Energiepolitik Schweiz: Elektrizität, Photovoltaik, Wind, Wasserkraft, Wasserstoff, Erdöl, Erdgas, Biogas, Kernkraft.
Im Juni 2011 beschloss das Schweizer Parlament, keine Reaktoren zu ersetzen und somit die Kernenergie schrittweise auslaufen zu lassen, was in einem Referendum 2017 bestätigt wurde. Seither hat sich der Energiemix international verändert. 2025 nun die Energierevolution: erneuerbare Energien sind weltweit im Vormarsch und überholen Kernkraft- und Kohlestrom. Wie steht es mit dem Energiemix in der Schweiz?
9.11.2025
COP30 Weltklimakonferenz Brasilien.
COP30 Weltklimakonferenz Brasilien, Bilanz 1,5-Grad-Ziel, Kipppunkte, Waldschutz, Elektrifizierung, CO2-Abscheidung und -Bepreisung. Ziel des Pariser Abkommens, die Erderwärmung möglichst auf 1,5 Grad Celsius zu begrenzen, wurde faktisch verfehlt.
3.11.2025
2025 mehr erneuerbare Energien.
2025 mehr erneuerbare Energien bei Stromerzeugung als mit Öl, Gas, Kohle - Photovoltaik Deutschland, Schweiz, Oesterreich. Entwicklung der globalen und nationalen Energiemärkte, Wind- und Solarenergie überholten Kohleverstromung.
Aktueller Stand «Solarexpress».
Aktueller Stand beim Ausbau der alpinen Solaranlagen Schweiz, Förderziele deutlich verfehlt. Hochalpine Photovoltaik-Grossanlagen: geplante, realisierte, verworfene oder abgebrochene Projekte.
30.10.2025
Energiewende mit grünem Strom.
Energiewende – weg vom Verbrennen, hin zu Quantentechnologie und Elektrifizierung mit grünem Strom. Erneuerbare Technologien basieren auf den Naturwissenschaften, deren Gesetze nicht verhandelbar sind.
22.10.2025
Oesterreich: 94 Prozent Strom erneuerbar.
Oesterreichs Energie: bereits 94 Prozent Strom erneuerbar - Investitionen der E-Wirtschaft zeigen Wirkung.
Investitionen in Stromerzeugung, Speichern und Netzinfrastruktur, um die Energie- und Klimaziele für 2030 und 2040 zu erreichen.
11.9.2025
Energieförderung Schweiz, Bund, Kantone.
Energieförderung Schweiz, Bund, Kantone: Photovoltaik, Boni, gleitende Marktprämie, Investitions- und Projektierungsbeiträge. Die Energieförderung in der Schweiz ist vielschichtig und wird von Bund, Kantonen und Gemeinden getragen. Ab 2025 und 2026 treten zudem neue Regelungen in Kraft, die das Förderwesen weiterentwickeln.
6.8.2025
Einspeisevergütung Photovoltaik.
Rück-, Abnahme-, Einspeisevergütung für Photovoltaik und Solarstrom: neues Schweizer Stromgesetz ab 2025. "Flickenteppich" bei den Einspeisevergütungen ist Geschichte.
11.6.2025
Verlängerung Solarexpress.
Verlängerung Solarexpress für alpine Gross-Solaranlagen und mehr Winterstromproduktion in der Schweiz. Alpine PV-Grossanlagen (Solarparks) im Sinne des Artikels 71a des Energiegesetzes (EnG).
2.6.2025
Klimabericht 2024 Schweiz.
Klimabericht 2024 – Schweiz: Epizentrum extremer Wetterereignisse, Europa erwärmt sich am schnellsten. Gesellschaftliche Chancen: Resilienz, Gesundheit und Lebensqualität.
27.5.2025
Sektorkopplung in der Schweiz.
Erfolgreiche Energiewende - Sektorkopplung in der Schweiz, SWEET-Förderprogramm und – Projekte. Energiesuffizienz – und wie die Energiewende in der Schweiz wissenschaftlich abgestützt wird.
26.5.2025
Stromnetz der Zukunft.
Stromnetz der Zukunft: Dekarbonisierung, Dezentralisierung, Digitalisierung – das neue Schweizer Smart Grid. Eine Übersicht zu den aktuellen Entwicklungen im Schweizer Stromnetz.
15.5.2025
Stromausfall Spanien, Portugal.
Stromausfall Spanien, Portugal – Gefahr von Blackouts und Brownouts in der Schweiz – eine Risikoabschätzung. Sind die Ursachen für den Stromausfall in Spanien und Portugal bekannt?
17.4.2025
Stromherkunftsnachweise (HKN) Schweiz.
Stromherkunftsnachweise (HKN) Schweiz - Quelle Solarenergie, Wasserkraft oder fossile Brennstoffe. Schweizer Energiepolitik - Transparenz und Vertrauen im Strommarkt.
15.4.2025
Stauseen der Schweiz.
Stauseen der Schweiz, die hochalpinen Wasserbatterien – CO2-freie, erneuerbare Energien aus Wasserkraft. 57,6 % des inländischen Stroms stammt aus Wasserkraft, rund 37'171 Gigawattstunden (GWh).
20.3.2025
Neues Stromgesetz 2025.
Neues Stromgesetz 2025 - Ausbau der erneuerbaren Energien in der Schweiz. Rahmenbedingungen für Photovoltaikanlagen sollen sich deutlich verbessern.
17.2.2025
Einkauf Winterstrom Schweiz.
Wie viel Winterstrom kauft die Schweiz ein und wie viel müsste selbst produziert werden? Im Winter hat die Schweiz oft Schwierigkeiten, ihren Strombedarf vollständig zu decken.
23.1.2025
Kein bilaterales Gas-Solidaritätsabkommen.
Albert Rösti (Röstli) unter Strom, kein bilaterales Gas-Solidaritätsabkommen mit der Schweiz. Was unser Energieminister am World Economic Forum (WEF) 2023 verhandelt hat.
20.9.2022
Stromproduktion in der Schweiz, Strombörse.
Absicherung der Stromproduktion in der Schweiz an der Strombörse, linearer Trend, 33% mehr Strom 2050. Energie in der Schweiz in Zahlen.
17.8.2022
Strommangellage Schweiz.
