CO2-Emissionen aus Brenn- und Treibstoffen leicht zurückgegangen

Die CO₂-Emissionen aus Brennstoffen (vorwiegend Heizöl und Gas) sind 2025 gegenüber dem Vorjahr um rund 5 Prozent gesunken. Hauptursachen für die Abnahme sind die bessere Energieeffizienz von Gebäuden und der zunehmende Einsatz erneuerbarer Energien beim Heizen. Die Emissionen aus Treibstoffen (Benzin und Diesel) gingen um rund 1 Prozent zurück. Der leichte Rückgang ist vor allem auf eine Zunahme der Elektrofahrzeuge und der Biotreibstoffe zurückzuführen.

Mit der jährlichen CO₂-Statistik überprüft das BAFU, wie sich die CO₂-Emissionen aus Brenn- und Treibstoffen entwickeln. Damit die Jahre statistisch vergleichbar sind, wird der Einfluss des Winterwetters auf den Heizöl- und Gasverbrauch mittels der sogenannten Witterungsbereinigung rechnerisch ausgeglichen (siehe Kasten).

Brennstoff-Emissionen um 5 Prozent gesunken: Die Emissionen aus Brennstoffen sind 2025 witterungsbereinigt gegenüber dem Vorjahr um rund 5 Prozent gesunken. Gegenüber 1990 lagen diese Emissionen 46 Prozent tiefer. Die Abnahme ist vor allem auf die bessere Energieeffizienz von Gebäuden und den vermehrten Einsatz erneuerbarer Energien wie Wärmepumpen oder Fernwärme beim Heizen zurückzuführen.

Treibstoff-Emissionen um 1 Prozent gesunken: 

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Witterungsbereinigung der Emissionen: Bei der Witterungsbereinigung wird der Einfluss der von Jahr zu Jahr unterschiedlich kalten Wintermonate auf den Mehr- oder Minderverbrauch an Heizenergie bestimmt und auf eine durchschnittliche Witterung umgerechnet. Als Mass werden einerseits die sogenannten Heizgradtage (Tage, an denen die Temperatur unter 12 Grad Celsius bleibt) und andererseits die Sonneneinstrahlung während der Wintermonate (für gut isolierte Häuser eine wichtige Bestimmungsgrösse des Brennstoffverbrauchs) verwendet. Die Methode der Witterungsbereinigung in der CO₂-Statistik entspricht derjenigen der Gesamtenergiestatistik des Bundesamts für Energie BFE.

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BAFU: CO2-Statistik

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Was Atomkraft verspricht, liefern Erneuerbare schon heute

Angesichts geopolitischer Krisen braucht Europa sichere und kostengünstige Energielösungen und Atomkraft gilt manchen dabei als klimafreundliche Alternative. Doch Beispiele aus Frankreich und Großbritannien belegen das Gegenteil.

„Atomkraft ist zu teuer, zu langsam und nicht so verlässlich wie oft angenommen“, kommentiert Patrick Lemcke-Braselmann, CEO der aream Group. „Der konsequente Ausbau Erneuerbarer Energien bleibt der einzige Weg, der nicht nur nachhaltig ist, sondern auch wesentlich schneller Rendite bringt.“

© www.aream.de

Vor dem Hintergrund geopolitischer Spannungen und steigender Energiepreise wird in Europa wieder über die Atomkraft diskutiert. EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen bezeichnete Europas Abkehr von der Atomkraft als „strategischen Fehler“. Auch in Deutschland wird trotz abgeschlossenem Atomausstieg wieder über Laufzeitverlängerungen und Neubauten debattiert. Kleine modulare Reaktoren (SMRs) befeuern die politischen Hoffnungen. „Aber das ist ein Irrweg“, erklärt Lemcke-Braselmann. 

Atomenergie ist sehr teuer und kann nur mit massiven staatlichen Subventionen überleben und selbst dann kommt sie zu spät. Beides lässt sich am britischen Beispiel Hinkley Point C ablesen: 2016 genehmigt, ursprünglich für 2025 geplant, ist der Start von Block 1 inzwischen auf 2030 verschoben – bei Kosten, die sich gegenüber dem ursprünglichen Plan verdoppelt haben. Und sobald der Reaktor dann ans Netz geht, greift ein staatlich garantierter, über 35 Jahre inflationsindexierter Abnahmepreis von derzeit rund 150 Euro/MWh. Für den britischen Stromkunden wird das zum Dauerproblem, denn Energie aus Solar- und Onshore-Windanlagen ist heute gerade auch in Kombination mit Batteriespeichern zu deutlich günstigeren Preisen zu haben und wird bis 2030 noch preiswerter sein. „Der vielfach bemühte Mythos vom günstigen Atomstrom hält einer realistischen Kostenbetrachtung nicht stand“, sagt Lemcke-Braselmann. Solar-, Wind- und Speicherprojekte folgen einer anderen Logik: Sie werden modular und parallel realisiert, von der Genehmigung bis zur Inbetriebnahme vergehen in der Regel drei bis sieben Jahre – und das gesuchte Erzeugungsäquivalent kann damit noch innerhalb des laufenden Investitionshorizonts ans Netz gehen.

