Kurzfassung

Die Schweiz steht vor einer kritischen Energieversorgungskrise im Winter. Eine umfassende Studie des Energiekonzerns Axpo zeigt: Ohne substantielle Massnahmen drohen massive Stromengpässe mit erheblichen wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Folgen. Die Studie präsentiert zwei Lösungsszenarien – entweder den Bau grosser zentraler Gaskraftwerke oder eine Abkehr vom Kernenergie-Ausstieg. Der Ausbau von Dach-Photovoltaik allein ist nicht ausreichend und wirtschaftlich ineffizient.

Personen

Themen

  • Winterstromversorgung und Stromengpässe
  • Erneuerbare Energien versus Kernkraft
  • Gaskraftwerke als Übergangslösung
  • Energiewende und Dekarbonisierung
  • Stromimportabhängigkeit der Schweiz

Clarus Lead

Die Schweiz benötigt dringend neue Kapazitäten für die Winterstromversorgung – das zeigt eine Studie des Energiekonzerns Axpo. Das Kernproblem: Mit dem schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie fallen 40 Prozent der Winterproduktion weg, während die Nachfrage in den kalten Monaten steigt und erneuerbare Energien vorwiegend im Sommer anfallen. Die Studie, erarbeitet von 50 Fachexperten zusammen mit Wissenschaftlern der ETH Zürich und des Paul-Scherrer-Instituts, schlägt zwei konkrete Szenarien vor, um die entstehende Stromlücke zu schliessen.

Detaillierte Zusammenfassung

Das Kernproblem der Winterversorgung

Die Schweiz importiert bereits heute im Winter fast so viel Strom wie während der Krisenwinter 2022/23. Der Grund liegt in der saisonalen Asymmetrie: Während Photovoltaik und Wasserkraft vor allem im Sommer Strom liefern, ist der Stromverbrauch im Winter deutlich höher. Mit dem geplanten Ausstieg aus der Kernenergie verschärft sich diese Schere dramatisch. Die Wasserkraft bietet gemäss der Studie nur begrenzte Ausbaupotenziale, da die Speicherkapazitäten bereits nahezu ausgeschöpft sind.

Windenergie als Hoffnungsträger

Die Axpo-Studie bewertet die Windkraft überraschend positiv. Sie liefert zwei Drittel ihrer Jahresproduktion im Winterhalbjahr und ist im Vergleich zu anderen Technologien kostengünstig (nur 6 Rp./kWh Förderung). Ein beschleunigter Ausbau wird mit Nachdruck empfohlen. Allerdings bleiben Bewilligungsverfahren ein grosses Hemmnis – aktuell dauern Windprojekte durchschnittlich über zehn Jahre. Die Studie fordert konsequente Umsetzung des Beschleunigungserlasses, zusätzliche Eignungsgebiete und den Verzicht auf Gemeindevetos.

Solarenergie: Wirtschaftlich ineffizient für Winterstrom

Überraschend kritisch bewertet die Studie die Dach-Photovoltaik. Obwohl gesellschaftlich beliebt, leistet sie im Winter (Dezember–Februar) nur 8 Prozent ihrer Jahresproduktion. Ein Ausbaupfad, der primär auf Dach-Solar setzt, würde die Energiewende massiv verteuern. Der Förderbedarf für Winterstrom ist hier vier- bis fünfmal höher als bei Kernkraft (35 vs. 8 Rp./kWh). Die Studie identifiziert zudem eine "versteckte Subventionierung": Solaranlagenbesitzer zahlen keine Netzentgelte für Eigenverbrauch, was die Kosten unfair auf andere Stromkunden verlagert.

Szenario 1: Gaskraftwerke als flexible Brückenlösung

Das erste Szenario kombiniert Solar- und Windkraft mit grossen zentralen Gaskraftwerken, die marktaktiv am Strommarkt teilnehmen. Diese Flexibilität ermöglicht eine optimale Ergänzung zur schwankenden erneuerbaren Produktion. Marktaktive Gaskraftwerke sind erheblich günstiger als reine Reservekraftwerke und generieren laufend Strommarkt-Einnahmen. Ein Betrieb ab 2035 ist technisch möglich, erfordert aber zeitnahe Regulierungsrahmen für Förderung, CO₂-Abgabe und Abwärmenutzung. Kritisch: Initial würden Erdgas betrieben, nicht CO₂-arme Alternativen. Die Treibhausgasemissionen steigen zunächst, könnten jedoch langfristig durch beschleunigte Elektrifizierung kompensiert werden.