Strommangellage Schweiz 2022, Besorgnis über die Stabilität des Stromnetzes wächst. Energiekrise - vierstündige Stromausfälle?
21.6.2022
Erneuerbare Schweiz nur 5.6 Prozent.
Solar- und Windstromproduktion in der Schweiz deckt nur nur 5.6 Prozent des Stromverbrauchs. Im europäischen Vergleich liegt die Schweiz auf Platz 23.
4.2.2022
Die Schweiz und Kernkraft.
Der Schweizer Mix aus den wichtigsten Energiequellen, Wasserkraft und Kernenergie ist eine Situation, die sich seit vielen Jahrzehnten fortsetzt und andere Technologien wie Solar-, Wind-, Biokraftstoff- und Abfalltechnologien in den Hintergrund drängt.
Die Kernenergie in der Schweiz begann mit kleinen thermischen Reaktoren zur Stromerzeugung, die nach einem Unfall stillgelegt wurden. Nach diesem Vorfall stellten die Schweizer ihre Bemühungen zur Entwicklung eines nationalen Kernreaktormodells ein und wandten sich der Technologie der Vereinigten Staaten zu. Dennoch wurden nach der Katastrophe von Tschernobyl im Jahr 1986 zwei Anlagenprojekte aufgegeben.
Der Bundesrat stellte den Vorschlag vor, der darauf abzielt, alle Kernkraftwerke zu schließen, sobald sie 45 Jahre alt sind. Fünf Kernkraftwerke sind direkt betroffen: Leibstadt (Aargau, in Betrieb seit 1984), Mühleberg (Bern, in Betrieb seit 1972), Gosgen (Solothurn, in Betrieb seit 1979) sowie Beznau I und II (Aargau, in Betrieb seit 1969 bzw. 1971). Drei der ältesten sieben in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke der Welt befinden sich in der Schweiz, erklärte er. Die Annahme des Volksvorschlags würde bedeuten, dass Beznau I – das älteste in Betrieb befindliche Kernkraftwerk der Welt – bis November 2017 geschlossen werden müsste, ebenso wie Beznau II und Mühlberg; Gösgen würde 2024 und Leibstadt 2029 geschlossen werden.
„Die Schweiz ist ein stark vernetztes Land, wenn es um Energie geht.“
Im Jahr 2014 importierte das Land 33.527 Gigawattstunden und exportierte 33.833 Gigawattstunden, was einen Gesamttransit von 27.752 Gigawattstunden mit Frankreich, Deutschland, Österreich und Italien ergab. Schließlich gab der Bundesrat weitere Einblicke in die Komplexität der Schweizer Energiesituation, wobei die Kantone den gesamten Strom (87 %) besitzen, also auch die Kernkraftwerke durch eine öffentlich-private Beteiligung an den Aktien.
Potenzielle Risiken für alte Atomkraftwerke in der Schweiz.
In fast allen Ländern gibt es das Risiko eines nuklearen Unfalls, welches im Allgemeinen sehr gering sei, die Folgen eines möglichen Unfalls jedoch enorm.
„Das potenzielle Risiko alter Kraftwerke bleibt eine Frage des Vertrauens in die Sicherheitsbehörden.“
Mit zunehmendem Alter der Druckbehälter steigt die Unfallgefahr. Es bilden sich Mikrorisse, und mit der Zeit steigt die Wahrscheinlichkeit großer Risse. Die meisten Länder gehen davon aus, dass Kernkraftwerke eine Lebensdauer von 40 Jahren haben, und die meisten wurden in den 1970er Jahren gebaut. Heute werden zahlreiche Tests an den Druckbehältern durchgeführt, um zu entscheiden, ob die Anlage noch sicher ist oder nicht. Einige Probleme können jedoch ohne Vorwarnung auftreten, wie es beim Kühlsystem von Fukushima der Fall war.
Die Schweizer Behörden haben ihre Energiestrategie 2050 auf den Weg gebracht, was bedeutet, dass bis 2020 die meisten erneuerbaren Energien wie Wind, Holz, Biogas und Geothermie einen leichten Anstieg der Energienutzung verzeichnen werden. Erneuerbare Energien werden jedoch weiterhin durch ein schwächelndes System von Einspeisetarifen gebremst. In dieser Hinsicht verfügt die Schweiz über weniger Solar- und Windenergie als die meisten europäischen Länder und es gibt Raum für Verbesserungen.
Als Beispiel für mögliche Alternativen gilt eine Studie der Eidgenössischen Technischen Hochschule Lausanne (EPFL) an, die mithilfe eines GIS-Modells zur Analyse der Dachausrichtung im Land herausfand, dass 40 % der gesamten Schweizer Energie bis 2050 durch Dächer mit der richtigen Ausrichtung und Solarmodulen erzeugt werden könnten.
Das Nachhaltigkeitsziel 7 befasst sich mit Energie (Zugang zu bezahlbarer, verlässlicher, nachhaltiger und zeitgemäßer Energie für alle sichern) und ist im gesamten SDG-Prozess allgegenwärtig, wie Scott Foster einführte. 80 % des weltweiten Primärenergiemixes sind heute noch immer fossil. Wir müssen darüber nachdenken, wie wir diese Herausforderung angehen wollen, und jede Technologie hat wirklich ihre Rolle zu spielen, so Scott. In dieser Hinsicht sind zwei Lösungen möglich.
Zunächst sollte es schrittweise Änderungen in der Art und Weise geben, wie Energie derzeit gehandelt wird. Wenn ein Markt geschaffen würde, in dem Energieversorger Energiedienstleistungen direkt an die Verbraucher liefern können, würden sich Denkweisen und Geschäftsmodelle allmählich ändern. Dies würde es jedem ermöglichen, direkt in erneuerbare Energien zu investieren. Daher ist es wichtig, ein intelligentes Energiesystem zu konzipieren, in dem ein fairer Zugang zum Netz und zu den Verbrauchern besteht. Dieses Energiesystem müsste neu konzipiert werden, damit es auf freiem Austausch beruht und über nationale Grenzen hinausgeht. Eine für beide Seiten vorteilhafte wirtschaftliche Interdependenz wird wettbewerbsfähige Kosten für alle Energieformen ermöglichen, und da Kernenergie im Vergleich zu Solar- oder Gasenergie teurer ist, wird dieses System zweifellos erneuerbare Energien fördern.
