12.08.2026 Jörg Hofstetter, Bernhard Suter

Abstract

In der öffentlichen Debatte wird häufig hinterfragt, ob eine erneuerbare Stromversorgung der Schweiz auch im Winter und bei unvorhergesehenen Krisen versorgungssicher ist. – Kann die Energiewende tatsächlich gelingen?

Um diese Frage zu beantworten, haben wir ein Lösungsmodell entwickelt, das hauptsächlich auf dem Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung aus Sonne, Wind und Wasser basiert. Abhängig von politischen und gesellschaftlichen Rahmenbedingungen werden wir zur Ergänzung im Winter weitere Stromquellen brauchen. Als potenzielle Quellen von Ergänzungsenergie haben wir im Besonderen Gas, neue AKW, Importe und Überkapazitäten im Bereich Sonne und Wind identifiziert.

Wir haben dazu öffentlich publizierte Stromszenarien für die Schweiz bis 2050 miteinander verglichen und in einem neuartigen Diagramm auf intuitive Art und Weise den vorhandenen Handlungsspielraum, aber auch Grenzen, aufgezeigt.

Dabei wurde offensichtlich, dass ein ausgewogenes Szenario fehlt, das sowohl ohne neue AKW- und Marktgas-Kraftwerke auskommt, als auch andere gesellschaftliche/politische Tabuzonen nicht überschreitet. Um diese Lücke zu schliessen, haben wir zusätzlich das Szenario «Erneuerbare Ausgewogen» entworfen.

Herausforderung erneuerbare Stromproduktion

Die erneuerbaren Energien Photovoltaik (PV), Wind und die bestehende Wasserkraft (Speicherseen, Pumpspeicher, Fliesswasser) werden in der zukünftigen nachhaltigen Stromversorgung der Schweiz eine zentrale Rolle spielen. Es handelt sich dabei um komplementäre Energieformen, die sich ideal ergänzen. So hat etwa der Wind im Winter seine höchste Produktion, wenn die PV eher wenig liefert.

Da Wind und PV von Tag/Nacht-Wechsel, dem Wetter und den Jahreszeiten abhängen, ergeben sich folgende Herausforderungen:

Glättung kurzfristiger Produktionsschwankungen (Tag/Nacht). Dazu sind in allen Szenarien Kurzfrist-Speicher wie Pumpspeicher und Batterien unerlässlich, um Schwankungen der Stromproduktion über die Zeit auszugleichen (Glättung). Während der weitere Ausbau der Pumpspeicher eher begrenzt ist, werden Batterien insb. wegen der stark fallenden Preise dafür stark wachsen.
Batterien sind unerlässlich, aber keine eigentliche Produktionsart, vielmehr eine Verschiebung der Energieabgabe im Stundenbereich.
Versorgungssicherheit im Winter mit Ergänzungsenergie: Da die PV-Produktion im Winter stark sinkt, stehen wir nach dem Ausstieg aus der Kernenergie (ca. ab 2040) vor einer Grundsatzfrage: Entweder werden PV- und Windkraftkapazitäten konsequent auf den Winterbedarf ausgelegt – was im Sommer zu erheblichen Überschüssen führt – oder es muss gezielt Ergänzungsenergie bereitgestellt werden. Dafür kommen ein Mix aus Importen, Gaskraftwerken, neuen AKWs, Biomasse, Geothermie sowie Wärmespeichern (zur Reduktion des Strombedarfs) infrage.
Ausserordentliche Ausfallrisiken: Alle untersuchten Energieszenarien beinhalten ausserordentliche Ausfallrisiken, wie etwa eine lange Dunkelflaute, einen AKW‑Ausfall, oder/und Importunterbrechungen. Daher sind Reservekraftwerke mit inländischen Flüssig-Treibstoffspeichern (gute Lagerfähigkeit), die nur im Notfall in Betrieb genommen werden, bei allen Szenarien notwendig. Aktuell plant der Bund solche Notfallkraftwerke mit CO₂-neutralen Kraftstoffen (primär HVO, Hydriertes Pflanzenöl, später synthetisches Methanol möglich).
Die Produktion dieser Reservekraftwerke ist in den nachfolgenden Szenarien nicht aufgeführt, entsprechende Modellberechnungen finden sich im Hintergrundbericht «Saisonale Speicher gegen Dunkelflaute».

Fig. 1 Zuverlässige erneuerbare Stromversorgung

Die nachfolgende Tabelle gibt eine Übersicht der hauptsächlichen Ergänzungsenergien mit ihren hauptsächlichen Vor- und Nachteilen:

Ergänzungsenergie	Bemerkungen
Importe > 5 THW:	Die Schweiz ist in den europäischen Stromhandel eingebunden, es wird laufend Importe und Exporte geben. Um die Auslandsabhängigkeit zu minimieren, ist im Stromgesetz eine Netto-Importgrenze von 5 TWh gesetzt. Diese müsste überschritten werden. Mittels Netto-Importen im Winter kann rasch und flexibel auf Änderungen reagiert werden. Ökonomisch wäre es interessant, dazu Windenergie aus dem Norden Europas und Solarenergie aus dem Süden zu importieren. Allerdings steigt damit die direkte Auslandsabhängigkeit und es stellt sich die Frage, ob Europa jederzeit liefern kann oder will.
Markt-Gaskraftwerke, SynGas/eGas:	Im Gegensatz zu Reservekraftwerken nehmen diese am regulären (europäischen) Strommarkt teil. Die Stromproduktion mit Gas ist sehr flexibel und ein rascher Ausbau ist technisch kein Problem. Bereits heute speichert die Schweiz aus geologischen Gründen Gas im nahen Ausland. Herausforderung: Die Energieerzeugung durch Gas erzeugt CO₂-Emissionen. Ziel ist es daher, das Erdgas durch synthetisches, CO₂‑freies Gas (SynGas, eGas) zu ersetzen. Ein fliessender Übergang mit Kombikraftwerken ist denkbar. Denkbar wäre auch eine Abscheidung von CO₂ bei der Stromerzeugung. Die Herstellung von SynGas ist sehr aufwendig, auch sind noch technische Fragen offen. Produktion, Verteilung und die Integration in den Markt (Subventionierung) müssten europäisch angegangen werden. Ein fliessender Übergang mit Kombikraftwerken ist denkbar.
Neue AKWs:	AKWs erzeugen sog. Bandenergie, d. h. die Produktion ist wenig flexibel. Im Winter kann dies als zuverlässige Stromquelle sehr nützlich sein, führt aber im Sommer in Kombination mit PV zu Überschüssen. Die Stromproduktion ist nahezu CO₂‑frei und der Brennstoff ist für längere Zeit in der Schweiz lagerbar. Die Nachteile liegen bei den Risiken im Betrieb und der Endlagerung: Die Wahrscheinlichkeit eines katastrophalen Unfalls ist zwar sehr gering, aber die Auswirkungen, insb. für die kleinflächige Schweiz, sind kaum überblickbar. Die Kosten neuer AKWs sind momentan kaum überblickbar, ohne massive Unterstützung des Staates geht es nicht. AKWs können nicht schrittweise und rasch ausgebaut werden, es braucht dazu langfristige Investitionsentscheide, die kaum mehr rückgängig gemacht werden können. Brennstoff kann zwar für eine gewisse Zeit in der Schweiz gelagert werden, aber trotzdem muss dieser im Ausland beschafft werden.
Biomasse:	Bei der Verwendung von Biomasse werden pflanzliche Produkte verbrannt, dies können auch rein organische Abfälle sein. Bei der Verbrennung wird zwar CO₂ freigesetzt, aber nur so viel, wie die Biomasse vorher aufgenommen hat. Daher ist dieser Weg theoretisch CO₂-neutral. Der Einsatz als Ergänzungsenergie ist in der Schweiz auf ca. 5 TWh beschränkt, da Biomasse keinesfalls in Konkurrenz zur Nahrungsproduktion stehen soll.
Geothermie:	Geothermie kann zur Wärmeproduktion, in gewissen Fällen aber auch zur Stromproduktion verwendet werden. Diese Art der Stromproduktion ist CO₂-frei. Allerdings sind noch viele technologische Fragen offen.
Wärmespeicher:	Wärmespeicher sind keine eigentliche Produktionsart, aber sie helfen, im Winter Strom zu sparen, indem die Wärmepumpen entlastet werden (siehe auch (9)). Bedingung ist, dass die Wärme nachhaltig erzeugt wird (z.B. aus Überschussstrom im Sommer). Allerdings haben Wärmespeicher einen grossen Platzbedarf und bedingen meist Fernheiznetze. Die Anwendung von Wärmespeichern ist nicht beliebig ausbaubar.

Tabelle 1: Mögliche Ergänzungsenergien

Handlungsspielraum Ergänzungsenergie

Gemäss «Axpo Energie Reports» braucht die Schweiz im Jahr 2050 ungefähr 40 TWh zusätzlichen Strom (ca. 20 TWh Mehrverbrauch und ca. 20 TWh AKW-Ersatz), davon 25 TWh im Winterhalbjahr (1).
Trotz steigendem Stromverbrauch sinkt damit der Gesamtenergiebedarf. Der Grund: Elektrische Prozesse (z. B. E-Mobilität, Wärmepumpen) sind deutlich effizienter als fossile Verbrennungssysteme.

Im Diagramm der Fig. 2 werden anhand dieser Daten die Abhängigkeiten zwischen PV- und Wind-Zubau und benötigter Ergänzungsenergie dargestellt. Dabei wird die Wasserkraft als konstant (d.h. kein wesentlicher Ausbau) angenommen. Auf der horizontalen Achse ist der totale Zubau der jährlichen PV-Produktion bis 2050 dargestellt, auf der vertikalen derjenige von Wind. Die farbigen Linien stehen für alle Punkte mit der gleichen Menge an benötigter Ergänzungsenergie, aber unterschiedlichen PV/Wind-Verhältnissen. Diese Linien sind in 5-TWh-Schritten aufgeführt, die farbigen Flächen umfassen die Werte dazwischen.

Die roten Punkte in der Grafik markieren konkrete PV/Wind-Ausbauten ausgewählter, publizierter Referenzszenarien. Diese stammen bis auf «Erneuerbare Ausgewogen» von der Plattform Axpo Power Switcher Plattform. Durch die Lage in den farbigen Bändern, die jeweils einen 5-TWh Bereich abdecken, kann die notwendige Ergänzungsenergie der entsprechenden PV/Wind-Kombinationen abgeschätzt und visuell mit anderen Szenarien verglichen werden (2).

