Frist in diesem Herbst.

Die Flexibilität hat neu einen gesetzlichen Inhaber, und wer sie nutzen will, braucht einen Vertrag

Artikel 17c Absatz 1 des Stromversorgungsgesetzes, seit dem 1. Januar 2026 in dieser Fassung, ist unmissverständlich: Inhaber der Flexibilität, die sich dank der Steuerbarkeit von Bezug, Speicherung oder Einspeisung nutzen lässt, sind die Endverbraucher, die Erzeuger und die Speicherbetreiber. Wer sie nutzen will, erschliesst sich die Nutzung durch Vertrag.

Die Verteilnetzbetreiber dürfen sie in ihrem Netzgebiet netzdienlich nutzen, über diskriminierungsfreie Verträge mit Vergütung (Art. 17c Abs. 2). Was netzdienlich heisst, fasst Artikel 19a der Stromversorgungsverordnung eng: eine angespannte lokale Netzsituation entlasten, einen Netzausbau vermeiden, Netzmassnahmen aufschieben oder die Netzkosten im eigenen Netzgebiet verringern.

Die Verordnung legt auch fest, was der Vertrag mindestens regeln muss; die Liste lässt sich als Verhandlungsraster lesen: Steuer- und Regelsystem, Umfang der geplanten Nutzung, Informationsmittel und Häufigkeit der Information, Vergütung, Vertragslaufzeit, Kündigungsmodalitäten (Art. 19b Abs. 1). Die Vergütungsansätze sind jährlich zu veröffentlichen (Art. 19b Abs. 2). Und die Vergütung hat einen Finanzierungsweg: Nach Artikel 13abis gelten die Kosten der Steuer- und Regelsysteme für die netzdienliche Nutzung, die ausgerichtete Vergütung eingeschlossen, als anrechenbare Kosten.

Zwei Nutzungen stehen ausserhalb jeder Verhandlung. Nach Artikel 17c Absätze 4 und 5 bleiben den Verteilnetzbetreibern garantierte Nutzungen: die Abregelung der Einspeisung am Anschlusspunkt, nach Artikel 19c Absatz 4 auf höchstens 3 Prozent der dort jährlich erzeugten Energie begrenzt, und die Nutzung bei einer unmittelbaren erheblichen Gefährdung des sicheren Netzbetriebs — auch gegen den Willen des Inhabers und ohne Vergütung (Art. 19c Abs. 1).

Ein Brief im Januar 2026 hat den Normalfall gesetzt, und Schweigen galt als Zustimmung

An den meisten Schweizer Standorten wird Flexibilität längst genutzt, nur selten unter diesem Namen. Die ElCom nennt die verbreiteten Beispiele: die Aufwärmung von Boilern in der Nacht durch Rundsteuerung, die Unterbrechung von Wärmepumpen zu gewissen Zeiten. Artikel 19d Absatz 1 spricht von bestehender Flexibilität — jener, die ein Verteilnetzbetreiber vor dem 1. Januar 2026 bereits durch ein Steuer- und Regelsystem genutzt hat.

Der Verordnungsgeber belässt sie ihm, unter Bedingungen. Der Verteilnetzbetreiber muss den Flexibilitätsinhaber jährlich und schriftlich über die ersten vier jener Elemente informieren, vom Steuer- und Regelsystem bis zur Vergütung, und über die Folgen einer Untersagung (Art. 19d Abs. 2). Nach der ElCom hatte die erste Information zwingend per Briefpost zwischen dem 1. und 31. Januar 2026 zu erfolgen, mit dem Hinweis, dass das Ausbleiben einer Reaktion eine stillschweigende Annahme darstellt. Die St.Galler Stadtwerke stellten ihre Kundschaft am 16. Januar 2026 vor die Wahl: die Steuerung selbst übernehmen, wofür ein Elektroinstallationsunternehmen die Installation ändern muss, oder sie beim Werk belassen und den damit verbundenen Tarifvorteil behalten.

Der Inhaber kann die Weiternutzung untersagen, schriftlich, innerhalb von 30 Tagen ab Erhalt der Informationen oder mit einer Frist von drei Monaten per Ende des Kalenderjahres (Art. 19d Abs. 3); die ElCom versteht diese Schriftform als Briefpost und verlangt eine ausdrückliche Ablehnung. Bleiben die 30 Tage ungenutzt, kann die Nutzung erst auf den 1. Januar 2027 untersagt werden, und das Schreiben muss spätestens Ende September 2026 abgeschickt sein. Weil eine Regel zur Beweislast fehlt, empfiehlt die ElCom das Einschreiben.

Die Wirkung geht nur in eine Richtung, und sie hat Grenzen. Nach der Auslegung der ElCom hebt eine Untersagung das Vorrecht des Verteilnetzbetreibers endgültig auf; jede neue Nutzung ist danach in einem Vertrag nach Artikel 19b zu regeln. Die garantierten Nutzungen bleiben unberührt, und Artikel 19d Absatz 4 gibt keinen Anspruch auf Entfernung eines bereits installierten Steuer- und Regelsystems.

Das Preissignal ist feiner geworden, und die Messung steht neu als eigene Position auf der Rechnung

Die europäische Änderung ist struktureller Art. Die Kommission datiert den Übergang zu viertelstündlichen Day-Ahead-Preisen auf den 30. September 2025 und führt ihn auf die Elektrizitätsbinnenmarktverordnung (EU) 2019/943 zurück, nicht auf die Reform von 2024; ein solcher Preis bildet Lastrampen ab, die ein Stundenmittel verdeckt. Die Reform von 2024, in Kraft seit dem 16. Juli 2024, wirkt auf längere Sicht: Jeder Mitgliedstaat hat seinen Flexibilitätsbedarf periodisch zu bewerten und ein indikatives nationales Ziel für nicht fossile Flexibilität festzulegen, mit ausgewiesenem Beitrag der Nachfrageflexibilität.