Auch die Annahme, Atomreaktoren seien produktiver, lässt sich leicht widerlegen: Ein 1-GW-Reaktor produziert rund 8.000 GWh im Jahr. Dasselbe lässt sich in Deutschland etwa mit 3 GWp Solar und 2,5 GW Onshore-Wind erreichen – in Summe sogar mit Reserve für Netz- und Speicherverluste. Batteriespeicher glätten dabei das Einspeiseprofil und übernehmen so in weiten Teilen die Grundlastfunktion des Reaktors. 

Zudem zeigt sich immer deutlicher, dass Atomkraft keineswegs sicher und unabhängig von Umweltbedingungen ist. So zwingen derzeit in Frankreich anhaltende Hitzewellen mehrere Atomkraftwerke dazu, ihre Leistung zu drosseln oder zeitweise abzuschalten. Der Grund liegt in der Kühlung der Reaktoren: Steigende Flusstemperaturen und sinkende Wasserstände gefährden die Einhaltung von Umweltauflagen. „Das Problem tritt regelmäßig auf“, erklärt Lemcke-Braselmann. Auch 2025 musste die Leistung von Standorten wie Blayais, Bugey und Golfech reduziert werden – und das ausgerechnet zu Zeiten, in denen Klimaanlagen die Stromnachfrage auf Rekordniveau treiben. 

Solarenergie dagegen liefert genau in Hochsommerphasen Spitzenerträge oder lässt sich über Batteriespeicher (BESS) in diese Phasen verschieben. „Erneuerbare können die Versorgungssicherheit erhöhen und gleichzeitig die Energieunabhängigkeit stärken“, erklärt Lemcke-Braselmann. Spanien zum Beispiel konnte seine Abhängigkeit von französischen Stromimporten durch den massiven Ausbau der Solarenergie deutlich reduzieren. Seit 2024 besteht keine strukturelle Abhängigkeit mehr – Importe und Exporte halten sich die Waage.

„Europa steht vor der Herausforderung, seine Energieversorgung bezahlbar und klimafreundlich zu gestalten“, sagt Lemcke-Braselmann. „Neue Atomkraftwerke helfen da nicht weiter, sie erfüllen diese Anforderungen nicht. Und auch in Sachen Resilienz und Verletzbarkeit sind die dezentralen Erneuerbaren der Atomkraft überlegen.“

Quelle: aream Group SE 2026

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Batteriespeicher-Boom - PV-Module im Minus: Rahmenbedingungen!

Im laufenden Jahr werden die Zwischenziele für neue erneuerbare Energien laut Energiestrategie 2050 erreicht – 9 Jahre vor dem Zieldatum. Photovoltaik leistete dazu den entscheidenden Beitrag. 

Gleichzeitig hat der PV-Ausbau letztes Jahr an Schwung verloren. Dies ist ein Indiz für den Wandel im Strommarkt und die Verunsicherung in Sachen Energie- und Strompolitik des Bundes. Zur Erreichung der Ziele des Stromgesetzes braucht es nun Anpassungen bei den Rahmenbedingungen für den PV-Ausbau. Wichtige Elemente sind Vereinfachungen für lokale Strommodelle (ZEV und LEG) sowie die Höhe der Einmalvergütung. Entscheidend für den weiteren Ausbau ist eine intelligente Kombination mit Batterie-Speichern. Deren Marktwachstum von 70 % gegenüber dem Vorjahr stimmt optimistisch. Nun liegt es an den Verteilnetzbetreibern, mit tarifarischen Anreizen und einheitlichen Datenstandards die Speicherung von Solarstrom weiter zu optimieren.   