„Es sollte schrittweise Änderungen in der Art und Weise geben, wie Energie derzeit gehandelt wird.“
Zweitens, so Scott, könnte die Energieeffizienz erheblich verbessert werden, da durch eine bessere Nutzung der fossilen Energie der Verbrauch gesenkt werden kann. Dies könnte durch die Festlegung eines realen Preises für Kohlenstoff erreicht werden, und nur ein Preis über 100 Euro pro Tonne wäre wirklich effizient.
Als Antwort teilte der Bundesrat seine Bedenken darüber, dass es zu lange dauern könnte, bis eine Verlagerung in diese Richtung erreicht wird, wenn man sich nur auf Marktmechanismen verlässt, um erneuerbare Energien zu fördern.
Anreize für einen Wechsel zu erneuerbaren Energien.
Wasserkraft ist der Faktor, der der Schweiz ihre gesamte Energieflexibilität verleiht. Sie kann gespeichert werden und Solarenergie ersetzen, wenn diese nicht voll funktionsfähig ist. Durch die Vernetzung mit ihren Nachbarn ist die Schweiz in der Lage, unabhängig von erneuerbaren Energien zu sein, indem sie je nach Energiebedarf exportiert und importiert. Wasserkraft ist der Faktor, der der Schweiz ihre gesamte Energieflexibilität verleiht.
Wer möchte schon die Kosten für die vorzeitige Stilllegung der Kernenergie tragen, wenn die erneuerbaren Energien noch nicht ausgereift sind? Eine vorzeitige Stilllegung könnte zu Problemen auf dem Energiemarkt führen. Die Vernetzung der Schweiz ermöglicht es jedoch, an der Diskussion über den Energiemarkt teilzunehmen, und wird letztlich eine Chance für den Umstieg des Landes auf erneuerbare Energien sein.
Die Schweizer Behörden haben die Gesamtkosten für die Behandlung des gesamten bisher angefallenen Atommülls auf 6 Milliarden Schweizer Franken geschätzt. In diesem Zusammenhang wurden 2002 zwei Fonds eingerichtet, die einen Gesamtbetrag von 6,1 Millionen erreichen sollen. Ein Teil dieses Geldes stammt aus Steuern. Eines der Hauptargumente der Regierung ist, dass Kernkraftwerke weiterbetrieben werden sollten, um die Behandlung von Atommüll zu finanzieren.
Februar 2022
Kernenergie der Schweiz und Ihre Geschichte.
In der Schweiz erzeugen vier Kernreaktoren bis zu 40 % des Stroms. Zwei große neue Blöcke waren geplant.
Im Juni 2011 beschloss das Parlament, keine Reaktoren zu ersetzen und somit die Kernenergie schrittweise auslaufen zu lassen, was in einem Referendum 2017 bestätigt wurde.
- 4 betriebsfähige Reaktoren, 2.973 MWe
- 2 Reaktoren stillgelegt, 381 MWe
Betriebsfähige Kernkraftkapazität.
Der Stromverbrauch in der Schweiz liegt seit 10 Jahren stabil bei 55–60 TWh. Die Gesamtexporte und -importe sind weitgehend ausgeglichen.
Stromerzeugung und -verbrauch in der Schweiz:
- Import-/Exportbilanz: 2,4 TWh Nettoexport (29,1 TWh Export, 31,5 TWh Import)
- Gesamtverbrauch: ca. 58,1 TWh
- Pro-Kopf-Verbrauch: ca. 6700 kWh
Quelle: Internationale Energieagentur und Weltbank. Daten für das Jahr 2021.
Der Stromverbrauch in der Schweiz lag in den letzten 10 Jahren stabil bei 55–60 TWh. Strom wird hauptsächlich aus Deutschland, Frankreich und Österreich importiert (29,5 TWh Gesamtimporte im Jahr 2019) und hauptsächlich nach Italien exportiert (35,8 TWh insgesamt, davon 22,2 TWh nach Italien im Jahr 2019). Die Gesamtexporte und -importe sind weitgehend ausgeglichen. Um die Versorgungssicherheit in den Wintermonaten zu gewährleisten, haben Schweizer Versorgungsunternehmen langfristige Verträge mit EDF über den Import von 2500 MWe französischer Kernenergie zu einem Preisaufschlag abgeschlossen. Im März 2017 stimmte der Nationalrat mit 136 zu 52 Stimmen für die Beibehaltung dieser Regelung, doch EDF kündigte eine solche Vereinbarung im Juni 2020, nachdem Alpiq seine vertraglichen Vereinbarungen unter Berufung auf höhere Gewalt während des Höhepunkts der Covid-19-Pandemie widerrufen hatte.
Versorgungssicherheit in den Wintermonaten.
Um die Versorgungssicherheit in den Wintermonaten zu gewährleisten, haben Schweizer Versorgungsunternehmen langfristige Verträge mit EDF über den Import von 2500 MWe französischer Kernenergie zu einem Preisaufschlag abgeschlossen. Im März 2017 stimmte der Nationalrat mit 136 zu 52 Stimmen für die Beibehaltung dieser Regelung, doch EDF kündigte eine solche Regelung im Juni 2020, nachdem Alpiq seine vertraglichen Vereinbarungen unter Berufung auf höhere Gewalt während des Höhepunkts der Covid-19-Pandemie widerrufen hatte.
Kernkraftwerke
In der Schweiz gibt es drei kommerzielle Kernkraftwerke mit insgesamt vier betriebsbereiten Reaktoren.
Kernkraftwerke in der Schweiz:
- Reaktor Name Modell Reaktortyp Nettoleistung (MWe) Baubeginn Erste Netzanbindung
- Beznau 2 W (2-Loop) PWR 365 1968-01 1971-10
- Goesgen DWR 3-Loop DWR 1.010 1973-12 1979-02
- Beznau 1 W (2-Loop) DWR 365 1965-09 1969-07
- Leibstadt BWR-6 BWR 1.233 1974-01 1984-05
Quelle: Internationale Atomenergie-Organisation und World Nuclear Association.
