Erneuerbare Energien im Stromsystem: Warum der Intraday-Markt entscheidend ist

Die im Mantelerlass definierten Ziele sind klar: Die erneuerbaren Energien ohne Betrachtung der Wasserkraft sollen 35 TWh bis 2035 und 45 TWh bis 2050 liefern (Produktion 2024 durch Photovoltaik und Wind: 6.1 TWh). [1] Ein ganz wesentlicher Anteil wird dabei durch den Zubau von Photovoltaik (PV) zu leisten sein. Die Gründe hierfür sind vielschichtig, ausschlaggebend dürfte aber vor allem die Frage der gesellschaftlichen Akzeptanz sein. Ein breit diversifizierter Mix aus erneuerbaren Energieträgern mit substanziell mehr Windkraft wäre zwar deutlich effizienter [2], erscheint aber unter den heutigen Rahmenbedingungen als wenig realistisch.

Gemäss Swissolar erfolgt dabei der PV-Zubau in den kommenden Jahren nahezu ausschliesslich durch Dachanlagen. In Abbildung 1 wird die Entwicklung der installierten Leistung in GW nach Anlagekategorie deutlich: Während seit 2019 sämtliche Segmente ein Wachstum verzeichnen, wird die Entwicklung am stärksten durch Dachanlagen getragen – sowohl von kleinen Anlagen unter 30 kW als auch von Anlagengrössen zwischen 30 und 300 kW. Fassadenanlagen, Infrastrukturprojekte und Freiflächenanlagen leisteten dagegen bislang nur einen marginalen Beitrag. Diese Entwicklung wird sich auch in Zukunft fortsetzen: Swissolar rechnet damit, dass sich der Ausbau vorwiegend bei den Dachanlagen nochmals deutlich beschleunigen dürfte, nicht zuletzt aufgrund der hierfür im Mantelerlass verankerten Anreize.

Welche Stellschrauben sind vor diesem Hintergrund entscheidend, um die Integration der stark wachsenden Produktion aus überwiegend kleinen Dachanlagen system- und netzdienlich zu gestalten? Ein Blick auf die Ereignisse des Jahres 2024 liefert hierzu aufschlussreiche Hinweise.

Ereignisse im Jahr 2024

Im Jahr 2024 kam es in der Systembilanz der Schweiz (Regelzonensaldo) mehrfach zu grossen Abweichungen von den Prognosewerten zu den tatsächlichen Messwerten. Besonders anschaulich ist das Beispiel vom 22. April 2024 mit einer Abweichung von bis zu 1400 MW (s. Abbildung 2). Das Abweichungsprofil entsprach dabei einer in den Prognosen überschätzten PV-Produktion. Dieses Beispiel zeigt, dass PV-Prognoseabweichungen bereits bei einem kumulierten PV-Ausbau von ca. 7000 MW [3] (Frühjahr 2024) zu massiven Herausforderungen für das Systemgleichgewicht führen konnten.

Das Ereignis vom 22. April 2024 war kein Einzelfall. So kam es im Jahr 2024 zu insgesamt 97 Viertelstunden-Perioden mit einem Regelzonensaldo von über 800 MW. Werte über dieser Schwelle werden von Swissgrid als Extremevents eingestuft. In 16 dieser Viertelstunden-Perioden war das System «long» und in 81 «short». [4] Gegenüber vorherigen Jahren stellte dies eine starke Zunahme an Extremevents dar.

Parallel dazu gewann der PV-Zubau deutlich an Dynamik. Insbesondere ab dem Jahr 2023 hat der Zubau stark zugenommen, mit einem Faktor von 2,5 im Vergleich zum Jahr 2021 (s. Abbildung 3). Es liegt nahe, dass diese rasche Zunahme bei der installierten Leistung die Lern- und Anpassungsprozesse der Markteakteure beeinträchtigt hat. In Verbindung mit der hohen systemischen Korrelation von PV-Prognosefehlern können sich einzelne Prognoseabweichungen zu grossen aggregierten Fehlmengen auf Systemebene kumulieren. Diese zeigten sich sodann im Jahr 2024 in starken Ausschlägen des Regelzonensaldos sowie der erhöhten Anzahl an Extremevents.

Diese Häufungen verdeutlichen das wachsende Risiko, dass PV-Prognosefehler schnell zu massiven Unter- aber auch potenziellen Überdeckungen führen können und zunehmend systemrelevant werden.

Die Ereignisse des Jahres 2024 können somit als frühes Signal gewertet werden: Mit zunehmend volatilen Produktionsprofilen verändern sich die Anforderungen an Datenqualität, Prognosegüte und die Häufigkeit der Prognoseanpassungen. Damit war die Frage zu diesem Zeitpunkt nicht mehr, ob Handlungsbedarf besteht, sondern vielmehr, wie dieser innerhalb der Branche konkret adressiert wird.