Szenario 2: Kernkraft als Stabilisierungsfaktor

Das zweite Szenario setzt auf ein Überdenken des Kernenergie-Ausstiegs. Kernkraftwerke liefern im Winter zuverlässig grosse Strommengen und reduzieren Importabhängigkeit. Ein längerer Betrieb bestehender AKW ist wirtschaftlich die günstigste Option. Ein Neubau (Leibstadt/Gösgen) würde 8,6–12,5 Milliarden Franken kosten, mit staatlichen Subventionen von 20–60 Prozent der Investitionssumme. Ein Neubau käme einer beispiellosen Kraftanstrengung gleich – bis zu 10.000 Personen parallel auf der Baustelle (zum Vergleich: NEAT-Bau mit maximal 4.000 Personen). Realisierung bis 2050 setzt das Aufheben des Neubauverbots, beschleunigte Bewilligungen, Förderinstrumente und innovative Finanzierungsmodelle (z.B. britisches System mit Nutzer-Kostenbeteiligung während Bauphase) voraus.

Kernaussagen

  • Dringlichkeit: Ohne substantielle Massnahmen drohen erhebliche Winterstromengpässe mit massiven wirtschaftlichen Konsequenzen
  • Insuffizienz von Solar allein: Dach-Photovoltaik kann die Stromlücke nicht schliessen und ist vier- bis fünfmal teurer als Kernkraft für Winterstromproduktion
  • Zwei Realoptionen: Entweder grosse Gaskraftwerke (ab 2035 möglich) oder Abkehr vom Kernenergie-Ausstieg (Neubau bis 2050)
  • Windkraft prioritär: Winterwertigkeit und Kosteneffizienz machen beschleunigten Windausbau zur unverzichtbaren Komponente beider Szenarien
  • Regulatorische Notwendigkeit: Beide Lösungen erfordern schnelle politische Entscheidungen und gesetzliche Rahmenbedingungen

Kritische Fragen

  1. Datenqualität der Prognosen: Welche Unsicherheitsmargen und Sensitivitätsanalysen liegen den Importabhängigkeits- und Nachfrage-Szenarien zugrunde? Wie robust sind die Annahmen bei geänderten Elektrifizierungsraten (z.B. Wärmepumpen, E-Mobilität)?

  2. Interessenskonflikte bei Axpo: Inwiefern beeinflusst Axpos eigenständiges Stromgeschäft (Produktion, Handel, Versorgung) die Studienergebnisse? Welche ökonomischen Anreize hat der Konzern, Kernkraft oder Gaskraftwerke gegenüber anderen Technologien zu bevorzugen?

  3. Alternative Szenarien: Wurden Hybrid-Lösungen (z.B. Grossspeicher, Demand-Side-Management, Interkonnektionen zur EU) mit gleicher Detailtiefe analysiert? Warum werden diese in der Zusammenfassung nicht als ebenbürtige Optionen dargestellt?

  4. Umsetzungsrisiken Gaskraftwerke: Wie realistisch ist ein Betriebsstart 2035 angesichts der aktuellen regulatorischen Hindernisse und politischen Widerstände gegen fossile Infrastruktur? Welche Szenariokosten entstehen bei Verzögerungen?

  5. Finanzierungsmodelle Kernneubau: Ist das britische Finanzierungsmodell auf die Schweizer Strommarktstruktur übertragbar? Welche Risiken entstehen bei privaten Investoren bei Kostenüberschreitungen und Bauzeiten-Verzögerungen?

  6. Klimabilanz Gaskraftwerke: Wie wird der akkumulierte Treibhausgas-Rucksack während einer 20–30-jährigen Übergangsphase mit Erdgas bewertet? Bei welcher CO₂-Abscheidungs- und -Speicherquote kippt die Klimabilanz tatsächlich positiv?

Quellenverzeichnis

Primärquelle: Neue Zürcher Zeitung – "Laut der Axpo muss sich die Schweiz entscheiden: Entweder sie baut grosse Gaskraftwerke oder neue Kernkraftwerke" – 24.03.2026

Ergänzende Referenzen aus Artikel:

  • Axpo-Studie (50 Fachexperten, unterstützt durch ETH Zürich und Paul-Scherrer-Institut)
  • Interview Martin Neukom (Zürcher Energiedirektor) – 19.03.2026
  • Kommentar David Vonplon: "Die Schweiz verabschiedet sich von der Illusion einer AKW-freien Zukunft" – 13.03.2026
  • Interview Jürg Grossen – 07.03.2026

Verifizierungsstatus: ✓ 24.03.2026

Dieser Text wurde mit Unterstützung eines KI-Modells erstellt. Redaktionelle Verantwortung: clarus.news | Faktenprüfung: 24.03.2026