Am 3. November 2026 stellt die Schweizer Day-Ahead-Auktion von EPEX SPOT von einem Preis pro Stunde auf einen Preis pro Viertelstunde um. Die ersten Viertelstundenpreise werden an diesem Tag für die Lieferung am 4. November veröffentlicht. Der liquideste Strommarkt der Schweiz zeigt damit 96 Preise pro Tag statt 24. Die Europäische Union hat denselben Schritt vor einem Jahr vollzogen; ihre Erfahrung zeigt, was uns erwartet.
Was sich am 3. November ändert
- Day-Ahead im Viertelstundentakt. Die Schweizer Day-Ahead-Auktion bildet neu für jede der 96 Viertelstunden einen Preis. 30- und 60-Minuten-Produkte bleiben dank Cross Product Matching möglich: Teilnehmende können weiterhin eine ganze Stunde kaufen oder verkaufen.
- Intraday-Auktionen. Auch die Schweizer Intraday-Auktionen stellen auf Viertelstunden um.
- Was stündlich bleibt. Die grenzüberschreitenden Kapazitäten der Schweiz, die vor der Schweizer Auktion in expliziten Auktionen (JAO) vergeben werden, bleiben zu Beginn stündlich. Viertelstündliche Kapazitätsprodukte sind für später geplant (je nach Quelle Ende 2026 bis Anfang 2027).
Warum die Umstellung
Swissgrid rechnet Ausgleichsenergie bereits pro Viertelstunde ab, doch der Day-Ahead-Markt verkaufte nur ganze Stunden. Nehmen wir einen Lieferanten, dessen Verbrauch innerhalb einer Stunde von 85 auf 115 MW steigt: Er kaufte bisher einen flachen Block von 100 MW. Zu Beginn der Stunde war er damit long, am Ende short, und musste im Intraday korrigieren oder Ausgleichsenergie bezahlen. Mit Viertelstundenprodukten kann er sein tatsächliches Profil direkt im Day-Ahead kaufen.
Was Europa seit Oktober 2025 gelernt hat
Die EU hat die 15-Minuten-Zeiteinheit in der Day-Ahead-Marktkopplung (SDAC) am 30. September 2025 eingeführt, für die Lieferung ab 1. Oktober. Vier Lehren stechen hervor.
1. Die Preise bilden einen «Sägezahn». Viertelstundenpreise folgen nicht der glatten Lastkurve. Während der morgendlichen Solarrampe ist die erste Viertelstunde jeder Stunde oft die teuerste, danach sinkt der Preis bis zur nächsten Stunde; am Abend kehrt sich das Muster um. Ursachen: Kopplungskapazitäten, die noch stündlich berechnet werden, Kraftwerke, die ihre Produktion stundenweise fahren, und stündliche Blockgebote.
2. Der konventionelle Kraftwerkspark passt sich langsam an. Am Starttag wurde rund die Hälfte der deutschen thermischen Mengen noch als Stundenblöcke angeboten (Modo Energy). Das Muster schwächt sich ab, je mehr die Teilnehmenden ihre Gebote anpassen, ist aber nicht verschwunden.
3. Ein Teil des Intraday wandert in den Day-Ahead. In Deutschland sank die erste Intraday-Auktion (IDA1), die vor allem dazu diente, stündlich gekaufte Solarprofile in Viertelstunden «umzuformen», von rund 28’000 MWh pro Tag Ende September auf rund 17’000 MWh in der ersten Oktoberwoche 2025 (Montel). Der kontinuierliche Intraday-Handel blieb aktiv: rund 900’000 Geschäfte am 1. Oktober, im Rahmen des Septemberdurchschnitts (Modo Energy).
4. Volatilität wird sichtbar, nicht unbedingt grösser. Ein Stundenpreis ist ein Mittelwert: Er verdeckt die Unterschiede zwischen den Viertelstunden. Die Umstellung auf 15 Minuten schafft diese Unterschiede nicht, sie macht sie im liquidesten Markt sichtbar und handelbar. Montel mass in der ersten Woche eine um rund 15 % höhere Standardabweichung der Day-Ahead-Preise als im Vorjahr, betonte aber, dass 2025 bereits ein volatileres Jahr war; die Zahl sollte also nicht überinterpretiert werden.
Und in der Schweiz?
Die Schweiz hat ihre Besonderheiten. Der Day-Ahead ist deutlich liquider als der kontinuierliche Intraday-Handel; ein Teil der viertelstündlichen Feinsteuerung dürfte daher direkt im Day-Ahead stattfinden. Umgekehrt sollten zwei Faktoren den Sägezahn zu Beginn dämpfen:
– die Grenzkapazitäten bleiben stündlich, was die Viertelstunden-Arbitrage mit Deutschland, Frankreich, Italien und Österreich begrenzt;
– die Wasserkraft kann weiterhin Stundenblöcke anbieten; die Ausprägung des Musters hängt davon ab, wie viel Menge sie tatsächlich viertelstündlich anbietet.
