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Bern – Die Schweiz rüstet sich für eine stabile Energiezukunft: Ab 2026 sollen fünf neue Reservekraftwerke mit einer Gesamtleistung von 583 Megawatt zur Verfügung stehen, um die Stromversorgung insbesondere in den Wintermonaten zu sichern. Das Eidgenössische Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) hat am Mittwoch bekanntgegeben, welche Projekte den Zuschlag erhalten. Der Entscheid basiert auf Direktverhandlungen, nachdem eine frühere Ausschreibung aufgrund zu hoher Kosten nicht zum Ziel geführt hatte.
Reservekraftwerke ersetzen bestehende Anlagen
Die derzeit unter Vertrag stehenden Reservekraftwerke in Birr (AG), Cornaux (NE) und Monthey (VS) mit einer Leistung von insgesamt 336 MW laufen im Frühjahr 2026 aus. Als Ersatz hat das Bundesamt für Energie (BFE) im Zeitraum von Juli 2023 bis März 2024 eine Ausschreibung durchgeführt, mit dem Ziel, ab 2026 rund 400 MW Reserveleistung bereitzustellen. Die ausgeschriebenen Angebote erwiesen sich jedoch als zu kostspielig, weshalb das BFE stattdessen direkte Verhandlungen mit ausgewählten Anbietern führte. Dabei wurden die Projekte hinsichtlich Kosten und technischer Machbarkeit überarbeitet.
Von insgesamt acht eingegangenen Angeboten mit über 1’000 MW Gesamtleistung erhielten fünf Projekte nun den Zuschlag. Die betroffenen Anbieter werden gemeinsam mit dem BFE in die konkrete Vertragsausarbeitung eintreten. Erst danach können die Projektträger mit der Planung beginnen. Die Inbetriebnahme der Anlagen wird schrittweise zwischen 2027 und 2030 erwartet.
Die fünf neuen Reservekraftwerke im Überblick
Alle neuen Kraftwerke sollen mit CO₂-neutralen Brennstoffen betrieben werden. Die Projekte im Einzelnen:
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Monthey (VS) – 55 MW, Betreiber: CIMO
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Sisslerfeld 1, Eiken (AG) – 13 MW, Betreiber: Getec
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Stein (AG) – 44 MW, Betreiber: Getec
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Sisslerfeld 2, Eiken (AG) – 180 MW, Betreiber: Sidewinder
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Auhafen, Muttenz (BL) – 291 MW, Betreiber: Axpo
Mit diesen 583 MW erfüllt die neue Reservekapazität bereits die aktuelle Empfehlung der Eidgenössischen Elektrizitätskommission (ElCom), die im Mai 2025 eine Reserve von mindestens 500 MW ab 2030 sowie 700 bis 1’400 MW ab 2035 empfiehlt.
Übergangslösungen bis zur Inbetriebnahme
Da ein nahtloser Übergang von den bestehenden zu den neuen Anlagen nicht möglich ist, arbeitet das UVEK an Übergangslösungen. Vorgesehen ist eine Kombination aus verschiedenen Instrumenten, etwa die bereits bestehende Wasserkraftreserve, die Reserve aus Notstromgruppen (derzeit rund 280 MW unter Vertrag) sowie eine Verbrauchsreserve, die ab 2027 wirksam werden könnte.
Gesetzliche Verankerung der Stromreserve
Die Maßnahmen zur Sicherstellung der Stromversorgung im Winter basieren auf der Winterreserveverordnung, die 2022 angesichts eines erhöhten Mangellagerisikos eingeführt wurde. Die Verordnung läuft Ende 2026 aus, soll aber bis mindestens 2030 verlängert werden. Die Wasserkraftreserve wurde bereits 2025 ins Bundesgesetz für eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien integriert. Auch die thermischen Reservekapazitäten sollen künftig gesetzlich verankert werden. Der Bundesrat hat dazu am 1. März 2024 eine Botschaft ans Parlament überwiesen, die unter anderem auch eine gesetzlich geregelte Verbrauchsreserve vorsieht.
Finanzierung über Stromtarife
Die Kosten für die Reservekraftwerke werden, wie bisher, über die Netznutzungstarife anteilig auf die Stromverbraucherinnen und -verbraucher verteilt. Konkrete Angaben zu den neuen Projektkosten werden nach Abschluss der Vertragsverhandlungen erwartet.
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