Handlungsfelder im Rahmen des VSE-Projekts ES-Ready identifiziert

Die Branche hat den Handlungsbedarf erkannt und im Rahmen des Projekts Energiestrategie-Ready («ES-Ready») die wichtigsten Handlungsfelder und Voraussetzungen zur erfolgreichen Integration der Photovoltaik in das Energiesystem identifiziert (Abbildung 4). Im Zentrum standen zunächst die Verbesserung der Datenqualität, die Steigerung der Prognosegüte und die Frage, wie zusätzliche Flexibilität erschlossen und für unterschiedliche Zwecke koordiniert werden kann.

Zusätzlich gilt es, die bestehenden Marktmechanismen besser auszunutzen – insbesondere den Intraday-Handel – um Prognoseabweichungen kurzfristig ausgleichen zu können. Mit der Einführung des Einpreismodells durch Swissgrid am 1. Januar 2026 werden Marktteilnehmer zudem noch stärker dazu beanreizt, ihre Positionen systemdienlich zu bewirtschaften. Gleichzeitig wurde damit das sog. post-delivery-trading (PSA) obsolet und es besteht keine Möglichkeit mehr, Positionen nach Lieferung zu schliessen. Bilanzabweichungen können somit nur noch vor Lieferung korrigiert werden – was die Bedeutung des Intraday-Marktes als zentrales Koordinationsinstrument weiter erhöht.

Eine Schweizer Besonderheit liegt in diesem Zusammenhang in der gesetzlich verankerten Abnahme- und Vergütungspflicht des Anschlussnetzbetreibers für Anlagen bis 3 MW. Diese Regelung führt schweizweit zu einer grossen Anzahl von Akteuren, die jeweils für die Prognose der PV-Produktion in ihrem Verteilnetz zuständig sind. Die damit einhergehende Kleinteiligkeit führt zu zusätzlichen Herausforderungen, denen es bei der Lösungsfindung zu begegnen gilt. Namentlich braucht es Lösungsansätze, die es auch kleineren Verteilnetzbetreibern ermöglichen, möglichst qualitativ hochwertige Prognosen zu erstellen und zwangsläufig auftretende Prognoseabweichungen möglichst kurzfristig und zeitnah im Intraday-Markt auszugleichen.

Besserung in Sicht?

Im Vergleich zum Jahr 2024 scheint sich die Situation im Hinblick auf durch PV-Prognosefehler verursachte Unausgeglichenheiten im Jahr 2025 verbessert zu haben. So kam es 2025 zu insgesamt nur 24 Viertelstunden-Perioden mit einem Regelzonensaldo von über 800 MW (1x «long»; 23x «short») [5]. Dies entspricht einem deutlichen Rückgang gegenüber dem Vorjahr.

Zu beachten ist jedoch, dass das Auftreten grosser Abweichungen aufgrund von PV-Prognosefehlern auch stark vom zeitlichen und meteorologischen Kontext abhängt. Entscheidend ist insbesondere, ob starke und kurzfristige Wetterumschwünge wochentags oder an Wochenenden und Feiertagen oder am darauffolgenden Tag auftreten. Auffällig ist zudem, dass grosse Abweichungen von über 800 MW in den letzten Jahren überwiegend in den Monaten März bis September auftraten, also in der Periode, in der sowohl die installierte PV-Leistung ihre höchste absolute Einspeisung erreicht als auch instabile Wetterlagen mit raschen Bewölkungswechseln häufiger sind.

Mit dem weiteren Zubau von PV-Anlagen steigt deshalb auch das Risiko systemischer Korrelationen. Wenn viele Anlagen in derselben Wetterzone liegen und auf identische meteorologische Entwicklungen reagieren, führen Prognosefehler nicht mehr zu lokal begrenzten, sondern zu flächendeckenden und systemrelevanten Abweichungen. Werden das Prognoseproblem und die Datenqualität nicht ausreichend adressiert oder werden Prognosen nicht regelmässig aktualisiert, entfalten diese Herausforderungen mit zunehmender installierter Leistung eine entsprechende Hebelwirkung. Das Risiko systemischer Korrelation ist somit ein strukturelles Risiko, das mit wachsendem PV-Anteil an Bedeutung gewinnt.

Zudem hat Swissgrid in einer Auswertung festgehalten, dass zwar die Anzahl der Extremevents auf Viertelstundenbasis im Jahr 2025 im Vergleich zu 2024 abgenommen habe, die durchschnittliche Unausgeglichenheit der Schweizer Regelzone pro Monat aber trotzdem auf einem hohen Niveau verbleibe (siehe Abbildung 5). [6] Ein entsprechender Handlungsbedarf ist daher auch aus Sicht von Swissgrid weiterhin gegeben.

Intraday-Liquidität in der Schweiz hat zuletzt zugenommen

Entscheidend für das gute Funktionieren des Intraday-Handels ist, dass dieser über ausreichend Liquidität verfügt. In dieser Hinsicht hat sich der Schweizer Intraday-Markt in jüngster Zeit positiv entwickelt.