Sowohl Beznau als auch Gösgen produzieren neben Strom auch Fernwärme. Beznau stellt der Industrie und den Haushalten über ein 130 km langes Netz, das 11 Städte versorgt, 80 MW Wärme zur Verfügung – potenziell 2,5 PJ/Jahr.
Alle in Betrieb befindlichen Schweizer Reaktoren wurden leistungsgesteigert – die Beznau-Reaktoren von 350 MWe auf 365 MWe, Gösgen von 920 MWe auf 1010 MWe bis 2014 (mit einem umfassenden Austausch der Ausrüstung im Jahr 2013) und Leibstadt von 990 MWe schrittweise auf 1220 MWe bis 2013.
Alle in Betrieb befindlichen Schweizer Reaktoren verfügen über unbefristete Betriebsgenehmigungen, solange sie gegenüber der Aufsichtsbehörde die Sicherheit nachweisen können. Für Mühleberg, das im Dezember 2019 abgeschaltet wurde, war alle zehn Jahre eine neue Genehmigung erforderlich, die unter der Bedingung erteilt wurde, dass die nuklearen Sicherheitsanforderungen erfüllt werden. Im Dezember 2009 wurde eine 10-Jahres-Lizenz erteilt; 2012 entschied das Bundesverwaltungsgericht jedoch, dass der Reaktor Mitte 2013 aus Sicherheitsgründen geschlossen werden sollte. Es erklärte, dass die Frage der Sicherheit zu wichtig sei, um in der alleinigen Verantwortung der Aufsichtsbehörde, des Eidgenössischen Nuklearsicherheitsinspektorats (ENSI), zu liegen, und dass die BKW, wenn sie den Betrieb über Mitte 2013 hinaus fortsetzen wolle, dafür überzeugende Argumente vorbringen müsse. Die BKW legte zusammen mit dem Energieministerium Berufung ein, und im März 2013 hob das Bundesgericht das Urteil auf.
Die BKW prüfte ihre Optionen für sicherheitsrelevante Nachrüstungen in Mühleberg und beschloss im Oktober 2013, etwa 200 Millionen CHF für sicherheitstechnische Nachrüstungen auszugeben und den Reaktor 2019 abzuschalten. Eine Verlängerung der Betriebsdauer bis 2022, wie ursprünglich geplant, wäre angesichts der „Unsicherheit im Zusammenhang mit politischen und regulatorischen Trends“ mit höheren Kosten verbunden gewesen. Im Mai 2014 stimmten die Bürger des Kantons Bern mit 63 % der Stimmen für das Abschaltdatum 2019 und lehnten damit einen Vorschlag zur vorzeitigen Abschaltung ab. Dies war die erste öffentliche Abstimmung in der Schweiz über Kernenergie seit dem Regierungsbeschluss von 2011, sie auslaufen zu lassen, und steht im Einklang mit einer Umfrage aus dem Jahr 2013 (siehe unten). Im Januar 2015 genehmigte das ENSI den überarbeiteten Wartungsplan von BKW für Mühleberg und erlaubte dem Unternehmen, das Kraftwerk bis 2019 zu betreiben.
Beznau 1 und 2
Im Jahr 2015 wurden Bedenken hinsichtlich der Fertigungsqualität der Reaktordruckbehälter der Beznau-Reaktoren geäußert, und die Wiederinbetriebnahme von Block 1 wurde von Juli an verschoben, da die Untersuchungen des ENSI andauerten. Block 2 wurde überprüft und im Dezember 2015 wieder in Betrieb genommen. Axpo gab an, dass die Tests denen an zwei belgischen Reaktoren ähnelten, obwohl die metallurgischen Unregelmäßigkeiten unterschiedlich waren und die Behälter von Creusot Forge in Frankreich hergestellt worden waren. Axpo investierte während der Abschaltung 700 Millionen CHF in Block 1 und den gleichen Betrag in Block 2, wodurch eine voraussichtliche Betriebsdauer von 60 Jahren erreicht wird. Im November 2016 legte Axpo dem ENSI den Sicherheitsnachweis für Block 1 vor und lieferte die Ergebnisse aller Tests und Analysen, die in den vergangenen sechs Monaten am Reaktorbehälter durchgeführt worden waren, um die physische Unversehrtheit nachzuweisen. Axpo gab an, dass die Ergebnisse die Sicherheit des Reaktors für den Betrieb bis 2030 bestätigten, die Genehmigung für die Wiederinbetriebnahme wurde jedoch erst im März 2018 erteilt.
Entwicklung der Nuklearindustrie.
Der erste Forschungsreaktor des Landes – der 10-MW-Reaktor SAPHIR – wurde 1957 in Betrieb genommen, nachdem er aus den USA gekauft worden war, und war bis 1993 in Betrieb. Eine zweite Anlage – DIORIT (30 MW) – wurde im Inland entworfen und gebaut und 1960 in Betrieb genommen, wo sie bis 1977 in Betrieb war. 1960 übernahm die Schweizer Regierung das Forschungszentrum, das beide Reaktoren betrieb, und 1988 wurde daraus das Paul Scherrer Institut – ein Vorzeige-Forschungszentrum.
1962 wurde in Lucens mit dem Bau eines experimentellen Leistungsreaktors begonnen. Dabei handelte es sich um eine 30 MWt, 7 MWe schwere, wasserstoffmoderierte, gasgekühlte Einheit in einer unterirdischen Kaverne. Sie wurde 1966 in Betrieb genommen, erlitt jedoch 1969 eine Kernschmelze und wurde abgeschrieben.
In den 1960er Jahren wurde deutlich, dass der Strombedarf der Schweiz das Potenzial der Wasserkraft wahrscheinlich übersteigen würde, sodass die Versorgungsunternehmen den Bau von Kohle- und Ölkraftwerken vorschlugen. Dies wurde jedoch von Umweltgruppen und anderen vehement abgelehnt, da die bisher saubere Stromerzeugung gefährdet würde. Daher ermutigte die Regierung die Versorgungsunternehmen, auf Kernenergie zu setzen.