Für Lieferanten und Bilanzgruppen ist die direkteste Folge ein erwarteter Rückgang der Abweichungen in den Rampenstunden, da sie ihr Viertelstundenprofil bereits am Vortag kaufen können. Zusammen mit dem im Januar 2026 eingeführten einheitlichen Ausgleichsenergiepreis verringert das die systematischen Abweichungen, auf die sich manche Strategien stützten.
Was das für die Flexibilität bedeutet
Eine Batterie lädt und entlädt innerhalb von Minuten: Die Viertelstunde ist ihre natürliche Zeitskala. Solange der liquideste Markt nur einen Preis pro Stunde lieferte, blieb ein Teil ihres Werts im Mittelwert verborgen. Mit 96 Preisen pro Tag werden diese Unterschiede zu Preissignalen, auf die man bereits am Vortag reagieren kann.
Zwei Einschränkungen gelten jedoch.
Der 15-Minuten-Schritt schafft keine Flexibilität. Er macht ihren Wert sichtbar; die Flexibilität selbst hängt von physischen Anlagen ab, die reagieren können (Batterien, Pumpspeicher, steuerbare Lasten).
Die Batterieerlöse hängen nicht allein von dieser Umstellung ab. In Deutschland erreichte im September 2026 der theoretische Erlös einer 2-Stunden-Batterie allein aus Energiearbitrage rund 148’000 €/MW/Jahr, fast 20 % mehr als ein Jahr zuvor, bei einem durchschnittlichen Day-Ahead-TB2-Spread von 220 €/MWh. Dieser Anstieg erklärt sich aber auch zu einem grossen Teil durch höhere Gaspreise. Im selben Zeitraum sank der Gesamterlös um rund 39 %, weil sich die Regelenergiemärkte (aFRR) mit Batterien gefüllt haben (Modo Energy, Oktober 2026). Die Botschaft ist klar: Der Wert verschiebt sich von der Regelenergie zu den Energiemärkten, wo die zeitliche Auflösung zählt.
Was Optimal Energy tut
Optimal Energy stellt die Kapazität physischer Batterien als virtuelle Batterien bereit, die kurzfristig per API reserviert werden können, ohne Investition für die Nutzenden. Mit einem Spotmarkt im Viertelstundentakt erhalten Lieferanten, Bilanzgruppen und Händler, die ihre Abweichungen absichern oder Preisunterschiede innerhalb der Stunde nutzen wollen, ein präziseres Signal, und Batteriekapazität, die im richtigen Moment abrufbar ist, wird umso wertvoller.
Sie möchten abschätzen, was die Umstellung auf Viertelstunden für Ihr Portfolio bedeutet? Schreiben Sie uns: contact@optimalenergy.ch
Quellen
– EPEX SPOT, «15-minute products in Market Coupling» (Schweizer Umstellung: 3. November 2026, erster Handelstag): https://www.epexspot.com/en/15-minute-products-market-coupling
– Europäische Kommission, «EU electricity trading in the day-ahead markets becomes more dynamic», 1.10.2025: https://energy.ec.europa.eu/news/eu-electricity-trading-day-ahead-markets-becomes-more-dynamic-2025-10-01_en
– Montel, «The rhythm of electricity», 13.10.2025: https://montel.energy/resources/blog/the-rhythm-of-electricity
– Modo Energy, «Five lessons from the first 15-minute day-ahead auction in Germany», 2.10.2025: https://modoenergy.com/research/en/germany-day-ahead-sdac-15-min-quarter-hour-hourly-epex-update-sawtooth-intraday-trading-bess-batteries
– Modo Energy, «German BESS revenues rose to €215k/MW/yr in September 2026 but fell 40% on the year», 8.10.2026: https://modoenergy.com/research/English/germany-bess-revenue-benchmark-me-vbess-de-september-2026-gas-prices-afrr-saturation
– Next Kraftwerke, «The Day-Ahead Market switches to 15-minute products», 10.9.2025: https://www.next-kraftwerke.com/energy-blog/day-ahead-switch-15-min
– APG, «Day-Ahead 15 Min MTU CH-AT» (Grenzkapazitäten): https://pb1-medien.apg.at/im/dl/apg-631671136/Day-Ahead%2015%20Min%20MTU%20CH-AT.pdf
– A. Millet, «Switzerland moves to 15 minutes: what to expect?»: https://alexandremillet.substack.com/p/switzerland-moves-to-15-minutes-what