Die Solarstatistik 2025 wurde nun veröffentlicht. Sie zeigt wiederum einen deutlichen Zuwachs der installierten Photovoltaikleistung auf neu 9,5 Gigawatt, die im vergangenen Jahr knapp 8 Terawattstunden (TWh) Strom lieferten, was nahezu 14 Prozent des Endverbrauchs entspricht. Solarstrom lieferte damit den grössten Teil der gesamten Stromproduktion aus neuen erneuerbaren Energien (ohne Wasserkraft) von 10.3 TWh. Für diese Technologien wurde im Rahmen der Energiestrategie eine Produktion von 11,4 TWh im Jahr 2035 angestrebt – dieses Zwischenziel wird bereits im laufenden Jahr erreicht. Zumindest in dieser Hinsicht ist die Energiestrategie 2050 umgesetzt. Zur Erreichung des mit dem Stromgesetz 2024 neu gesetzten Ziels von 45 TWh erneuerbarer Energien ausserhalb Wasserkraft im Jahr 2050 braucht es jedoch dringend verbesserte Rahmenbedingungen. 

Photovoltaik-Markt im Wandel: Die Statistik verzeichnet für 2025 zum ersten Mal seit 2017 einen Rückgang der Neuinstallationen von Photovoltaikanlagen, und zwar um 26 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Diese Entwicklung gründet in der Verunsicherung der Energie- und Strompolitik des Bundesrats und ist gleichzeitig eine Begleiterscheinung der strukturellen Veränderung, in der sich der Photovoltaik-Markt befindet – nicht nur in der Schweiz. Die rasante Zunahme der Solarstromproduktion in den letzten Jahren führte zu deutlichen Verschiebungen am Strommarkt, mit tiefen Preisen über Mittag im Sommer und höheren Preisen in den Morgen- und Abendstunden sowie im Winter. Damit steigt die Bedeutung des lokal gespeicherten und verbrauchten Stroms.  

Neue Anreize und Instrumente für Eigenverbrauch und lokalen Strom – Nachbesserung ist nötig: Mit der Inkraftsetzung des Stromgesetzes wurden neue, bisher noch zu wenig etablierte Instrumente eingeführt, um die Solarstromproduktion stärker auf den Verbrauch auszurichten. Dazu zählen insbesondere die virtuellen Zusammenschlüsse zum Eigenverbrauch (vZEV), die lokalen Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) sowie die Netzentgelt-Befreiung für Batteriespeicher. Insbesondere bei den LEG zeigen sich Konstruktionsfehler, die leicht zu beheben wären: Einerseits braucht es eine Anhebung des Rabatts auf die Netznutzung von 40 auf 60 % (resp. 20 auf 40 % bei Nutzung mehrerer Netzebenen), andererseits die Möglichkeit, Strom zwischen den Netzebenen 5 und 7 oder umgekehrt zu handeln. Swissolar fordert Bundesrat Rösti sowie das Parlament auf, diesbezüglich eingereichte Vorstösse baldmöglichst umzusetzen.   

Unsicherheiten durch neue Abnahmevergütung kompensieren:  Ein Anreiz zur marktdienlichen Netzeinspeisung von Solarstrom bildet die ab nächstem Jahr (mit einer Übergangsfrist bis 2028) neu geregelte Abnahmevergütung von Solarstrom. Sie basiert auf dem Stundenmarktpreis, kombiniert mit einer Minimalvergütungsprämie zur Sicherstellung des langfristigen Investitionssicherheit. Den Netzbetreibern steht es zudem frei, andere Vergütungsmodelle anzubieten bzw. zusätzlich die Herkunftsnachweise für Solarstrom abzunehmen. Die neue Regelung sorgt bei einigen PV-Betreibern und potenziellen Investoren derzeit teilweise für Verunsicherung. Um dem zu begegnen und um zusätzliche Anreize für den Bau neuer PV-Anlagen zu schaffen, verlangt Swissolar eine gegenüber dem Vorschlag des Bundesrats stärkere Erhöhung der Einmalvergütung per April 2027.  

Boom am Batteriespeichermarkt: Batteriespeicher sind ein zentrales Element der nächsten Phase des Photovoltaik-Ausbaus. Sie machen Solarstrom rund um die Uhr verfügbar, auch in der Nacht und bei schlechtem Wetter. Sie erlauben es, Produktion und Verbrauch optimal aufeinander abzustimmen und die Netzeinspeisung von Solarstrom bei tiefen Preisen zu vermeiden. Im vergangenen Jahr wurde eine zusätzliche Speicherkapazität von 490 Megawattstunden (MWh) installiert, 70 % mehr als im Vorjahr. Somit waren per Ende 2025 mehr als 93'000 Batteriespeichersysteme installiert, ein Plus von 42 % gegenüber 2024*. Die gesamte installierte Kapazität lag Ende 2025 bei 1380 MWh, womit der Tagesverbrauch von rund 140'000 Haushalten gedeckt werden könnte.  