Fig. 2: Kennlinienfeld Ergänzungsenergie

Die gepunkteten, grünen Linien markieren den geschätzten Zubau an PV und Wind bis 2050 im Falle eines Ausbaus im Stil von «weiter-wie-bisher», siehe dazu Kapitel Umsetzbarkeit und im Anhang (3).

Wo liegt ein ausgewogener Mix dieser drei Parameter, nicht nur unter technischen Aspekten, sondern auch unter politischen/gesellschaftlichen Rahmenbedingungen?

Der schraffierte Bereich zeichnet sich wie folgt aus:

Keine Ergänzungsenergie durch AKW und Gas notwendig.
Das Ziel der im Stromgesetz festgehaltenen Obergrenze an Netto-Importen von 5 TWh kann eingehalten werden. Die zusätzlich benötigte Ergänzungsenergie kann durch Biomasse, Geothermie und Wärmespeicher gedeckt werden.
Wind- und PV-Ausbau müssen gegenüber den heutigen Wachstumsraten schneller erfolgen, aber unter Einhaltung pragmatischer Obergrenzen.

Da im Axpo Power Switcher kein Szenario in diesem interessanten Bereich vorhanden war, haben wir mit «Erneuerbare Ausgewogen», abgeleitet von «Axpo Erneuerbare», ein eigenes Szenario gerechnet (siehe Kapitel Szenario «Erneuerbare Ausgewogen»).

Vertiefung: Anhand der roten Linie «Keine Ergänzungsenergie» in Fig. 2 wird gut sichtbar, wie PV und Wind unterschiedliche Auswirkungen haben. Während bei einem (theoretischen) reinen Wind-Zubau ca. 40 TWh jährlich reichen, um das Ziel zu erfüllen, sind es bei reinem PV-Ausbau über 80 TWh. Der Grund liegt darin, dass für eine genügende Winterstromversorgung die PV‑Installationen stark ausgebaut werden müssten, und als Folge davon entstehen im Sommer grosse Überschüsse (4).

Referenzszenarien

Ein Stromszenario ist eine Beschreibung einer möglichen zukünftigen Entwicklung der Energieversorgung mit Strom. Es handelt sich dabei nicht um eine Prognose oder Vorhersage, sondern um ein plausibles Zukunftsbild, das auf bestimmten Annahmen über Technologien, und politischen/gesellschaftlichen Rahmenbedingungen basiert. Szenarien dienen dazu, die Machbarkeit zu prüfen.

Auf der Plattform Axpo Power Switcher werden verschiedene Energieszenarien bis 2050 detailliert beschrieben. Verbrauch und Produktionsarten werden dabei im Monatsraster dargestellt. Für die Bestimmung der nötigen Jahresproduktion ist mindestens eine Unterscheidung zwischen Sommer- und Winterhalbjahr notwendig.

Weiterführende Informationen zu wissenschaftlichen Szenarien – wie etwa der Plattform ETH Nexus-e mit stundengenauen Rasterdaten, Wettermodellen und Speichersimulationen – finden Sie unter [5]. Auf der Nexus-e Plattform wurden zudem mehrere Szenarien der Power Switcher Plattform überprüft.

Wir haben mit den Referenzszenarien in Fig. 2 einen ausgewogenen Mix unterschiedlichster Ansätze bezüglich Ergänzungsenergie miteinander verglichen. Diese Szenarien entstammen, bis auf «Erneuerbare Ausgewogen», dem Axpo Power Switcher.

Die aufgeführten Referenzszenarien lassen sich bezüglich der Winterversorgung grob in folgende Hauptstrategien unterteilen, die jeweils auf eine bestimmte Technologie fokussieren.

Strategie	Hauptrisiken (siehe auch Tabelle 1)	Referenz-Szenarien
Neue Markt-Gaskraftwerke gekoppelt mit Erneuerbaren, keine neuen AKWs	CO₂‑Freiheit: Machbarkeit und Preis mit Fragezeichen.	Axpo Erneuerbare, Grossen, Nordmann
Neue AKWs gekoppelt mit Erneuerbaren	Risiken der Kernkraft, siehe Tabelle 1.	Axpo Koexistenz
Importe > 5 TWh	Auslandsabhängigkeit ohne Lagerfähigkeit	ETH
Überkapazitäten PV/Wind, ohne AKW und Gas	Es geht nicht ohne Wind, Risiko der politischen Akzeptanz	Erneuerbare Ausgewogen

Tabelle 2: Strategien Winterversorgung

Die folgende Tabelle enthält detaillierte Angaben zu den totalen Produktionsmengen der einzelnen Produktionsmittel in TWh. Erläuterungen zu den einzelnen Produktionsmitteln finden sich im Anhang unter (10).