Seit der Einführung des Single Intraday Coupling (SIDC) im Jahr 2018 in Teilen der EU – aber ohne die Schweiz – ist das Volumen des Schweizer Intraday-Markts zunächst deutlich gesunken, während andere EPEX-Spot-Märkte im selben Zeitraum kontinuierlich gewachsen sind. Seit 2024 verbessert sich die Liquidität jedoch kontinuierlich: Das gehandelte Volumen im Schweizer Intraday-Markt nahm 2025 gegenüber 2024 um fast 40% auf 1.14 TWh zu. Im Januar 2026 wurde mit 198.7 GWh sogar ein Höchstwert seit 2018 erreicht, wobei sich dies jedoch auf sehr grosse Handelsaktivitäten an einzelnen Tagen zurückführen lässt und der Monat Februar 2026 wieder stärker der Entwicklung im Vorjahr entspricht.

Die Anzahl der teilnehmenden Akteure im Schweizer Intraday-Markt zeigt ebenfalls eine klare Aufwärtsentwicklung. Gemäss EPEX Spot stieg die Zahl der zugelassenen Teilnehmenden am Intraday-Markt zwischen Ende 2023 und 2024 von 74 auf 80, gefolgt von einem weiteren Anstieg auf heute 95 aktive Teilnehmende. Angesichts der ca. 590 Verteilnetzbetreiber [7], die zur Abnahme und Vergütung von PV-Überschusseinspeisungen verpflichtet sind, ist aber festzuhalten, dass eine grosse Anzahl dieser Akteure nach wie vor über keinen bzw. zumindest keinen direkten Intraday-Marktzugang verfügen.

Hohe Hürden für Intraday-Marktzugang in der Schweiz

Die vergleichsweise geringe Anzahl an Akteuren mit direktem Intraday-Marktzugang lässt sich dadurch erklären, dass sich ein eigener Zugang für viele Marktteilnehmende in der Schweiz nicht lohnt. Die Gründe dafür sind vielschichtig. Die technischen und regulatorischen Anforderungen sind hoch. So verlangt ein 24/7-Betrieb ein qualifiziertes Trading-Team mit zertifizierten Händlern, wobei realistischerweise mindestens 5-10 Mitarbeitende nötig sind. Parallel dazu müssen IT-Systeme initial aufgebaut, betrieben, aktualisiert und gegen Cyber-Risiken geschützt werden. Die Automatisierung, der algorithmische Handel und damit stetig steigende Datenvolumen erhöhen zudem die technische Komplexität und die Anforderungen an die IT laufend.

Auch auf Compliance-Seite kann ein direkter Intraday-Marktzugang mit einem erhöhten Aufwand aufgrund der höheren Komplexität des Intraday-Handels und des Balancings einhergehen – beispielsweise in Bezug auf das Meldewesen oder interne Kontrollsysteme. Zusätzlich müssen beim Zugang zu EPEX SPOT Sicherheiten hinterlegt werden, was die Zusammenarbeit mit Clearingbanken sowie eine laufende Liquiditätsbereitstellung erfordert.

Für kleinere und mittelgrosse Versorger, Produzenten oder auch Aggregatoren ist das Aufsetzen eines solchen Gesamtpakets mit den entsprechenden nachgelagerten Konsequenzen weder ökonomisch noch organisatorisch realistisch, zumal selbst der weniger komplexe Day-Ahead-Handel Stand heute nicht selten noch ausgelagert wird.

Plattform-basierte indirekte Marktzugänge als Lösung

Als Lösung können Intraday-Marktzugangsplattformen eine entscheidende Rolle spielen, indem sie die Eintrittshürden drastisch senken und einen breiten Zugang und eine aktive Teilnahme am Intraday-Markt ermöglichen. Ein Beispiel dafür ist die neu entwickelte Intraday-Handelsplattform von Alpiq. Sie zielt speziell darauf ab, den Intraday-Handel einfacher zugänglich, schneller erreichbar und insbesondere die Preise transparenter zu machen.

Intraday-Marktzugangsplattformen reagieren auf den strukturellen Wandel im Energiesystem: Der rasche Zubau von Photovoltaik und volatilere Wetterereignisse aufgrund des Klimawandels steigern den Bedarf nach kurzfristigem Ausgleich. Und nicht zuletzt funktionieren solche neu geschaffenen Zugangsmodelle wie ein «Flexibilitäts-Multiplikator»: Sie ermöglichen Akteuren ohne eigene Handelsinfrastruktur, kurzfristig auf Prognosefehler oder Lastschwankungen zu reagieren – und damit einen Beitrag zur Systemstabilität zu leisten. Je mehr Marktteilnehmer Zugang zum Intraday-Markt erhalten, desto besser können Prognoseabweichungen ausgeglichen und Ausgleichsenergie vermieden werden. Packen wir es an!