Bund und Energieversorger haben erst teilweise erkannt, welches enorme Potenzial die Batteriespeicher sowie die Elektromobilität in Kombination mit Photovoltaik für eine kostengünstige, stabile und effiziente Energieversorgung bieten. Verteilnetzbetreiber müssen mit dynamischen Bezugs- und Abnahmetarifen Anreize zum netzdienlichen Betrieb der Batteriespeicher schaffen und mit einheitlichen Datenstandards für einen intelligenten Betrieb sorgen. Auf Bundesebene muss die nationale Speicherstrategie rasch erarbeitet und umgesetzt werden.

Erwartungen für 2026: Swissolar erwartet für das laufende Jahr eine Stabilisierung der Photovoltaik-Installationen mindestens auf dem Niveau von 2025, da nun die neuen Instrumente zu greifen beginnen. Solarstrom dürfte im Jahr 2026 knapp 17 % des Strom-Endverbrauchs decken. Bei den Batteriespeichern dürfte sich der Boom fortsetzen – gegenüber dem Vorjahr dürfte sich die neu installierte Kapazität dieses Jahr nochmals verdoppeln.

> zur Statistik Sonnenenergie 2025

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 Quelle: oeko-invest.net

 

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Solarstrom europaweit auf dem Vormarsch

Der Anteil der erneuerbaren Energien an der öffentlichen Nettostromerzeugung in Deutschland – dem Strommix, der tatsächlich aus der Steckdose kommt – lag im ersten Halbjahr 2026 bei 61,8 Prozent. Die Windkraft konnte ihre Erzeugung gegenüber dem Vorjahr um 12 Prozent steigern, die Erzeugung aus Photovoltaik erreichte mit 43,2 Terawattstunden einen neuen Rekord. Die starke Erzeugung aus erneuerbaren Quellen sorgte dafür, dass sich der Strompreis im Frühjahr vom durch den Irankrieg gestiegenen Gaspreis weitgehend entkoppeln konnte. Das geht aus einer Auswertung des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE auf Basis der Datenplattform energy-charts.info hervor.

© Fraunhofer ISE/energy-charts.info

Die öffentliche Nettostromerzeugung aus Photovoltaik war in der EU im ersten Halbjahr 2026 auf Rekordniveau.

Gegenüber dem 1. Halbjahr 2025 legt die Erzeugung aus Windkraftanlagen zu: bei den Offhore-Anlagen von 11,4 TWh auf den neuen Rekordwert von 14,6 TWh, Onshore von 48,7 TWh auf 52,8 TWh. Die Windkraft steigerte damit ihren Anteil an der öffentlichen Nettostromerzeugung von 28,8 auf 30 Prozent. Die Netzeinspeisung aus Photovoltaik lag mit 43,2 TWh um zehn Prozent höher als im Vorjahr (39,3 TWh) und erreichte damit ein Allzeithoch. Auch EU-weit war die Einspeisung aus Photovoltaik auf Rekordniveau und ist seit 2015 um 254 Prozent gestiegen. Leicht rückläufig war dagegen die Erzeugung aus Wasserkraft (7,8 TWh nach 8,1 in 2025), die auf dem niedrigsten Stand seit 2015 lag. Auch die Netzeinspeisung aus Biomasse ging leicht zurück (17,9 TWh nach 18,3 in 2025). Die Erzeugung aus den fossilen Energieträgern Erdgas, Braun- und Steinkohle stieg gegenüber dem Vorjahr um sechs Prozent auf 78,6 TWh. Der Anteil der erneuerbaren Energien an der öffentlichen Nettostromerzeugung lag mit 61,8 Prozent auf einem ähnlichen Niveau wie im ersten Halbjahr 2025 (61,3 Prozent). Der Anteil erneuerbarer Energien an der Last (diese umfasst den Stromverbrauch und die Verluste bei der Stromübertragung) stieg von 55 auf 58,5 Prozent und erreichte damit einen neuen Rekord. 