Die ersten kommerziellen Kernkraftwerke des Landes waren Beznau 1 – ein Druckwasserreaktor von Westinghouse, der von der NOK (Nordostschweizerische Kraftwerke AG) in Auftrag gegeben und bald darauf dupliziert wurde (Beznau 2) – und Mühleberg – ein Siedewasserreaktor von General Electric, der von der BKW (Bernische Kraftwerke AG) in Auftrag gegeben wurde und 15 km von Bern entfernt liegt.
Nach diesen drei Blöcken bestellte ein Versorgungsunternehmen-Konsortium – Kernkraftwerk Gösgen (KKG) – bei Siemens KWU einen großen Druckwasserreaktor für Gösgen und im selben Jahr bestellte ein anderes Versorgungsunternehmen-Konsortium (KKL) einen ähnlich großen Siedewasserreaktor von General Electric für Leibstadt.
Ein weiterer Block (950 MWe) wurde für Kaiseraugst bei Basel vorgeschlagen, aber dieser Vorschlag wurde 1988 nach dem Tschernobyl-Unfall aufgrund des Widerstands gegen die Kernenergie aufgegeben, ebenso wie der Graben-Vorschlag (1140 MWe). Die Investoren von Kaiseraugst erhielten eine Entschädigung in Höhe von 350 Millionen CHF.
Forschungsreaktoren.
Das Paul Scherrer Institut beantragte im April 2013 beim Bundesamt für Energie (BFE) die Stilllegung seines 1968 in Betrieb genommenen und 2011 abgeschalteten leistungslosen Forschungsreaktors Proteus. Das ENSI genehmigte dies 2016. An der École Polytechnique Fédérale de Lausanne ist ein weiterer sehr kleiner Forschungsreaktor in Betrieb, und an der Universität Basel befindet sich ein dritter Forschungsreaktor vom Typ Pool im Abbau.
Energiepolitik 1990 bis 2011.
Ein zehnjähriges Moratorium für den Bau neuer Anlagen wurde 1990 bei einer nationalen Volksabstimmung von 54,6 % der Wähler unterstützt.
In einem einzigartigen Referendum im Jahr 2003, das bindend und in der Verfassung verankert gewesen wäre, lehnten die Schweizer Wähler zwei ursprünglich 1998 vorgelegte Anti-Atomkraft-Vorschläge entschieden ab. „Strom ohne Atom“ sah offen den Ausstieg aus der Kernenergie bis 2014 vor, während „Moratorium Plus“ zu einem ähnlichen Ergebnis geführt hätte, unter anderem durch die Abschaffung von Anreizen für Investitionen in und die Modernisierung von Kernkraftwerken. Zwei Drittel der Wähler lehnten den ersten Vorschlag ab und 58 % den zweiten, wobei praktisch alle Kantone beide ablehnten.
Im Jahr 2006 suchte ATEL nach Partnern für den Bau eines weiteren großen Kernkraftwerks mit bewährter Technologie und wahrscheinlich an einem bestehenden Kernkraftwerksstandort. Auch die Axpo Holding AG hatte Standorte für ein neues Kernkraftwerk untersucht – möglicherweise Beznau.
Die Schweizer Regierung kündigte Anfang 2007 an, dass die bestehenden fünf Kernreaktoren zu gegebener Zeit durch neue Einheiten ersetzt werden sollten. Die neue Energiepolitik umfasste erneuerbare Energien, Energieeffizienz und Gaskraftwerke, wobei die Kernenergie neben der Wasserkraft, die nicht erweitert werden kann, weiterhin die Hauptlast tragen sollte.
Im Oktober 2007 forderte der Solothurner Kantonsrat den „zügigen Bau eines Kernkraftwerks im Niederamt“ bei Gösgen. Im Jahr 2008 wurden Rahmenbewilligungsgesuche für zwei Projekte mit neuen Großreaktoren eingereicht.* Um diese zu rationalisieren, schlossen sich Axpo, Alpiq und BKW im Dezember 2010 zu einer gemeinsamen Planungsgesellschaft auf gleichberechtigter Basis zusammen, um den Bau von zwei identischen neuen Kernkraftreaktoren mit einer Leistung von bis zu etwa 1600 MWe an zwei der Standorte Niederamt, Beznau oder Mühleberg zu verfolgen. Axpo und eine ihrer Tochtergesellschaften würden 59 % des Stroms aus den neuen Reaktoren beziehen, Alpiq würde 25,5 % und BKW 15,5 % erhalten – das Verhältnis entspricht den bestehenden Anteilen der drei Partner an der Kernkraftkapazität der Schweiz.
* 2007 wurde das Joint Venture Resun von NOK Axpo (57,75 %), BKW FMB Energie (31,25 %) und Centralschweizerische Kraftwerk (11 %) gegründet, um den Bau von zwei Reaktoren mit einer Leistung von jeweils bis zu 1600 MWe an den Standorten Beznau und Mühleberg zu beantragen. ATEL (jetzt Alpiq) wurde eingeladen, sich dem Joint Venture anzuschließen, tat dies aber zu diesem Zeitpunkt nicht. Im Dezember 2008 reichten die Axpo-Gruppe und BKW FMB Energie dann Rahmenbewilligungsgesuche für neue Kernkraftwerksblöcke in Beznau und Mühleberg ein, ein erster Schritt zum Ersatz der drei kleinen Kernreaktoren, die dort zwischen 2019 und 2022 geschlossen werden sollten. Geplant waren zwei identische neue Reaktoren mit 1100 bis 1700 MWe und Hybridkühlsystemen zur Minimierung des Wasserverbrauchs. Angebote hierfür wurden bis April 2011 eingeholt.
In der Zwischenzeit beantragte die ATEL-Tochter (jetzt Alpiq) Kernkraftwerk Niederamt AG im Juni 2008 beim Bundesamt für Energie die Rahmenbewilligung für den Bau eines neuen Kernkraftwerks in Niederamt bei Gösgen. Geplant war ein fortschrittlicher 1100- bis 1600-MWe-Reaktor mit einem Hybridkühlsystem, das den Wasserverbrauch minimieren würde. Die geschätzten Kosten beliefen sich auf 3,7 bis 4,5 Milliarden Euro, die von den Partnern gemeinsam getragen werden sollten, wobei die Inbetriebnahme nach 2020 erwartet wurde. Es wurden mögliche Partner sondiert, darunter Axpo und BKW FMB Energie. Das Projekt wurde von der lokalen Bevölkerung stark unterstützt.