Produktionsmittel 2050	ETH	Grossen	Axpo Erneuerbare +Gas	Axpo Koexistenz	Nordmann	Erneuerbare Ausgewogen
PV Mittelland	37.6	44.9	33.5	25.3	64.9	53.2
PV-Alpin	2.2	3.4	0.81	0.3	10.8	2.4
Wind	0.2	2	10	4.3	6	8
Bio	4.1	4.1	4.9	4.9	2.2	4
Gas	0	4.6	4.3	1.57	5.3	0
Andere	0.6	1.9	0.55	0.55	1.9	1.2 (*)
Geothermie			2.1	2.1	0	0.5
Importe Eigenbedarf	12.5	3.5	5.2	5.2	2.9	5
Nuklear				17.1	0	0
Hydro (Lauf + Speicher) (**)	39.5	39.8	37.5	37.5	37.4	37.5
Summe	96.7	104.2	98.86	98.82	131.4	111.8
Bedarf (inkl. Verluste)	77	92.7	88.2	88	112.8	88
CHF/MWh Axpo (6)			108	105		111
CHF/MWh angepasst (6)			98	102		97

Tabelle 3: Anteile (in TWh) aller Produktionsarten der Referenzszenarien für das Jahr 2050

Legende:
4.6 Primäre Ergänzungsenergie des Szenarios, inkl. „Überkapazitäten Erneuerbare“
(*) inkl. 0,5 TWh Wärmespeicher (→ Stromersparnis im Winter)
(**) Der Teil Speicherseen, Pumpspeicher und Laufwasser ist bei allen Szenarien sehr ähnlich und er wird in den Szenarien bis 2050 auch nicht wesentlich ausgebaut. Obwohl es sich um einen wichtigen Teil der Produktion handelt, spielt er daher für die Differenzierung der Szenarien keine Rolle.

Es fällt auf, dass in dieser ganzjährigen Betrachtungsweise die tatsächliche Produktion den Bedarf teilweise massiv übersteigt. Dies rührt daher, dass die Produktionskapazitäten (installierte Anlagen) sich am Winterbedarf ausrichten, und insbesondere die installierte PV-Kapazität im Sommer zu einer Überproduktion führt.

Es wird auch ersichtlich, dass der jährliche Strombedarf nicht bei allen Szenarien gleich gross ist. Dieser setzt sich aus dem heutigen Bedarf, angenommenen Effizienzsteigerungen und Zuwachs im Bereich E‑Mobilität, Wärmepumpen, SynGas-Produktion und Rechenzentren zusammen. In die Zukunft zu blicken ist nicht möglich, aber wir können mit begründeten Annahmen arbeiten. Dabei ist es durchaus sinnvoll, Szenarien mit unterschiedlichen Annahmen zu untersuchen.
Für die Entwicklung des Szenarios «Erneuerbare Ausgewogen» wurden die Bedarfswerte der neusten Axpo Energy Reports, S. 38 verwendet, um eine einfache Vergleichbarkeit zu erreichen. Für die beiden Axpo-Szenarien und «Erneuerbare Ausgewogen», welche alle drei die Ergänzungsenergie im Winter ganz unterschiedlich produzieren, wurden auch Kostenvergleiche erstellt.

Szenario «Erneuerbare Ausgewogen»

In der Figur 2 (Kennlinienfeld Ergänzungsenergie) wird schraffiert derjenige Bereich markiert, der auch ohne AKWs und Marktgas als Ergänzungsenergie auskommt. In diesem nachhaltigen Bereich fehlte ein Szenario. Daher haben wir, basierend auf Daten der Axpo Energy Reports, das Szenario «Erneuerbare Ausgewogen» erstellt. Details dazu siehe im Anhang unter (7).

Das Szenario hat insbesondere folgende Eigenschaften:

Keine Ergänzungsenergie durch AKW und Gas notwendig.
Da ohne AKW/Gas nur eine beschränkte Menge an Ergänzungsenergie beschafft werden kann, muss der Bedarf derselben durch einen forcierten Ausbau von PV und Wind minimiert werden. Ohne Wind (der im Winter mehr als im Sommer produziert) und Alpiner-PV (Sonne auch bei Nebel im Mittelland) wird es nicht gehen. Aber es werden pragmatische Obergrenzen eingehalten, bei Wind maximal ca. 1000 Windkraftwerke und bei PV eine hohe Ausnutzung des Potenzials auf Dachflächen, Fassaden und Infrastruktur mit beschränktem Einsatz von Alpin-, Agri- und Freiflächen-PV.
Die weitere Ergänzungsenergie wird aus Importen (begrenzt auf max. 5 TWh gemäss Stromgesetz), Biomasse, Geothermie und Wärmespeicher (keine eigene Produktion, aber Stromeinsparung im Winter zum Heizen) beschafft.
Die Wasserkraft (Speicherseen, Pumpspeicher, Fliesswasser) wird analog den anderen Referenzszenarien konstant gehalten.
Der Bedarf wird analog zu den anderen Axpo-Szenarien angenommen, siehe dazu auch Axpo Energy Reports, S. 38.