Die starke Erzeugung von Wind und Photovoltaik führt zu immer mehr Stunden, an denen der Day-Ahead Börsenstrompreis negativ ist. Im ersten Halbjahr 2026 sind sehr viele Stunden nahe null Euro pro Megawattstunde aufgetreten, da immer mehr Anlagen in der Direktvermarktung keine Förderung bei negativen Börsenstrompreisen erhalten. Daher regeln sie bei Börsenstrompreisen knapp unter oder bei null Euro ab. Die Erzeugungsspitzen und die Lastkurven zeigen den Bedarf an untertägiger Speicherung sowie Flexibilitäten auf. Zwar stieg die Kapazität der Stromspeicher im ersten Halbjahr von 25,4 auf 29,6 GWh – damit wurden in den ersten sechs Monaten des Jahres bereits mehr große Batteriespeicher in Betrieb genommen als im gesamten Vorjahr. Es verbleibt aber noch eine deutliche »Speicherlücke«, um eine Verschiebung von Überschussstrom in die Stunden schwacher Erzeugung zu ermöglichen. Der Ausbau der Batterien für die untertägige Speicherung könnte negative Börsenstrompreise tagsüber und Preispeaks in den Abendstunden verringern. Die Hitzeperiode im Juni, die zu erhöhtem Strombedarf für Kühlung bei gleichzeitig gedrosselter Leistung von konventionellen Kraftwerken führte, hatte besonders starke Preisausschläge in den Abendstunden zur Folge.  

Dank der starken Erzeugung aus erneuerbaren Quellen wurden im ersten Halbjahr im Saldo nur 1,3 TWh Strom importiert (1. HJ 2025: 9,6 TWh). Die Importe kamen aus Dänemark (8 TWh), den Niederlanden (5,3 TWh), Frankreich (5,1 TWh), Belgien (3,1 TWh) und Norwegen (2,9 TWh). Exportiert wurde nach Österreich (5,7 TWh), Dänemark (5,5 TWh), in die Niederlande (4,8 TWh), nach Tschechien (3,3TWh) und Polen (2,9 TWh).

Photovoltaik-Erzeugungsleistung steigt um 7 GW – Wirtschaftlichkeit kleiner Dachanlagen gefährdet

Im ersten Halbjahr 2026 wurden 2,1 Gigawattpeak Photovoltaik-Gebäudeanlagen mit einer Leistung bis 30 Kilowattpeak neu installiert. Bei den Gebäudeanlagen im Segment bis 1000 Kilowattpeak kamen 1,1 GWp neu hinzu. Freiflächenanlagen trugen mit 3,6 GWp am stärksten zum Zubau bei. Insgesamt stieg die installierte Modulleistung von 117,9 GWp auf 124,8 GWp* (DC). Die installierte Wechselrichterleistung stieg von 107,7 auf 113,8 GW. Nach einer gemeinsamen Analyse von Agora Energiewende und Fraunhofer ISE könnten die derzeit diskutierten Änderungen im Rahmen der EEG-Novelle dazu führen, dass sich insbesondere kleinere PV-Dachanlagen unter den heutigen Rahmenbedingungen wirtschaftlich schlechter darstellen. Dies könnte Anreize schaffen, Anlagen kleiner auszulegen oder verfügbare Dachflächen nicht vollständig zu belegen.

Strompreise entkoppeln sich weitgehend von Gaspreisen

Beim Vergleich der Strom- und Gaspreise zeigen sich die Auswirkungen des Iran-Kriegs, der am 28. Februar begann: Der Erdgaspreis stieg von Februar auf März um 48 Prozent (von 35,61 Euro/MWh auf 52,71 Euro/MWh). Nach Kriegsbeginn stiegen damit die Grenzkosten der Stromerzeugung aus Erdgas, die sich aus den Kosten für Gas und für die CO₂-Emissionszertifikate zusammensetzen, um 39 Prozent auf 132,87 Euro pro MWh. Hätten die Gaskraftwerke nach dem Merit-Order-Prinzip den Strompreis bestimmt, wären die Stromkosten entsprechend deutlich gestiegen. Der Börsenstrompreis sank dagegen nach Kriegsbeginn auf 95,58 Euro/MWh, da die erneuerbaren Energien ab März mit ihren günstigen Gestehungskosten die Preise drückten. Im April sank er nochmals deutlich um 27,7 Prozent, während der Erdgaspreis nur um 12,6 Prozent nachgab. »Hätten die erneuerbaren Energien nicht so stark zur Stromerzeugung beigetragen, wäre der Börsenstrompreis im April 76 Prozent höher gewesen«, erklärt Energy-Charts-Projektleiter Leonhard Gandhi. 

