Sechs Jahre nachdem die Infrastruktur in den Anlagevorschriften der beruflichen Vorsorge eine eigene Kategorie erhalten hat, hat sie Private Equity als grösste alternative Anlage der Schweizer Pensionskassen überholt. Das Wachstum verlief stetig und überwiegend konservativ: diversifizierte Fonds, globale Manager, erneuerbare Stromerzeugung und regulierte Netze.
Der nächste Schritt sieht anders aus. Schweizer Anlagestiftungen besitzen inzwischen direkt Batteriespeicher, und Pensionskassen wird Zugang zu Anlagen angeboten, deren Erträge davon abhängen, wie sie an den Strommärkten betrieben werden. Für Stiftungsräte lautet die Frage nicht mehr, ob sie Infrastruktur halten sollen, sondern welches Risiko sich hinter der Bezeichnung inzwischen verbirgt.
Von der Nische zur grössten alternativen Anlage
Seit dem 1. Oktober 2020 führt die BVV 2 Infrastruktur als eigene Anlagekategorie mit einer Begrenzung auf 10 Prozent des Vermögens. Zuvor teilte sie sich die engere Quote der alternativen Anlagen. Die Bestände waren schon vor der Reform rasch gewachsen: Gemäss Bundesamt für Statistik haben sich die Infrastrukturanlagen der Pensionskassen zwischen 2014 und 2018 auf über 8 Milliarden Franken mehr als vervierfacht, machten aber noch weniger als 1 Prozent des Vermögens aus. Ende 2025 entfielen in der Pensionskassenstudie von Complementa 2,7 Prozent des Gesamtvermögens auf Infrastruktur, vor Private Equity mit 2,5 Prozent. Swisscanto weist einen ähnlichen Anteil von 2,8 Prozent aus (investrends.ch, 2026).
Das Motiv ist überwiegend defensiv. Der Leiter Investment Research von Complementa bezeichnet Infrastruktur als aktuellen Schwerpunkt der alternativen Allokationen, vor allem als Ersatz für Obligationen und zur Diversifikation (IPE, 2026). Lange Nutzungsdauern, hohe Eintrittshürden und vertraglich gesicherte oder regulierte, oft an die Inflation gekoppelte Cashflows stützen diese Rolle. Der regulatorische Spielraum ist gross: Im Durchschnitt schöpfen die Pensionskassen kaum mehr als ein Viertel der 10-Prozent-Grenze aus.
Eine Kategorie, zwei Risikoprofile
Infrastruktur ist kein einheitliches Risiko. Am einen Ende des Spektrums stehen regulierte Netze und Kraftwerke mit langfristigen Abnahmeverträgen. Ihre Cashflows sind weitgehend im Voraus festgelegt, oft an die Inflation gebunden, und sie verhalten sich ähnlich wie lang laufende Obligationen. Am anderen Ende stehen Anlagen, die ihre Leistung am offenen Markt verkaufen. Ihre Rendite hängt von Preisen, Wettbewerb und dem Können des Betreibers ab; sie verhalten sich eher wie Betriebsunternehmen.
Beide gelten nach BVV 2 als Infrastruktur und werden an dieselbe 10-Prozent-Grenze angerechnet. Die Unterscheidung ist dennoch entscheidend: Sie bestimmt, wie viel ein Stiftungsrat allokieren soll, wie die Anlage bewertet wird und wie eng sie zu überwachen ist.
Zwei Wege in die Anlageklasse
Die Pensionskasse der Siemens-Gesellschaften in der Schweiz steht für den konventionellen Weg. Nach einer Ausschreibung hat sie Kapital in Infrastrukturfonds von Aquila Capital, Luxcara und Partners Group investiert, mit Schwerpunkt auf Solar-, Wind- und Wasserkraftanlagen in Europa (IPE Real Assets, 2023). Per 30. September 2025 beliefen sich ihre Infrastrukturanlagen auf CHF 80,3 Mio. oder 2,1 Prozent des Vermögens, bei einer strategischen Bandbreite von 0 bis 5 Prozent (PK Siemens, 2025). Als Gründe nannte die Kasse Diversifikation, ein besseres Rendite-Risiko-Profil und einen Beitrag zur Reduktion von Klimarisiken. Eine anschliessende ALM-Studie führte zu einer weiteren Erhöhung der Infrastrukturquote (IPE, 2026).
