Warum Schweiz ein Stromabkommen mit der EU braucht

Die Schweiz ist eng in das europäische Stromsystem eingebunden. Rechtlich gehört sie aber nicht zum Strombinnenmarkt der EU. Das schafft zunehmend Kosten und Risiken bezüglich Versorgungssicherheit und Sicherstellung des stabilen Betriebs der Stromnetze. Das geplante Abkommen mit der EU sichert die Einbindung der Schweiz ins europäische Stromsystem ab und stärkt den Handel und den Austausch von Strom in Europa.

Die Schweiz ist physikalisch eng ins europäische Stromsystem eingebunden. Über 41 Leitungen fliesst ständig Strom über die Grenzen. Seit den 1990er-Jahren hat die EU einen integrierten Strombinnenmarkt aufgebaut. Gehandelt wird Strom für denselben Tag oder Tage, Wochen oder Monate im Voraus. Die Mengen übersteigen den Schweizer Stromverbrauch um ein 30-faches. Einheitliche Marktregeln und die optimierte Nutzung der grenzüberschreitenden Netzkapazitäten schaffen volkswirtschaftlich effiziente Preis- und Knappheitssignale für Strom. Dies reduziert den Gesamtbedarf an Kraftwerken fürs europäische Stromsystem, führt zu einer Angleichung der Marktpreise in den Mitgliedsstaaten und zu tieferen Kosten zum Nutzen der Konsumierenden (siehe Abbildung). Preisunterschiede bestehen nach wie vor. Diese resultieren aus Unterschieden in Stromproduktion und -nachfrage sowie aus Netzengpässen.

Durchschnittliche Preise für Strom im gekoppelten Strombinnenmarkt, der einen Tag im Voraus gehandelt wird (Euro pro Megawattstunde, 2024)

Anmerkung: Korsika ist Mitglied des Strombinnenmarkts, hat aber einen vergleichsweise hohen Strompreis von 261 Euro pro MWh, weswegen das Land auf der Karte nicht eingefärbt ist.

Quelle: All Nemo Committee (2025) | Grafik: Die Volkswirtschaft

Da die Schweiz bislang rechtlich nicht in den EU-Strombinnenmarkt eingebunden ist, stösst die Zusammenarbeit mit den Nachbarstaaten zunehmend an Grenzen. Das europäische Stromsystem wird von den teilnehmenden Akteuren im Verbund und anhand ihrer jeweiligen Interessen optimiert. Die Eigenheiten und Restriktionen des Schweizer Stromsystems werden in diesen Optimierungen immer weniger berücksichtigt. Der Übergang zu einem klimaneutralen Energiesystem bis 2050 erfordert eine weiter gehende Elektrifizierung des Energiesystems, den Ausbau von erneuerbaren Energien, die Abschaltung von steuerbaren fossilen Kraftwerken und einen länderspezifischen Ausbau der Kernkraft. Deswegen wird in den kommenden Jahrzehnten mehr Strom über die Grenzen fliessen. Damit steigen auch die Kosten und Risiken eines Schweizer Alleingangs.

Vorteile für die Schweiz: Das Stromabkommen ermöglicht der Schweiz die Teilnahme am EU-Strombinnenmarkt. Schweizer Akteure erhalten einen gleichberechtigten Zugang zu den europäischen Strommärkten, Handelssystemen und Koordinierungsstellen. Davon profitiert insbesondere die flexible Schweizer Wasserkraft, da der produzierte Strom auf einem grösseren Markt und den zunehmend wichtigen Märkten für den kurzfristigen Ausgleich von Produktions- und Nachfrageschwankungen abgesetzt werden kann. Der Stromhandel wird so gefördert und die Stabilität des Stromnetzes sichergestellt. Das stärkt die Versorgungssicherheit. Gleichzeitig kann die Schweiz die erneuerbaren Energien weiter ausbauen, und der Übergang zu einem klimaneutralen Energiesystem bis 2050 wird erleichtert.