Nachfolgend die Produktionsdaten (in TWh) für die Jahre 2050 und 2035, jeweils für den Winter und das ganze Jahr:

	2050		2035
	Jahr	Winter	Jahr	Winter
PV Freifläche	5.26	1.51	0.87	0.25
PV Dach	52.50	14.11	27.00	7.26
PV Alpin	2.35	1.16	0.59	0.29
Wind	6.00	4.00	1.20	0.80
Laufwasser	17.19	5.94	17.84	6.16
Speicherkraft	20.31	9.80	19.01	9.17
Biomasse	2.00	1.10	2.86	1.58
CSS Biomasse	2.00	1.17	0.12	0.07
Geothermie	1.00	0.46	0.13	0.06
Markt-Gas	0.00	0.00	0.00	0.00
Neue Kernenergie	0.00	0.00	0.00	0.00
Bestand Kernenergie	0.00	0.00	17.30	9.16
CSS Fossil	0.20	0.20	0.00	0.00
Bestand Fossile	0.55	0.28	1.48	0.74
Wärmespeicher	0.50	0.50	0.00	0.00
Import	5.00	5.00	5.00	5.00
Summe	114.86	45.22	93.40	40.54
Bedarf	88.20	45.24	72.84	40.40

Tabelle 4: Produktion des Szenarios «Erneuerbare Ausgewogen» ganzjährig und im Winter im Jahr 2050 und 2035

Im Jahr 2050 verzeichnet das Szenario im Sommer einen deutlichen Stromüberschuss (Summe > Bedarf), was sich im Verhältnis der Summe der Produktion zum Bedarf im ganzen Jahr niederschlägt.
Können diese Überschüsse nicht verwendet werden, müssen sie aus Gründen der Netzstabilität bei der Produktion abgeregelt werden. Es gibt aber diverse Ideen, wie dieser (günstige) Strom im Sommer verwendet werden kann, nicht zuletzt für vermehrtes Kühlen bei immer heisseren Sommern.

Umsetzbarkeit der Szenarien

In der Figur 2 (Kennlinienfeld Ergänzungsenergie) sind grün gepunktet die geschätzten Zubauten an PV und Wind im Falle eines Ausbaus «weiter-wie-bisher» eingezeichnet. Szenarien rechts der vertikalen Linie und über der horizontalen Linie bedingen zusätzliche politische Anstrengungen. Je weiter entfernt ein Szenario davon ist, desto grösser wird die Anstrengung.
Klar wird: Für eine nachhaltige Stromversorgung ohne AKWs müssen die Anstrengungen und Wachstumsraten von PV und insb. Wind steigen!

Aus technischer Sicht dürften die aufgeführten Referenzszenarien umsetzbar sein. Zwar gibt es z.B. eine Obergrenze beim Ausbau der Dach-PV (das Bundesamt für Energie beziffert dieses «ausschöpfbare Gesamt-Potenzial» mit 50–55 TWh pro Jahr), aber es gibt auch noch Fassaden-, Freiflächen- und Alpine-PV.

Die Umsetzbarkeit einzelner Szenarien könnte viel eher an gesellschaftlichen/politischen Grenzen scheitern. So sind in der Schweiz aktuell Freiflächen und Alpine-PV in Umweltschutzkreisen nicht gern gesehen. Der Ausbau der Windkraft, obwohl im Stromgesetz verankert, steht unter Druck durch lokalen Widerstand und grundsätzliche Opposition aus bürgerlichen und Vogelschutz-Kreisen. – Diese Grenzen können sich allerdings, je nach Situation der Energieversorgung, laufend verschieben.

Nahezu jede Technologie stösst auf gesellschaftlichen oder politischen Widerstand verschiedenster Gruppierungen. Am Schweizer Stromkongress 2026 wurde daher festgehalten: «Die Energiewende ist weniger eine Frage einzelner Technologien als eine systemische Aufgabe, die Marktintegration, Regulierung, Planung und gesellschaftliche Akzeptanz gemeinsam denken muss» (8).

Wie kann eine Gesellschaft in einer solch komplexen Situation, mit sich laufend ändernden Parametern, tragfähige Zukunftsentscheidungen fällen?
Eine starre Planung wird wenig erfolgreich sein, vielmehr ist agiles Handeln notwendig: Schnell auf Veränderungen reagieren, bei Entscheidungen maximale Flexibilität wahren und irreversible Sackgassen vermeiden. Neues ausprobieren, auswerten und Erfolgreiches gezielt skalieren.

Dazu ein paar skizzenhafte Überlegungen anhand der oben diskutierten Szenarien: Photovoltaik, Wind- und Gaskraftwerke lassen sich – politischer Wille vorausgesetzt – innerhalb weniger Jahre auf und auch wieder abbauen. Ihr beschleunigter Ausbau samt Batterien stellt daher eine echte «No-Regret-Massnahme» dar. Werden Gaskraftwerke Wasserstoff- oder eFuel-ready gebaut, bleibt die Technologie offen für künftige Innovationen.
Kernkraftwerke hingegen sind Einbahnstrassen: Bau, Rückbau und Endlagerung binden Ressourcen über Generationen hinweg.

Kostenvergleich

In Tabelle 3 wurden für drei unterschiedliche Szenarien, je eines basierend auf AKW, Gas und PV/Wind-Überkapazitäten, die Kosten für die Stromproduktion verglichen. Die drei Szenarien basieren auf den gleichen Bedarfs-Annahmen.

Für die Berechnung wurden basierend auf Angaben aus dem Axpo Power Switcher die fixen und die variablen Kosten pro Erzeugungstechnologie in Fr./MWh verwendet und aufsummiert. Details dazu siehe Anhang (6).

Bei der Kosten-Variante «angepasst» wurden die Produktionskosten für PV und AKW gegenüber den Axpo-Angaben anhand unserer Kritik an diesen Zahlen angepasst. Details siehe im Anhang (6).