Im November 2010 erstellte das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat (ENSI) für das Schweizer Bundesamt für Energie endgültige Gutachten, in denen es die Standorte Niederamt, Beznau und Mühleberg als geeignet für den Bau neuer Reaktoren einstufte. Die Ergebnisse des ENSI zu den Anträgen wurden im Rahmen einer öffentlichen Anhörung Mitte 2011 überprüft. Ein Bundesbeschluss über die Erteilung von Rahmenbewilligungen für die Anlagen wurde erwartet, aber verschoben. Das Bundesamt für Energie soll sich für den Bau von zwei statt drei neuen Reaktoren ausgesprochen haben.
2011 und folgende.
Im Mai 2011 erklärte die Schweizer Bundesregierung nach dem Unfall von Fukushima Daiichi in Japan, dass die Kernkraftwerke des Landes nicht ersetzt werden würden. Der Nationalrat stimmte am 7. Juni 2011 mit 101 zu 54 Stimmen dafür, dies zu unterstützen, sodass die Kernenergie zu gegebener Zeit auslaufen würde, wobei der letzte Block etwa 2034 vom Netz gehen würde (auf der Grundlage einer Betriebsdauer von 50 Jahren für den neuesten Block). Der Vorschlag wurde auch vom Oberhaus, dem 46-köpfigen Ständerat, mit 3:1 angenommen, allerdings vorbehaltlich einer laufenden Überprüfung der technologischen Optionen, die den Bau neuer Anlagen ermöglichen könnten.
Nach den Wahlen im Dezember 2011 sollte die Regierung eine neue Energiepolitik ohne Kernkraft erarbeiten und diese dem Parlament vorlegen. 2014 wurde die Energiestrategie 2050 geprüft und der Energieausschuss des Nationalrats forderte die Einführung eines Systems, das die Betreiber verpflichtet, Pläne zur Verbesserung der Sicherheit von Reaktoren nach 40 Betriebsjahren vorzulegen. Vorbehaltlich der Genehmigung durch das ENSI könnten die Reaktoren dann für einen weiteren Zeitraum von 10 Jahren weiterbetrieben werden, wobei die Anzahl der Verlängerungen um jeweils 10 Jahre unbegrenzt wäre. Würde ein Reaktor als nicht mehr betriebsfähig eingestuft, erhielte der Betreiber keine Entschädigung. Eine Initiative der Grünen, die Laufzeit von Kernkraftwerken auf 45 Jahre zu begrenzen, wurde abgelehnt. Die Politik förderte den Ausbau erneuerbarer Energien, einschließlich Wasserkraft, mit Subventionen und schlug den Bau einiger Gaskraftwerke – sowohl mit Kraft-Wärme-Kopplung als auch mit Gas- und Dampfturbinen – mit Subventionen und einer Erhöhung der Stromtarife vor. Der Nationalrat stimmte den Vorschlägen zur Kernenergie im Dezember 2014 weitgehend zu, sodass die Genehmigung für Kernkraftwerke nach 40 Jahren um zehn Jahre und dann möglicherweise um weitere zehn Jahre verlängert werden konnte. Die Politik „keine neuen Kernkraftwerke“ wurde mit 115 zu 77 Stimmen angenommen.
Der Ständerat (Kantone) stimmte im September 2015 über die Angelegenheit ab und beschloss, die Betriebsdauer von Reaktoren nicht gesetzlich zu begrenzen. Er lehnte auch den vom ENSI unterstützten Vorschlag des Nationalrats ab, Betreiber dazu zu verpflichten, alle zehn Jahre ein langfristiges Betriebskonzept vorzulegen, sobald ein Reaktor 40 Betriebsjahre erreicht hat. Der Ständerat stimmte auch dafür, das Förderprogramm für erneuerbare Energien (KEV) zeitlich zu begrenzen und einen Teil der Mittel zur Förderung von Wind- und Solarenergie für die Subventionierung bestehender Wasserkraftwerke zu verwenden.
Nach den Wahlen im Vormonat stimmte der Energieausschuss des Nationalrats im Januar 2016 gegen die Einführung von Betriebszeitbegrenzungen für Reaktoren und gegen die Forderung nach Zehnjahresplänen und Begründungen, wie sie vom ENSI vorgeschlagen wurden, und schloss sich damit dem Ständerat an. Er stimmte auch für die Aufhebung des Verbots des Baus neuer Reaktoren und gegen eine Laufzeitbegrenzung für Beznau.
Im November 2016 wurde in einer von den Grünen initiierten Volksabstimmung vorgeschlagen, Kernkraftwerke nach maximal 45 Betriebsjahren zu schließen. Dies hätte bedeutet, dass drei der fünf Reaktoren im Jahr 2017 und die anderen beiden im Jahr 2024 bzw. 2029 geschlossen worden wären. Die Abstimmung scheiterte mit etwa 54:46 Stimmen, wobei die Wähler trotz einer großen Anti-Atomkraft-Kampagne ihr Vertrauen in die Betreiber und die Sicherheitsbehörde zum Ausdruck brachten.
Am 21. Mai 2017 fand ein Referendum über die Energiestrategie 2050 der Regierung statt, die mit einer Mehrheit von 58 % bei einer Wahlbeteiligung von 42 % angenommen wurde. Es sieht einen schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie und eine stärkere Nutzung von Wasserkraft und intermittierenden erneuerbaren Energien vor. Derzeit werden etwa 60 % des Stroms des Landes aus Wasserkraft gewonnen, und die Erzeugung aus Solar-, Wind-, Biomasse- und geothermischen Quellen soll von 5 TWh im Jahr 2017 auf mindestens 11,4 TWh bis 2035 steigen. Es werden keine Baugenehmigungen für neue Kernkraftreaktoren erteilt und keine „grundlegenden Änderungen“ an bestehenden Kernkraftwerken zugelassen. Die bestehenden Reaktoren des Landes dürfen in Betrieb bleiben, solange das ENSI sie für sicher hält.
Brennstoffkreislauf.
Uran wird auf den Weltmärkten beschafft, die Anreicherung wird von verschiedenen Auftragnehmern durchgeführt und die Brennstoffherstellung ist ähnlich vielfältig.