Das Stromabkommen umfasst die Erzeugung, die Übertragung und die Verteilung sowie den Handel und die Versorgung von Strom. Weitere Bereiche werden erfasst, die unmittelbar im Zusammenhang mit Strom stehen: Umwelt, erneuerbare Energien und Infrastruktur. Bewusst nicht enthalten ist der Verbrauch von Strom. So bleiben die Kantone beispielsweise weiterhin für den Energieverbrauch in Gebäuden zuständig. Der Geltungsbereich wird durch die in den Anhängen aufgelisteten Rechtsakte der EU konkretisiert, die von der Schweiz mit den geltenden Ausnahmen und Präzisierungen angewendet oder umgesetzt werden. Das Stromabkommen enthält keine Pflicht für die Schweiz, nicht aufgelistete Rechtsakte oder EU-Regeln anzuwenden. So gibt es keine Einschränkungen für Wasserkraftkonzessionen, den Wasserzins oder das Heimfallrecht. Auch enthält das Stromabkommen keine Vorgaben, die eine Privatisierung von Kraftwerken oder Stromnetzen bedingen würden.

Gemäss einer Studie von Ecoplan kann das Stromabkommen bis 2050 zusätzliche Handelsgewinne für die Schweizer Stromwirtschaft von bis zu einer Milliarde Franken pro Jahr ermöglichen. Zudem könnten die Kosten für den Bau und den Betrieb von neuen Kraftwerken in der Schweiz wegen eines möglichen Minderbedarfs an eigener Produktionsleistung um bis zu eine Milliarde Franken pro Jahr tiefer ausfallen – dies unter Annahme einer genügend hohen ganzjährigen Stromproduktion in der EU.

Verpflichtungen der Schweiz: Mit dem Abkommen verpflichtet sich die Schweiz, im Strombereich ein mit der EU äquivalentes Beihilfeüberwachungssystem einzurichten. Dieses überwacht staatliche Fördergelder beispielsweise für erneuerbare Energien oder Investitionsbeiträge für Kraftwerke. Zudem stellt es sicher, dass staatliche Subventionen den grenzüberschreitenden Wettbewerb nicht verzerren. Die Überwachung wird durch eine unabhängige Schweizer Überwachungsbehörde und durch Schweizer Gerichte stattfinden. Die wesentlichen Schweizer Förderinstrumente für erneuerbare Energien sind unter den Regeln des EU-Strombinnenmarkts zulässig. Dies wurde im Stromabkommen festgehalten.

Als Binnenmarktabkommen enthält das Stromabkommen auch institutionelle Regeln wie die dynamische Rechtsübernahme: Die Schweiz verpflichtet sich grundsätzlich dazu, künftig neue oder angepasste EU-Regeln, die im Geltungsbereich des Stromabkommens liegen, zu übernehmen. Im Gegenzug verpflichtet sich die EU, das Stromabkommen regelmässig zu aktualisieren, damit keine Rechtslücken entstehen. Die Schweiz erhält dabei die Möglichkeit einer Mitwirkung, ein sogenanntes Decision-Shaping. Sie kann ihre Interessen aktiv in den relevanten Gremien der EU einbringen. Die Schweiz hat im Bereich Schengen oder Luftverkehr bisher positive Erfahrungen mit dem Decision-Shaping gemacht.

Die Schweiz kann künftig eine Rechtsübernahme auch verweigern. In diesem Falle besteht die Möglichkeit eines Streitbeilegungsverfahrens: Die Schweiz und die EU suchen zuerst eine politische Lösung. Falls eine solche nicht gefunden werden kann und die Schweiz eine Übernahme weiterhin verweigert, entscheidet ein unabhängiges Schiedsgericht, ob dies rechtmässig ist. Falls das Schiedsgericht zum Schluss kommt, dass die Schweiz damit das Abkommen verletzt, könnte die EU Ausgleichsmassnahmen treffen, wobei wiederum das Schiedsgericht entscheidet, ob diese verhältnismässig sind. Auch in anderen Streitfällen käme das ausgehandelte Streitbeilegungsverfahren zum Zug. Erachtet das Schiedsgericht eine Auslegung des EU-Rechts für seine Entscheidungsfindung als notwendig und relevant, ruft es den Gerichtshof der Europäischen Union an, und zwar ausschliesslich zu diesem Zweck. Der Gerichtshof entscheidet aber nie über einen Streitfall und kann nicht von sich aus in einem Schiedsgerichtsverfahren intervenieren. Insgesamt gewähren die institutionellen Regeln sowohl der Schweiz wie auch der EU Rechtssicherheit über die Teilnahme der Schweiz im Strombinnenmarkt unter dem Abkommen.

Umsetzung in mehreren Schritten: Gewisse Bestimmungen des Abkommens und des darin aufgeführten EU-Rechts – beispielsweise Regeln der EU-Strombinnenmarktverordnung – werden mit dem Inkrafttreten des Stromabkommens direkt anwendbar. Weitere Aspekte werden im ersten Umsetzungspaket geregelt. Dieses umfasst vor allem Änderungen des Stromversorgungsgesetzes, des Energiegesetzes und des Bundesgesetzes über die Aufsicht und die Transparenz in den Energiegrosshandelsmärkten.