Fazit: Es fällt auf, dass die Kostenunterschiede zwischen den verglichenen Szenarien geringer als vielleicht erwartet ausfallen. Bereits kleine Änderungen an den eingesetzten Gestehungskosten/MWh können die Reihenfolge verändern. In dieser Situation sollte der Preis nicht als primäres Entscheidungskriterium für eine Szenario-Wahl verwendet werden. Das gibt uns die Freiheit, das sinnvollste Szenario als Ziel anzustreben.

Fazit: Wie sieht eine vernünftige Strompolitik aus?

In den ersten beiden Kapiteln wurde ausgeführt, dass es die unterschiedlichsten Möglichkeiten gibt, wie eine CO₂‑freie Stromversorgung und gleichzeitige Versorgungssicherheit gewährleistet werden können. Die Ausbau-Anteile von Wind und PV beeinflussen dabei ganz wesentlich, wie viel zusätzliche Ergänzungsenergie im Winter benötigt wird.

Es wurden mehrere auf der Axpo-Power-Switcher-Plattform publizierte Szenarien bezüglich ihres Bedarfs an Ergänzungsenergie miteinander verglichen. Die Szenarien unterscheiden sich in den verwendeten Technologien und sind daher auch unterschiedlich nachhaltig und beinhalten unterschiedliche Risiken.

Ein wirklich nachhaltiges Szenario, welches ohne AKW und Gas als Ergänzungsenergie auskommt, und trotzdem auch gesellschaftliche/politische Rahmenbedingungen berücksichtigt, fehlte aber. Daher wurde basierend auf «Axpo Erneuerbare+Gas» das Szenario «Erneuerbare Ausgewogen» entwickelt und ein Kostenvergleich wurde erstellt. Es konnte gezeigt werden, dass ein solches Szenario durchaus machbar ist, allerdings müssen dazu PV und Wind stärker ausgebaut werden.

Die Wasserkraft wird im Bericht nur am Rande erwähnt – eben weil sie als Grundpfeiler für alle Szenarien vorausgesetzt wird. Dass wir so viel Handlungsspielraum bei der Ausgestaltung der Stromzukunft haben, verdanken wir jedoch vor allem ihr. Siehe dazu auch den Hintergrundbericht “Dreamteam Wasserkraft und Solarstrom”.

Es war nicht das Ziel dieses Papers, ein einziges Szenario zu propagieren. Vielmehr sollen uns die Szenarien zeigen, was unter welchen Bedingungen umsetzbar ist.
Es ist Aufgabe der Gesellschaft, anhand solcher Informationen den zukünftigen Weg festzulegen.
In der aktuell komplexen Situation ist sicher ein schrittweises Vorgehen sinnvoll, damit immer wieder auf Veränderungen reagiert werden kann. Zu frühe irreversible Entscheide sind dabei möglichst zu meiden. Ein Entscheid zum Bau neuer AKW’s ist daher aktuell nicht sinnvoll.

Anhang

(1) Basis: AXPO Energy Reports, https://www.axpo.com/ch/de/knowledge/energy-reports.html, 2026

Gemäss den Axpo-Energie-Reports braucht die Schweiz im Jahr 2050 40 TWh zusätzlichen Strom und davon 25 TWh im Winterhalbjahr.
Dieser Zubau basiert auf der Ausgangslage Ende 2025: Dach-PV: 8 TWh, Wind: 0.17 TWh

Wie die Axpo den Strombedarf im Jahr 2050 herleitet, Axpo Energy Reports, S. 38:
In Zukunft wird der Pro-Kopf-Verbrauch durch Effizienzverbesserungen in Industrie, Gewerbe, Handel, Dienstleistungen und privat sinken, hier sind rund 20–25 % unterstellt. Gegenläufig wächst die Nachfrage z.B. durch Rechenzentren und das Bevölkerungswachstum.
Zur Dekarbonisierung des Wärmesektors werden 10 TWh Nachfrage aus Gross- und Kleinwärmepumpen unterstellt. Elektromobilität führt zu einer Nachfragesteigerung um rund 14 TWh.
Daneben werden auch 8 TWh für die Produktion von Wasserstoff durch Elektrolyseure im Sommer eingerechnet.

Bemerkung: Obwohl hier ein Wachstum des Stromverbrauchs angenommen wird, steckt bei einer genaueren Betrachtung über alle Energieformen eine Energieeinsparung dahinter. Durch die Elektromobilität und die Wärmepumpen werden fossile Energieträger eingespart. Da elektrische Prozesse grundsätzlich effizienter sind als Verbrennungsprozesse, resultiert daraus eine Energieeinsparung.

(2) Mögliche Abweichungen zu konkreten, gerechneten Szenarien:

Im Diagramm wurde davon ausgegangen, dass die Ergänzungsenergie saisonal flexibel ist. Z.B. bei einem Szenario mit sehr viel Wind könnte es vorkommen, dass die Ergänzungsenergie vor allem im Sommer eingesetzt werden muss. Dies könnte dazu führen, dass ein solches Szenario etwas mehr Ergänzungsenergie als im Diagramm angegeben, braucht.
Die Szenarien ETH und Nordmann weichen beim Bedarf mehr als 5 % vom Axpo-Bedarf ab. Die konkrete Menge an Ergänzungsenergie dieser Szenarien wird daher ebenfalls abweichen.