Entsorgung radioaktiver Abfälle.
Radioaktive Abfälle werden hauptsächlich von Zwilag, einem Unternehmen, das den vier Schweizer Kernkraftwerken gehört, gehandhabt. Das zentrale Zwischenlager für hochaktive Abfälle (HLW), ZZL (Zentrales Zwischenlager), wurde 2001 in Würenlingen in Betrieb genommen. Es befindet sich neben dem Paul Scherrer Institut, in der Nähe des Kernkraftwerks Beznau der NOK und nicht weit von zwei weiteren entfernt. Das Zwilag-Gelände verfügt auch über Einrichtungen zur Verbrennung (in einem Hochtemperatur-Plasmaofen), Konditionierung und Lagerung von schwach- und mittelradioaktiven Abfällen (LILW).
Es gibt keine feste nationale Richtlinie für die Wiederaufbereitung oder direkte Entsorgung von abgebrannten Brennelementen. Bis 2003 schickten die Versorgungsunternehmen diese jedoch zur Wiederaufbereitung, um das abgetrennte Plutonium in Mischoxidbrennstoff (MOX) zu verwenden. Die Wiederaufbereitung wurde von Areva in La Hague in Frankreich und von BNFL in Sellafield im Vereinigten Königreich im Auftrag einzelner Kraftwerksbetreiber durchgeführt. Die Schweiz blieb bei der Rückgabe für den abgetrennten hochaktiven Abfall verantwortlich. Etwa 1000 Tonnen abgebrannter Brennelemente wurden zur Wiederaufbereitung ins Ausland geschickt, doch das Kernenergiegesetz von 2005 stoppte dies ab Mitte 2006 für zehn Jahre, und die Energiestrategie 2050 verlängerte das Verbot auf unbestimmte Zeit. Abgebrannte Brennelemente werden nun in den Reaktoren aufbewahrt oder zur oberirdischen Zwischenlagerung an das Zwilag ZZL geschickt und als hochaktiver Abfall behandelt.
Das Kernkraftwerk Gösgen verfügt nur über eine begrenzte Lagerkapazität für abgebrannte Brennelemente, weshalb es ein unabhängiges Brennelementelager vor Ort betreiben wird, in dem die Brennelemente gekühlt werden können, bevor sie an das Zwilag ZZL geschickt werden.
Endlagerpläne für hochradioaktive Abfälle
1972 wurde eine nationale Genossenschaft für die Entsorgung radioaktiver Abfälle (NAGRA) gegründet, an der die Betreiber von Kernkraftwerken und die Bundesregierung beteiligt sind. Seit 1984 betreibt sie ein unterirdisches Forschungslabor in Grimsel für die Entsorgung von HLW.
Die NAGRA legte der Schweizer Regierung im Jahr 2002 einen Entsorgungsnachweis vor. Der Bericht zeigte, dass abgebrannte Brennelemente, abgetrennter hochaktiver Abfall und langlebiger mittelaktiver Abfall in der Schweiz sicher entsorgt werden können. Im Juni 2006 kam der Bundesrat zu dem Schluss, dass der gesetzlich vorgeschriebene Entsorgungsnachweis für all diese Abfälle erfolgreich erbracht wurde. In der Zwischenzeit wurde das Entsorgungsprogramm für radioaktive Abfälle im Kernenergiegesetz von 2005 vorgeschrieben und muss von den Bundesbehörden fortgeführt und überprüft werden. Die Identifizierung von Standortoptionen für die Endlagerung erfolgt gemäß diesem Gesetz und dem Raumplanungsgesetz unter Beteiligung der Regionen. Nach der Genehmigung durch den Bund folgt die eigentliche Standortauswahl in drei Stufen des Sachplans geologische Tiefenlager.
Im Jahr 2012 führte das Schweizerische Bundesamt für Energie (BFE) eine dreimonatige Konsultation zu den Lagerplänen der NAGRA aus dem Jahr 2008 durch, die sechs mögliche Regionen berücksichtigten. Die NAGRA setzte die Untersuchung dieser Regionen im Jahr 2014 gemäß den vom ENSI festgelegten Anforderungen fort, und im Januar 2015 wurden zwei davon in die engere Wahl gezogen: Jura Ost und Zürich Nordost. In beiden könnten sowohl HLW- als auch LILW-Endlager untergebracht werden. Vier der ursprünglich sechs Standorte waren bis Dezember 2016 in Reserve, als Nördlich Lägern zwischen den beiden anderen von der ENSI in die engere Auswahl aufgenommen wurde, nachdem die NAGRA die Prüfung dieses Standorts wieder aufgenommen hatte. Die NAGRA hatte 2015 erklärt: „Die Standortregionen wurden in einem schrittweisen Prozess bewertet und verglichen, wobei nur wissenschaftliche und technische Kriterien berücksichtigt wurden; gesellschaftliche und politische Aspekte sind in dieser Hinsicht nicht relevant.“ Im April 2019 begann die NAGRA mit Probebohrungen in Bülach im Norden von Lager. Im August 2019 folgten Bohrungen in Trüllikon am Standort Zürich Nordost. Das Opalinuston-Wirtsgestein, in dem das Endlager gebaut werden soll, liegt etwa 900 m tief.
Die dritte Phase des vom Bundesrat im November 2018 in Auftrag gegebenen Prozesses wird sich auf diese drei Regionen konzentrieren, nachdem das ENSI die von der NAGRA vorgelegten Berichte und Analysen eingehend geprüft hat. Die NAGRA geht nun davon aus, bis 2024 ein allgemeines Genehmigungsgesuch beim Schweizer Bundesamt für Energie einzureichen. Ein endgültiger Beschluss der Regierung wird bis 2030 erwartet, mit der Möglichkeit eines Referendums. Die NAGRA geht davon aus, dass ein Endlager für LILW bis 2050 und eines für HLW bis 2060 in Betrieb sein wird.
Pläne für LILW-Endlager.