Ein bedeutender Teil der Umsetzung betrifft die Strommarktöffnung. Ab Inkrafttreten des Stromabkommens erhalten alle Endverbraucher das Recht, ihren Stromlieferanten frei zu wählen. So wie zum Beispiel bei Mobilfunk oder Internet können sie so aus einer grossen Anzahl an Lieferanten und Produkten hinsichtlich Preisniveau und -stabilität, Stromqualität – beispielsweise bezüglich erneuerbarer Energien – und Anreizen zur Einbindung von flexiblen Verbrauchern wie Elektrofahrzeugen oder Wärmepumpen wählen.

Die Marktöffnung wird begleitet von umfassenden Massnahmen zum Schutz der Konsumierenden. Dazu gehören unter anderem eine regulierte Grundversorgung mit regulierten Preisen für kleine Endverbraucher, Vorgaben für die Vertragsgestaltung und ein Monitoring über Entwicklungen im Strommarkt. Weitere Aspekte der Umsetzung betreffen Regeln für die organisatorische Entflechtung der Betreiberin des Schweizer Übertragungsnetzes Swissgrid und für grosse Verteilnetzbetreiber, um deren Unabhängigkeit und einen funktionierenden Strommarkt zu gewährleisten. Auch die Regeln für die Einspeisung und die Vergütung von erneuerbarem Strom werden angepasst, damit sie im geöffneten Markt für alle Akteure tragbar sind. Spätestens drei Jahre nach Inkrafttreten des Stromabkommens soll ein zweites Umsetzungspaket folgen. Dieses wird wichtige, aber politisch weniger bedeutende Elemente der Markt- und Netzregulierung enthalten.

Mit dem Stromabkommen kann die Schweiz ihre bilateralen Beziehungen mit der EU in einem gesellschaftlich, wirtschaftlich und strategisch bedeutenden Sektor gezielt und zum Nutzen sowohl der Schweizer Endverbraucher wie auch der Schweizer Stromwirtschaft weiterentwickeln.

Christian Bühlmann, Stv. Leiter Internationales, Bundesamt für Energie und Michael Kiefer, Stv. Chef Sektorielle Angelegenheiten, Abteilung Europa, Eidgenössische Departement für auswärtige Angelegenheiten
Bild: Shutterstock

Dieser Artikel wurde erstmals im Magazin des SECO „Die Volkswirtschaft“ veröffentlicht.

Literaturverzeichnis

• All Nemo Committee (2025). CACM Annual Report 2024, 1. Juli.
• Bundesrat (2026a). Abkommen zwischen der Schweizerischen Eidgenossenschaft und der Europäischen Union über Elektrizität, 2. März.
• Bundesrat (2026b). Botschaft über das Paket «Stabilisierung und Weiterentwicklung der Beziehungen Schweiz-EU (Bilaterale III)», 13. März.
• Ecoplan (2025). Stromabkommen zwischen der Schweiz und der EU. Volkswirtschaftliche Auswirkungen, 13. Juni.

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SSES will PV-Zubau auf Zielkurs bringen

Der Ausbau der Photovoltaik (PV) verfehlt derzeit die Vorgaben des Stromgesetzes deutlich. Die Schweizerische Vereinigung für Sonnenenergie (SSES) fordert im Rahmen der Vernehmlassung zur Energieförderungsverordnung (EnFV) eine Erhöhung der Einmalvergütungen sowie die Beseitigung struktureller Hemmnisse für den Zubau.

Um das gesetzliche Ziel von 35 GWp installierter PV-Leistung bis zum Jahr 2035 zu erreichen, ist ein jährlicher Zubau von durchschnittlich 2.8 GWp notwendig. Die aktuelle Marktentwicklung ist jedoch rückläufig: Nach 1.8 GWp im Jahr 2024 wurden 2025 nur noch 1.3 GWp realisiert. Der Rückstand zur Zielerreichung wächst mit jedem Jahr, wenn nicht rasch wieder Investitionssicherheit für PV-Betreibende geschaffen wird.