(3)
Erfassung des Ausbaus von PV und Wind bis 2050, für den Fall «weiter wie bisher»:
Aktueller Trend PV: 1.5 GW Jahreszubau * 25 Jahre * 0.11 Nutzungsgrad * 24*365 Stunden = 35 TWh

Aktueller Trend Wind: Projekte in der Pipeline (VSE) ca. 3 TWh, Annahme: Es wird noch weitere Projekte geben, Ausbau aber schleppend. Geschätzte Akzeptanzgrenze (Landschaft/Gesellschaft): 4 bis 6 TWh → 4 TWh, d.h. ca. 400 Windräder der 5-MW-Klasse.

(4) Anteile an Winterproduktion:
Wind produziert 67 % seiner gesamten Produktion im Winterhalbjahr, Dach-PV 27 %.
Angaben gemäss https://www.axpo.com/ch/de/knowledge/energy-reports.html, 2026

(5) https://co2nettonull.com/strom-szenarien-der-schweiz-bis-2050/

(6) Berechnung der Kosten
Grundsätzlich beziehen wir uns dabei auf Grunddaten von Axpo Energy Reports und Axpo Power Switcher. Preisangaben erfolgen in CHF/MWh (damit können auch Szenarien mit unterschiedlichen Bedarfsangaben verglichen werden).

Bemerkung: Power Switcher und Energy Reports präsentieren unterschiedliche Kostenrechnungen:

Power Switcher: Hier beziehen sich die ermittelten Kosten/MWh auf das Gesamtsystem von heute bis 2050. Indem die Laufzeiten der bestehenden, amortisierten AKWs, bis knapp vor 2050 verlängert werden, werden die neuen AKWs erst gegen 2050 Strom produzieren. Das führt dazu, dass in der Kostenberechnung die höheren Kosten neuer AKWs erst ab 2050 zum Tragen kommen. Die Axpo zeigt dies transparent auf und sagt selbst, dass die beiden Varianten ab 2050 etwa gleich teuer sein werden. Für unseren Variantenvergleich ist dieser Ansatz daher nicht geeignet.
In Energy Reports werden nur die Kosten des Zubaus von Wind, PV, Kern und Gas ausgewertet. Reicht nicht für unser Bedürfnis

Wir verwenden daher die Kostensätze der einzelnen Technologien aus Power Switcher (siehe dort: Expert-Mode, Reiter Ergebnis, Fix- und Variable-Kosten). Im Gegensatz zu Power Switcher (von jetzt bis 2050), ermittelten wir anhand der dortigen Basiswerte pro Technologie den durchschnittlichen Preis pro MWh im Jahr 2050 für die beiden
neuen Axpo-Szenarien und unserem Szenario «Erneuerbare Ausgewogen», was durchaus eine repräsentative Bandbreite an Lösungsansätzen abdeckt.

Dass die durchschnittlichen Kosten pro MWh der meisten hier verglichenen Szenarien recht nahe beieinander liegen, kann auch auf Axpo Power Switcher anhand der dortigen Berechnungsart bestätigt werden (91 Axpo Koexistenz, 94 Axpo Erneuerbare + Gas, 91 Grossen, 94 ETH CHF/MWh Systemkosten, berücksichtigt von heute bis 2050)

Die Zahlen unter «angepasst» berücksichtigen unsere Kritik an den Axpo-Zahlen für AKW und PV:
https://co2nettonull.com/2026/04/28/axpo-studie-wie-real-ist-der-preisvorteil-der-atomkraft/

Unsere angepassten Werte:

Neue AKW im Jahr 2050: 128 CHF/MWh → 25 % mehr als Axpo
PV-Dach im Jahr 2050: 105 CH/MWh (ca. 75 % von Axpo, immer noch deutlich höher als der von uns berechnete Wert → Reserve für integrierte Batterie-Kosten)

(7) Die nötigen Datengrundlagen stammen aus https://www.axpo.com/ch/de/knowledge/energy-reports.html
Vorgehen: In einem ersten Schritt wurde im Winterhalbjahr, unter Berücksichtigung der genannten Rahmenbedingungen, der Bedarf gedeckt. Anhand von Winter-Produktionsanteilen der einzelnen Produktionsarten (siehe (4)) wurde dann die benötigte Energie fürs ganze Jahr berechnet.

(8) Schweizer Stromkongress 2026 https://www.sweet-edge.ch/de/news/nachrichten/zentrale-impulse-vom-schweizer-stromkongress

(9) Faktenblatt des Forums Energiespeicher Schweiz, „PV, Wärmepumpe, Wärmespeicher“:

https://speicher.aeesuisse.ch/wp-content/uploads/sites/15/2025/02/395.06025001_Faktsheet_Factsheet_PV_WP_Waermespeicher_DE_RZ_HE.pdf

(10) Begriffserklärungen und Erläuterungen zu den einzelnen Produktionstechnologien:

Kurzname	Produktionsmittel	Pro & Contra (ohne Gewichtung, nur wichtige)
PV PV Dach	Photovoltaik-Anlagen im Mittelland, primär auf dem Dach, es können aber auch Fassaden sein.	+ ⁣Ausbau schnell und dezentral möglich + unerschöpflich – Winterproduktion – Tagesschwankungen
PV Freifläche	PV Module direkt auf dem Boden statt auf Dächern. Die Solarmodule stehen dabei auf speziellen Halterungen in Reihen auf Wiesen, Feldern oder ungenutztem Land. Eine Sonderform ist Agri-PV: Hier stehen die Module sehr hoch oder weit auseinander, sodass der Boden darunter weiter für die Landwirtschaft oder als Weide genutzt werden kann	+ Sehr günstig
Alpine-PV	PV über der Nebelgrenze	+ ⁣Winterproduktion – Kosten – Akzeptanz im Alpenraum
Wind	Wind-Turbinen	+ ⁣Günstig + ⁣Winterstromproduktion – Akzeptanz in der Bevölkerung
Gas-Kraftwerke	Einsatz nach Bedarf, integriert in den europäischen Markt → Markt-Gaskraftwerke Brennstoff: a) Erdgas b) Synthetisches Gas (SynGas), welches z.B. aus Stromüberschuss im Sommer produziert wird. Bemerkung: Gaskraftwerke können zwecks höherem Wirkungsgrad als Gas-und-Kombi-Kraftwerke betrieben werden (GuD oder CCT, d.h. Combined Cycle Turbine)	+ flexibel einsetzbar Erdgas: – CO2 Ausstoss SynGas: – Preis, Energiebedarf – SynGase werden primär für die Transformation der chemischen Industrie benötigt
Speicherseen	Speicherseen: Winterstromversorgung durch Speicherung natürlichen Wassers.	+ ⁣Unverzichtbar für die Winterstromversorgung + ⁣Pufferung von PV/Wind über mehrere Wochen – Weiterer Ausbau wegen Umweltfragen beschränkt
Hydro	Hydro-Kraftwerke (Fliesswasser)	+ ⁣Das „Arbeitspferd” der Schweizer Stromproduktion, unverzichtbar für Netzstabilisierung
Bio	Verbrennung pflanzlicher Produkte. Sind theoretisch CO₂-frei (bei der Verbrennung wird nur ausgestossen, was vorher beim Wachsen aufgenommen)	+ ⁣Hohe Verfügbarkeit, – Menge begrenzt (soll keine Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion sein)
AKW	AKW, liefert CO₂‑freie Bandenergie	+ ⁣ Wetterunabhängigkeit – Produktionsausfall bei Defekten (Klumpenrisiko) – Unfallrisiken (Radioaktivität) – Abhängig von Uran-Lieferanten, – Endlagerung
Import	Import	+ ⁣wirtschaftliche Variante für mehr Winterstrom – Auslandabhängigkeit – In der Schweiz aktuell politisch auf 5 TWh pro Winter beschränkt.
Geo	Geothermiekraftwerk: Stromproduktion aus Erdwärme (nicht zu verwechseln mit Wärmeproduktion)	– Technologisch noch nicht ausgereift
Reserve Kraftwerke	Nehmen nicht am Markt teil, werden nur im Notfall eingesetzt, d.h. sporadisch. Wegen der Speicherfähigkeit braucht es flüssige Treibstoffe: HVO (hydriertes Pflanzenöl), später z.B. E-Methanol. Möglich wäre auch CO₂-Abscheidung	+ ⁣⁣Versorgungssicherheit (lagerbar im Inland)
CSS Bio CSS Fossil	CSS → Carbon Capture & Storage: Abscheiden des CO₂‑Ausstosses bei der Produktion und anschliessendes Speichern des CO₂ im Boden	– Energieintensiv, Wirtschaftlichkeit noch nicht geklärt

Keine eigentlichen Produktionsmittel, können aber Erzeugung und Bezug zeitlich voneinander entkoppeln:

PumpSpeicher	Pumpspeicher: Wasser wird hochgepumpt → Ausgleich von täglichen PV-Schwankungen	+ ⁣Essentiell für den Tag/Nachtausgleich der PV – Nicht so schnell zuschaltbar wie Batterien – Ausbau beschränkt durch Wasserbecken im Tal
Batterien	Batterien, für den Ausgleich eher kurzfristiger Schwankungen. Lokal: Optimierung Eigenverbrauch. Zentral: Netzstabilisierung.	+ ⁣Speicherung mit wenig Verlusten, + ⁣⁣können rasch ins Netz einspeisen. + ⁣Preise sind rapide am Sinken, teilweise unterhalb neuer Pumpspeicher – Nicht für Langzeitspeicherung geeignet (Kosten)
Demand Side Management (DSM)	Steuerung der Nachfrage, angepasst an die Produktion. Bsp. Waschmaschine tagsüber und nicht nachts.	+ Produktionskapazitäten können reduziert werden. – Akzeptanz
Wärmespeicher	Keine eigentliche Produktionsart, aber sie helfen, im Winter Strom zu sparen, indem die Wärmepumpen entlastet werden (siehe auch (9)). Bedingung ist, dass die Wärme nachhaltig erzeugt wird (z.B. aus Überschussstrom im Sommer).	+ Winterstrombedarf kann reduziert werden – Grosser Platzbedarf und teilweise Fernheiznetze benötigt → Anwendungen eingeschränkt