Ein Vorschlag für ein Endlager für schwach- und mittelaktive Abfälle am Wellenberg wurde 1995 durch eine kantonale Volksabstimmung blockiert. Eine Arbeitsgruppe des Bundes überprüfte den Vorschlag und empfahl im Jahr 2000, ihn weiterzuverfolgen, allerdings in einer geänderten Form, um eine Rückholung zu ermöglichen. Eine weitere kantonale Volksabstimmung blockierte ihn 2002. Das revidierte Kernenergiegesetz hebt das kantonale Vetorecht auf, verlangt aber eine nationale Volksabstimmung.
Schwach- und mittelaktive Abfälle aus den Kernkraftwerken werden in eine Form gebracht, die für die Entsorgung entweder am Ursprungsort oder im ZZL Würenlingen geeignet ist. Sie werden in geeignete Behälter verpackt und dann in Einrichtungen in den Kraftwerken oder im ZZL gelagert. Seit 1993 gibt es zwei kleinere Zwischenlager für diese Abfälle: das staatliche BZL in Verbindung mit dem Paul Scherrer Institut in Würenlingen und Zwibez in Beznau, das auch über eine Lagerhalle für die Trockenlagerung von abgebrannten Brennelementen und hochradioaktiven Abfällen verfügt.
Im September 2022 schlug die Nagra nach einem 14-jährigen Standortauswahlverfahren Nördlich Lägern in der Nordschweiz als Standort für ein geologisches Tiefenlager vor. Das Lager für LLW/ILW soll bis 2050 in Betrieb genommen werden, das für HLW zehn Jahre später. Swissnuclear würde bis Ende 2023 mit den lokalen Gemeinden und Kantonen mögliche Zahlungen und Entschädigungen für die Bereitstellung des Standorts besprechen.
Finanzierung.
Die Gesamtkosten für die Entsorgung radioaktiver Abfälle werden auf 18,6 Milliarden CHF geschätzt, einschließlich einer 50-jährigen Überwachungsphase nach der Stilllegung. Die Eigentümer von Kernkraftwerken zahlen in einen 2002 eingerichteten nationalen Entsorgungsfonds ein. Ein Stilllegungsfonds wurde 1984 eingerichtet, in den auch die Kraftwerksbetreiber jährlich einzahlen. Der voraussichtliche Bedarf beträgt 3,7 Milliarden CHF zuzüglich 1,7 Milliarden CHF für die Vorbereitung des Nachbetriebs. Ende 2017 belief sich das kumulierte Kapital in beiden Fonds auf 7,7 Milliarden CHF, wobei bereits 5,8 Milliarden CHF für die Abfallentsorgung gezahlt wurden.
Beide Programme werden im Rahmen des Kernenergiegesetzes durch eine Abgabe von etwa 1 Rappen/kWh auf die Kernenergieproduktion finanziert.
Stilllegung.
Die BKW treibt die Stilllegung des Mühleberg-Siedewasserreaktors nach dessen Abschaltung im Dezember 2019 voran. Die Betriebsgenehmigung wurde durch eine Stilllegungsverfügung des Eidgenössischen Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation vom September 2020 ersetzt. Die Arbeiten, die etwa 800 Millionen Franken kosten, werden voraussichtlich 2031 abgeschlossen sein, sodass der Standort bis 2034 aufgegeben werden kann. Weitere 1,3 Milliarden Franken sind für die Abfallentsorgung um 2040 veranschlagt. Die BKW verfügt bereits über 930 Millionen Franken in ihrem Stilllegungsfonds und hat weitere Rückstellungen gebildet. Der Brennstoff wird bis 2024 in das Lager Würenlingen überführt, gefolgt von etwa 4000 Tonnen Abbruchmaterial, das zu stark kontaminiert ist, um gereinigt und recycelt zu werden.
Im September 2017 erwarb BKW das deutsche Unternehmen Dienstleistungen für Nukleartechnik GmbH. Das deutsche Unternehmen erbringt seit 2009 Strahlenschutzdienstleistungen für das Kernkraftwerk Mühleberg.
Im März 2015 gründete Alpiq das Unternehmen Swiss Decommissioning, um integrierte Lösungen für den Nachbetrieb und den Rückbau von Kernanlagen sowie für Strahlenschutz und Dekontaminierung anzubieten.
Regulierung, Sicherheit und Nichtverbreitung.
Die wichtigste gesetzliche Grundlage für die Kernenergie ist das Atomgesetz von 1959. Es wurde 1978 und 2003 aktualisiert (und trat 2005 in Kraft).
Das Schweizer Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat (ENSI, IFSN auf Französisch) ist die nationale Aufsichtsbehörde, die für die nukleare Sicherheit und Sicherung der Schweizer Kernanlagen zuständig ist. Es hat 2009 die Aufgaben der Hauptabteilung für die Sicherheit der Kernanlagen (HSK) übernommen, ist jedoch eine unabhängige Behörde und nicht dem Schweizer Bundesamt für Energie unterstellt. Es überwacht und reguliert sowohl die Sicherheit als auch den Strahlenschutz in Kernanlagen und Abfallentsorgungseinrichtungen. Die HSK wurde 1982 unter dem Bundesamt für Energie gegründet und ab 2003 gab es gesetzgeberische Bestrebungen, sie unabhängig zu machen, was 2007 in einem Gesetz zur Gründung des ENSI gipfelte.
Die zivilrechtliche Haftung für nukleare Schäden wird durch die Kernenergiehaftpflichtgesetze von 1983 und 2008 geregelt. Die Betreiber haften unbegrenzt und müssen einen Versicherungsschutz nachweisen. Im März 2015 wurde die Mindestdeckungssumme von 1 Milliarde CHF auf 1,2 Milliarden € angehoben. 2009 ratifizierte die Schweiz die Pariser und Brüsseler Konventionen der OECD.
Nichtverbreitung.
Die Schweiz ist als Nichtkernwaffenstaat Vertragspartei des Vertrags über die Nichtverbreitung von Kernwaffen (NVV). Das Sicherungsabkommen im Rahmen des NVV trat 1978 in Kraft. Sie ist Mitglied der Gruppe der Kernmaterial-Lieferländer, aber nicht von Euratom. Im Jahr 2000 unterzeichnete sie das Zusatzprotokoll zu ihren Sicherungsabkommen mit der IAEO.
Disclaimer / Abgrenzung
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Alpine Solaranlagen im Bau und Ausbau.
Energieförderung Bund und Kantone.