 

Quelle: ISE Fraunhofer

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Versorgungs-Sicherheit auch ohne neue AKW

Eine neue ETH-Studie belegt: Neue Atomkraftwerke rechnen sich für die Schweiz nicht. Für eine sichere Energieversorgung und für das Erreichen der Netto-Null-Ziele sind sie nicht notwendig. Die Studie bestätigt aus Sicht der Schweizerischen Energiestiftung, warum der Gesetzesentwurf, der AKW wieder ermöglicht, abgelehnt werden muss.  Die Forschenden der ETH Zürich und des PSI haben untersucht, unter welchen Rahmenbedingungen neue Atomkraftwerke technisch und wirtschaftlich für das zukünftige Energiesystem der Schweiz sinnvoll wären. Mit Hilfe von vier unterschiedlichen Energiesystem-Modellen haben die Forschenden dabei variiert, ob der Bund neue AKW subventioniert, wie hoch die Baukosten sind und wie viel die Kredite zur Finanzierung der Bauten kosten.    Hohe Subventionen für Bau und Betrieb: Neue AKW rechnen sich in der Schweiz nicht. Laut den ETH-Modellen wären sie nur mit tiefen Baukosten realisierbar – und selbst dann braucht es Kreditsubventionen vom Bund für den Betrieb. Die Studie belegt: Für die Schweiz  vergleichbar sind Neubauprojekte in Europa und in den USA, die massive Kostenüberschreitungen aufweisen. «Die ETH-Studie zeigt: Neue Atomkraftwerke rechnen sich in der Schweiz nicht. Sie bräuchten massive Bundessubventionen – und so tiefe Baukosten, wie sie für die Schweiz nicht realistisch sind. Im Gegenteil: Die vergleichbaren Projekte in Europa und in den USA zeigen nämlich explodierende Kosten und jahrelange Verzögerungen.» — Nils Epprecht, Geschäftsleiter Schweizerische Energiestiftung Versorgungssicherheit und Klimaziele sind gewährleistet – ohne neue AKW: Für Netto Null bis 2050 und eine verlässliche Stromversorgung braucht die Schweiz keine neuen Atomkraftwerke. Die ETH-Modelle zeigen verschiedene Wege: Neben der Wasserkraft als Rückgrat der Versorgung sind 36 bis 43 TWh Solarenergie und 0,3 bis 8,6 TWh Windkraft die zentralen Bausteine. «Die ETH-Studie belegt klar: Die Schweiz kann ihre Stromversorgung sichern und ihre Klimaziele erreichen – ohne neue Atomkraftwerke. Die Modelle zeigen gleich mehrere Wege zu Netto Null ohne AKW. Wasser, Sonne und zumeist Wind bilden das Fundament einer sicheren und bezahlbaren Stromversorgung.» — Nils Epprecht, Geschäftsleiter Schweizerische Energiestiftung Aussenhandel: doppelter Gewinn für die Schweiz: Alle Modelle zeigen: unabhängig davon, ob AKW gebaut werden oder nicht, exportiert die Schweiz im Sommer unter dem Strich Strom und importiert im Winter. Neue AKW reduzieren die Importe etwas, verbessern die Rechnung aber nicht. Importe zu Niedrigtarifen und Exporte bei hohen Preisen sind ökonomisch sinnvoll und tragen zu einer stabilen, günstigen Stromversorgung bei.    Viele Fragen bleiben offen: Die Studie betrachtet ausschliesslich die techno-ökonomischen Rahmenbedingungen für den Bau neuer AKW. Ausgeklammert bleiben zentrale Fragen für den politischen Entscheid darüber, etwa die gesellschaftliche Akzeptanz, die militärische Sicherheit, gesundheitliche Risiken oder die Abfallproblematik. Offen bleibt zudem, ob neue AKW für die Allgemeinheit teurer wären als eine rein erneuerbare Stromversorgung und ob Fördergelder andernorts wirksamer eingesetzt wären. Zudem untersucht die Studie nur den Ausbau der Stromproduktion, nicht aber das Potenzial von Energieeffizienz. Dabei zeigen die Statistiken: Trotz fortschreitender Elektrifizierung sowie Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstum ist der Schweizer Stromverbrauch dank Effizienzgewinnen seit Jahren stabil.

Beilage: Fact Sheet: Einordnung des ETH White Papers, Schweizerische Energiestiftung, 29. Juni 2026 (PDF)

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