Die Preise sinken, und gerade dann zählt die Struktur mehr als das Niveau. Eurostat weist für das zweite Halbjahr 2025 einen EU-Durchschnittspreis für Nicht-Haushaltskunden von 0.1837 Euro je kWh aus, 5.4 Prozent tiefer als ein Jahr zuvor, mit nationalen Werten zwischen 0.0748 Euro in Finnland und 0.2552 Euro in Irland (Datenstand April 2026).

Die schweizerischen Zahlen weisen in dieselbe Richtung. Die ElCom teilte am 9. September 2025 mit, der Tarif des Medianhaushalts sinke 2026 um rund 4 Prozent auf 27.7 Rp./kWh, bei gesondert ausgewiesenen Messkosten von im Median 74.40 Franken im Jahr; bei den kleinen und mittleren Unternehmen sinken die Energiepreise, und die Netzkosten inklusive Messkosten nehmen im Gegensatz zu den Haushalten leicht ab. Artikel 14 Absatz 3 gibt die Richtung vor: Die Netznutzungstarife müssen die von den Endverbrauchern verursachten Kosten widerspiegeln, sich am Bezugsprofil orientieren und Anreize für einen stabilen und sicheren Netzbetrieb setzen.

Eine Schwelle trennt die Möglichkeiten. Nach Artikel 6 Absatz 2 gelten als feste Endverbraucher die Haushalte und die anderen Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch von weniger als 100 MWh pro Verbrauchsstätte; ab dieser Menge kann eine Verbrauchsstätte vom Netzzugang Gebrauch machen und ihren Lieferanten wählen.

Netzengpässe kosten Geld, und Flexibilität wird zu einem Angebot im Wettbewerb

Was es kostet, die Nachfrage nicht zu verschieben, lässt sich in Zahlen fassen. In einem Bericht zur Nachfrageflexibilität vom Dezember 2025 beziffert die IEA die Kosten von Netzengpässen 2024 auf knapp 8 Milliarden US-Dollar in den Vereinigten Staaten und 4.5 Milliarden in der Europäischen Union, die Abregelung erneuerbarer Erzeugung in der EU auf über 10 TWh; Flexibilität, so der Bericht, stellt Kapazität bis zu dreimal günstiger bereit als der Bau neuer Kapazitäten.

Auch die Angebotsseite bewegt sich: Die Projektkosten grosser Batteriespeicher sanken 2024 um rund 40 Prozent auf etwa 150 US-Dollar je kWh, bei 63 GW Zubau und 124 GW installierter Leistung weltweit. Flexibilität wird im Wettbewerb angeboten — aus Batterien ebenso wie aus Prozessen.

Was eine Geschäftsleitung in diesem Quartal entscheiden kann

Am regulatorischen Rahmen lässt sich wenig verhandeln. An Folgendem schon.

• Das Schreiben vom Januar 2026 hervorholen und lesen, was es einräumt. Fehlen Steuer- und Regelsystem, Umfang der Nutzung, Informationsmittel und -häufigkeit oder die Vergütung, ist Artikel 19d Absatz 2 nicht erfüllt.
• Vor Ende September 2026 entscheiden. Die bestehende Regelung zu belassen ist vertretbar, wo der Tarifvorteil real ist; die Steuerung zurückzuholen verlangt ein Einschreiben vor diesem Datum, mit Wirkung auf den 1. Januar 2027.
• Die Vergütungsansätze verlangen, die nach Artikel 19b Absatz 2 jährlich zu veröffentlichen sind, und sie vor einer Unterschrift vergleichen.
• Die Lasten erfassen, die eine Verschiebung um zwei Stunden vertragen, und sie einzeln messen. Kühlräume, Kompressoren, Wärmebehandlung, Chargenprozesse, das Laden von Fahrzeugen und die Lüftung sind die üblichen Kandidaten; ohne Messung auf dieser Ebene lässt sich keine Verschiebung nachweisen oder abrechnen.
• Den Verbrauch je Verbrauchsstätte an der Schwelle von 100 MWh prüfen — sie entscheidet, ob der Standort seinen Lieferanten überhaupt wählen kann.

Die Termine, an denen sich zeigt, was gilt

Ende September 2026 ist der letzte Termin für eine Untersagung mit Wirkung auf den 1. Januar 2027, und jede weitere jährliche Information eröffnet erneut eine Frist von 30 Tagen; die Entscheidung kehrt also jedes Jahr zurück, statt zu verfallen. Trägt der Zugriff der Verteilnetzbetreiber dazu bei, dass das Potenzial für andere Flexibilitätsnutzungen wenig erschlossen bleibt, so kann der Bundesrat nach Artikel 17c Absatz 3 Massnahmen zu deren Lasten vorsehen; er erstattet darüber jährlich Bericht.

Nichts davon zwingt ein Unternehmen, seinen Betrieb zu ändern. Es heisst aber, dass der Zeitpunkt des Verbrauchs heute eine Position ist, die ein Unternehmen hält: ein im Gesetz benannter Inhaber, eine in der Verordnung festgelegte Vertragsform, ein Datum, an dem der Normalfall bestätigt oder zurückgenommen wird. Die Frage für einen Verwaltungsrat ist eng — welche Prozesse liessen sich um zwei Stunden verschieben, ohne dass ein Kunde es merkt.