Der zweite Weg ist direkt und inländisch. Die Avadis Anlagestiftung hat ein Batteriespeicherprojekt mit 50–60 MW und 100–120 MWh in Bonaduz (GR) erworben; Baubeginn ist 2026, die Inbetriebnahme ist für 2027 geplant (Aquila Capital, 2024; Energy-Storage.news, 2024). In Perlen (LU) baut die BESS Perlen AG, ein Gemeinschaftsunternehmen der Perlen Industrieholding und der Anlagestiftung VALYOU, eine Anlage mit 10 MW und 20 MWh, die Ende 2026 in Betrieb gehen soll (pv magazine, 2026). Auch Energieversorger bauen aus: Im September 2026 haben Axpo und Energie Uri in Gurtnellen einen Speicher mit 58,4 MW eingeweiht, derzeit der grösste in Betrieb stehende der Schweiz (SRF, 2026b).
Anlagestiftungen verschaffen kleineren Pensionskassen Zugang zu Einzelanlagen, die sie allein nicht halten könnten. Zugleich konzentrieren sie das Engagement auf eine Technologie und oft auf einen Markt.
Womit Batteriespeicher Geld verdienen
Das wirtschaftliche Argument beruht auf einem strukturellen Bedarf. Mit wachsender Solarproduktion und dem Rückbau konventioneller Kapazitäten braucht das Netz kurzfristig verfügbare Flexibilität. Grossbatterien liefern sie auf drei Arten: Sie halten Reserveleistung für den Übertragungsnetzbetreiber vor (Systemdienstleistungen), sie verschieben Energie von Stunden mit tiefen in Stunden mit hohen Preisen (Arbitrage) und verkaufen in manchen Fällen vertraglich Dienstleistungen an Energieversorger oder Netzbetreiber.
Marktteilnehmer beziffern die jährlichen Erlöse je nach Markt auf EUR 40'000 bis 180'000 pro MW, bei einer Nutzungsdauer von 15 Jahren und mehr. Schon die Breite dieser Spanne ist aufschlussreich. Im Portfolio eines Speicherfonds stammen rund 58 Prozent der Erlöse aus Arbitrage, rund 30 Prozent aus Regelenergie und nur rund 12 Prozent aus vertraglich gesicherten Cashflows (Picard Angst, 2026). In der Schweiz sieht das revidierte Stromversorgungsgesetz vor, dass Speichern mit Endverbrauch das Netznutzungsentgelt für zurückgespeisten Strom auf Antrag zurückerstattet wird (Art. 14a StromVG; BFE, 2024).
Batterien sind allerdings ein kurzfristiges Instrument. Sie gleichen den Tag aus; den Solarstrom des Sommers verschieben sie nicht in die Wintermonate, in denen die Schweiz auf Importe angewiesen ist (SRF, 2026a). Ihr Nutzen für das Stromsystem ist real, aber begrenzt.
Sättigung: Wo das Risiko liegt
Was Batteriespeicher attraktiv macht – Erträge aus mehreren Märkten statt aus einem einzigen Vertrag –, ist zugleich ihr Hauptrisiko. Die Märkte für Systemdienstleistungen sind klein und sättigen sich, sobald Kapazität hinzukommt. In Grossbritannien und Australien sanken die Erlöse aus Systemdienstleistungen innert zwei Jahren um rund 80 Prozent; Anfang 2026 hatte eine ähnliche Sättigung die nordischen Länder und Deutschland erreicht (POWER, 2026). In den Niederlanden fielen die aFRR-Leistungspreise zwischen 2022 und 2026 von rund EUR 105 auf EUR 27 pro MW und Stunde. Deutsche Batteriespeicher erzielten 2026 noch 55 Prozent ihrer Erlöse mit Systemdienstleistungen, doch allein im Juli 2026 sanken die aFRR-Leistungspreise um 35 Prozent (Hive Power, 2026).
Mit der Sättigung verlagern sich die Erträge zur Arbitrage am Grosshandelsmarkt, die von der Preisvolatilität und den Handelsfähigkeiten des Betreibers abhängt. Die Anlage in Perlen ist ein gutes Beispiel: Sie startet an den Regelenergiemärkten, also in jenem Segment, das sich andernorts in Europa am schnellsten gesättigt hat; Day-Ahead- und Intraday-Handel sollen später folgen (pv magazine, 2026).
Für eine Pensionskasse rückt ein Batteriespeicher mit Markterlösen damit ans Betriebsunternehmen-Ende des Spektrums. Er ist Strompreisen, Wettbewerb und Technologierisiken ausgesetzt, und seine Rendite hängt stark von der Qualität des Betreibers ab. Das ist eine legitime Anlage, aber kein Obligationenersatz.
