Abnahme- und Vergütungspflicht und Minimalvergütungen: Verteilnetzbetreiber müssen den Strom, der von Stromproduktionsanlagen ins Netz eingespeist wird, abnehmen und angemessen vergüten. Falls sich Anlagen- und Netzbetreiber über die Höhe der Vergütung nicht einigen können, richtet sich die Vergütungshöhe neu nach dem «vierteljährlich gemittelten Marktpreis». Dadurch werden die Produzenten vor kurzfristigen Marktpreis-schwankungen geschützt. Um die Produzenten zusätzlich vor sehr tiefen mittleren Marktpreisen zu schützen, gibt es neu Minimalvergütungen für Anlagen bis zu einer Leistung von 150 kW. Sie sollen auch bei längerfristig sehr tiefen Quartals-Marktpreisen eine Amortisation von Referenzanlagen über ihre Lebensdauer sicherstellen. Für kleine Solaranlagen mit einer Leistung von weniger als 30 kW beträgt die Minimalvergütung 6 Rp./kWh (gegenüber 4,6 Rp./kWh in der Vernehmlassungsvorlage). Für Anlagen zwischen 30 und 150 kW mit Eigenverbrauch liegt sie für die ersten 30 kW ebenfalls bei 6 Rp./kWh, für die Leistung ab 30 kW bei 0 Rp./kWh (gegenüber 0 Rp./kWh für die gesamte Leistung in der Vernehmlassungs-vorlage). Für Anlagen ab 30 kW ohne Eigenverbrauch liegt die Minimalvergütung bei 6,2 Rp./kWh (gegenüber 6,7 Rp./kWh in der Vernehmlassungsvorlage).

Lokale Elektrizitätsgemeinschaften LEG: LEG ermöglichen die lokale Vermarktung des selbst erzeugten Stroms über das öffentliche Netz innerhalb eines Quartiers oder auch einer Gemeinde. Die Stromversorgungsverordnung (StromVV) definiert, in welchem Umfang Erzeugungskapazität in die Gemeinschaft eingebracht werden muss und auf welchen Netzebenen die Teilnehmenden angeschlossen sein dürfen. Der in einer LEG gehandelte Strom ist selbst erzeugt und profitiert von einem reduzierten Netznutzungstarif. Die StromVV legt dafür einen Abschlag von 40 % (20 % bei Nutzung mehrerer Netzebenen) fest.

Netznutzungstarifierung: Flexible Endverbraucherinnen und Endverbraucher sollen Anreize erhalten, ihren Stromverbrauch an die Netzbelastung auszurichten und damit das Stromnetz zu entlasten (z. B. in Spitzenbelastungszeiten die Waschmaschine nicht laufen lassen oder das Elektrofahrzeug nicht laden). Das verstärkt die Verursachergerechtigkeit und kann mittel- bis langfristig auch den Netzausbaubedarf verringern. Neu werden deshalb dynamische (zeitlich variable) oder auch örtlich differenzierte Netztarife ermöglicht. Sie signalisieren aktuelle Netzengpässe und die Verbraucher sowie Prosumer können so ihren Verbrauch oder ihre Produktion und Speicherung entsprechend anpassen.

Messwesen: Die Netzbetreiber bleiben in ihrem Netzgebiet weiterhin für das Messwesen zuständig. Neu müssen sie verursachergerechte Messtarife festlegen und diese veröffentlichen. Das Messentgelt ist den Kundinnen und Kunden in der Rechnung gesondert vom Netznutzungsentgelt auszuweisen. Zusätzlich müssen die Endverbraucherinnen und Endverbraucher über die Entwicklung ihres Elektrizitätsverbrauchs im Vergleich zum Vorjahr, den Durchschnittsverbrauch und die Bandbreite des Verbrauchs anderer Endverbraucher in ihrer Kundengruppe informiert werden.

Flexibilität: Die Flexibilität beim Stromverbrauch oder bei der Einspeisung von selbst produziertem Strom ins Netz gehört dem Flexibilitätsinhaber, also den Endverbrauchern, den Erzeugern und den Speicherbetreibern. Sie können die Flexibilität vertraglich an andere Nutzer (z. B. Verteilnetzbetreiber oder Aggregatoren) verkaufen. Wenn der Verteilnetzbetreiber diese Flexibilität nutzen will, muss er sich diese vertraglich sichern und vergüten, beispielsweise durch reduzierte Netznutzungsentgelte.

Rückerstattung Netznutzungsentgelt: Drei Kategorien von Anlagen können die Rückerstattung des Netznutzungsentgelts verlangen: Speicher mit Endverbrauch (z. B. stationäre Batterie in einem Haus, bidirektionale Ladestationen oder Elektrofahrzeuge als mobile Speicher), Umwandlungsanlagen (zur Umwandlung von Strom in Wasserstoff oder synthetische Gase oder Brennstoffe), sowie Umwandlungsanlagen als Pilot- und Demonstrationsanlagen. Die StromVV enthält die Vorgaben zur Rückerstattung.

Die Netznutzungskosten sind eine wesentliche Komponente des Strompreises. Sie setzen sich zusammen aus den Kosten für die Amortisation des Netzes, den Betriebskosten und den kalkulatorischen Zinsen. Für das Kapital, das in den vorhandenen Stromnetzen steckt oder das in neue Stromnetze investiert werden soll, hat der Kapitalgeber Anspruch auf eine Verzinsung. Diese wird vom UVEK in einem durchschnittlichen kalkulatorischen Kapitalkostensatz jährlich festgelegt, dem so genannten WACC. Er soll einerseits genügend Anreize für Investitionen in die Stromnetze bieten, andererseits jedoch keine ungerechtfertigt hohe Rendite für die Kapitalgeber abwerfen. Seit längerem wird kritisiert, dass die geltende Berechnungsmethodik insbesondere in Tiefzinsphasen eine zu hohe Verzinsung gewähre.

Der Vorschlag für eine angepasste Berechnungsmethodik für den WACC war von Juni bis Oktober 2024 in der Vernehmlassung. Trotz genereller Zustimmung gab es auch Kritik an der neuen Methodik und am Zeitpunkt der Einführung. Der Bundesrat hält grundsätzlich an seinem Vorschlag fest, da der WACC mit der neuen Methodik ausreichend risikogerecht sein wird. In Tiefzinsphasen sinkt der WACC stärker als bisher. Dennoch schwankt er in Hoch- und Tiefzinsphasen nicht zu extrem, so dass es für Investoren auch in ausserordentlichen Zinsphasen Planungssicherheit geben wird.   

Nach der bisherigen Berechnungsmethode liegt der WACC für das Tarifjahr 2025 bei 3,98 %. Mit der neuen Berechnungsmethodik beträgt er für das Tarifjahr 2026 3,43 %. Die Anpassung entlastet Haushalte und Unternehmen unter den volkswirtschaftlichen Rahmenbedingungen im Jahr 2026 (Stand der Berechnungen vom Januar 2025) um 124 Millionen Franken pro Jahr (Reduktion des Stromnetztarifs um 0.22 Rp./kWh).

Umgekehrt gehen den Netzbetreibern dadurch für den Netzumbau im Rahmen der Energiewende dringend benötigte Mittel verloren, was zu Verzögerungen führen wird und falsche Anreize setzt.