Was die BVV 2 vom Stiftungsrat verlangt
Die Kategoriengrenze beantwortet die Frage nach dem Risiko nicht. Die Artikel 50 bis 52 BVV 2 verpflichten den Stiftungsrat, Anlagen sorgfältig auszuwählen, zu bewirtschaften und zu überwachen – mit Blick auf Sicherheit und Risikoverteilung, angemessenen Ertrag und Liquidität. Bei Infrastruktur läuft diese Prüfung auf vier Fragen hinaus:
- Ertragsqualität. Welcher Anteil der Erträge ist vertraglich gesichert oder reguliert, und für wie lange?
- Bewertung. Wie werden die Anlagen zwischen zwei Transaktionen bewertet, da nicht kotierte Anlagen zum Nettoinventarwert ausgewiesen werden?
- Konzentration. Wie stark konzentriert sich das Engagement nach Technologie, Markt und Betreiber?
- Kostentransparenz. Werden sämtliche Kosten ausgewiesen? Die Siemens-Kasse etwa weist einen Infrastrukturfonds als nicht kostentransparent aus; der Stiftungsrat hat entschieden, ihn zu behalten (PK Siemens, 2025).
Leistungsausweise verlangen besondere Sorgfalt. Batteriespeicherstrategien sind jung, und frühe Resultate spiegeln Märkte vor der Sättigung. Performancezahlen von Managern und Vertriebspartnern ersetzen keine unabhängige Einschätzung, wie sich die Erlöse bei wachsender Kapazität entwickeln.
Der Entscheid des Stiftungsrats
Infrastruktur hat sich ihren Platz in den Portfolios der Schweizer Pensionskassen verdient, und die 10-Prozent-Grenze lässt Raum für weiteres Wachstum. Die Frage der kommenden Jahre ist die Zusammensetzung. Stiftungsräte, die Infrastruktur als Obligationenersatz halten, sollten Anlagen wählen, deren Cashflows jenen von Obligationen gleichen. Wer Energieanlagen mit Markterlösen wie Batteriespeicher beimischt, sollte sie als das gewichten und beaufsichtigen, was sie sind: Betriebsunternehmen mit Marktrisiko, gehalten für Diversifikation und Rendite, nicht für stabile Erträge.
Diese Unterscheidung im Anlagereglement und in der ALM-Studie festzuhalten, ist ein kleiner Schritt. Er macht die Allokation gegenüber Versicherten und Aufsicht leichter erklärbar.
Literatur
Aquila Capital (2024), «Aquila Capital advises Avadis Anlagestiftung on investment in Switzerland’s largest battery storage project», Medienmitteilung, 18. November 2024 · Bundesamt für Energie [BFE] (2024), «Erfassung und Transfer von Netznutzungsdaten für Speicher mit Endverbrauch», Bern, 18. Juni 2024 · Bundesgesetz über die Stromversorgung (Stromversorgungsgesetz, StromVG), SR 734.7, Art. 14a · Energy-Storage.news (2024), «Infrastructure investor Avadis buys Switzerland’s largest BESS project, for 2027 energisation» · Hive Power (2026), «Germany’s aFRR gold rush is closing», hivepower.tech, 10. August 2026 · IPE (2026), «Siemens Pensionskasse targets direct lending to capture illiquidity premium», Investment & Pensions Europe · IPE Real Assets (2023), «Swiss Siemens Pensionskasse commits to infrastructure via Aquila, Luxcara, Partners Group», 11. September 2023 · investrends.ch (2026), «Infrastruktur als Anlageklasse: Warum Pensionskassen wie die PKZH verstärkt auf Wind, Sonne und Netze setzen», 5. Juli 2026 · Pensionskasse der Siemens-Gesellschaften in der Schweiz [PK Siemens] (2025), «Finanzbericht 2025», Zürich · Picard Angst (2026), «Batteriespeicher als Anlageklasse», 12. Mai 2026 · POWER (2026), «The hidden idle asset trap: a new era of BESS optimization in Europe», POWER Magazine, 1. April 2026 · pv magazine (2026), «Grossspeicher stärkt den Industriestandort Perlen als Energie-Hub», 17. August 2026 · SRF (2026a), «Batteriemonitor Schweiz 2026: Batterien-Boom bei Solaranlagen entlastet das Stromnetz» · SRF (2026b), «Kanton Uri: Grösster Batteriespeicher der Schweiz am Netz», 9. September 2026 · Verordnung über die berufliche Alters-, Hinterlassenen- und Invalidenvorsorge (BVV 2), SR 831.441.1