Forderung nach Sofortmassnahmen: «Wir müssen den Solar-Zubau wieder auf Zielkurs bringen», fordert Urs Scheuss, Geschäftsleiter der SSES. «Dazu braucht es jetzt Anpassungen, damit wir wieder verlässliche wirtschaftliche Rahmenbedingungen haben.» Die Einführung von Marktpreisen und niedrigen Minimalvergütungen hat sich als nicht zielführend erwiesen. Das sieht inzwischen offenbar auch der Bundesrat so, der die Revision damit begründet, dass er die «Verunsicherung im privaten Sektor des PV-Zubaus» «teilweise kompensieren» möchte. Allerdings sind die Vorschläge des Bundesrats völlig ungenügend.

Als Sofortmassnahme zur Stabilisierung verlangt die SSES im Einklang mit dem Fachverband VESE eine Erhöhung der Einmalvergütungen gegenüber dem bundesrätlichen Entwurf. Diese Massnahme ist besonders wichtig für Anlagen mit wenig oder ohne Eigenverbrauch, damit alle geeigneten Potenziale auch wirklich ausgeschöpft werden. Zudem fordert die SSES Anpassungen, damit bestehende Grossanlagen nachträglich in Volleinspeisungs- und Eigenverbrauchsanlagen aufgeteilt werden können, die Messkosten durch Obergrenzen begrenzt werden und höhere Kosten für notwendige Anschlussverstärkungen anrechenbar sind.

Solarbremsen lösen! Über rein finanzielle Anreize hinaus identifiziert die SSES strukturelle, regulatorische und kommunikative Solarbremsen: Komplexe Regulierungen und Bürokratie, widersprüchliche politische Botschaften und volatile Spotmarkt-Tarife verunsichern Private und KMU, die mit ihren Anlagen zur Energiewende beitragen, nachhaltig.

Um den Solarausbau im Inland wieder zu beleben, fordert die SSES von der Politik:

1.    Planungssicherheit: Die Grundlagen der Förderung und der Amortisation müssen über mehrere Jahre hinweg stabil bleiben, anstatt sich ständig zu verändern.

2.    Rechtssicherheit: Wer eine PV-Anlage betreibt, muss darauf vertrauen können, dass die rechtlichen und wirtschaftlichen Bedingungen während der Dauer der Amortisation der Anlage verlässlich bleiben.

3.    Investitionssicherheit: Das System muss so vereinfacht werden, dass auf einer A4-Seite für Laien verständlich erklärbar ist, wie sich eine Anlage amortisiert.

Link zur Medienmitteilung:
www.sses.ch/wp-content/uploads/060715_MM_EnFV-Vernehmlassung_d.pdf

Link zur Stellungnahme:
www.sses.ch/wp-content/uploads/SSES_Vernehmlassungsantwort_EnFV_Juli2026.pdf

Über die Schweizerische Vereinigung für Sonnenenergie SSES:

In Reaktion auf die Energiekrise von 1973 wurde die Schweizerische Vereinigung für Sonnenergie SSES am 11. Juni 1974 als privatrechtlicher Verein in Bern gegründet. Die SSES zählt rund 4500 Mitglieder und ist in 11 Regional- und Fachgruppen gesamtschweizerisch als Konsumentenorganisation im Bereich Solarenergie tätig. Die SSES ist Mitglied der Klima-Allianz und setzt sich für eine Schweiz 100% erneuerbar ein. Ihre Projekte umfassen Öffentlichkeits- und Informationsarbeiten, aber auch die Teilnahme am politischen Gestaltungsprozess und Projekte zur Förderung des Ausbaus der Solarenergie. www.sses.ch

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Neue AKW in der Schweiz gefährden Arbeitsplätze

Würden Atomkraftwerke wieder erlaubt, hätte das negative Folgen für die Beschäftigung in den Bau- und Erneuerbaren-Branchen der Schweiz. Eine neue Studie der Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften (ZHAW) zeigt, dass bis zu 16’000 Arbeitsplätze gefährdet wären, sollte ein Projekt für ein neues Atomkraftwerk entstehen. Der Bau und der Betrieb eines neuen AKW könnten diese Verluste nicht kompensieren. Wertschöpfung würde ins Ausland abfliessen.   Die Rückkehr zur Atomenergie würde die Aufträge für Solarenergie und Gebäudesanierungen bremsen – mit negativen wirtschaftlichen Auswirkungen für das betroffene Gewerbe. Das zeigt eine Studie der ZHAW, über die der Sonntagsblick heute (19. Juli 2026) berichtet.   Bis zu 16’000 Arbeitsplätze und Wertschöpfung gefährdet  Laut der Studie würde allein die Aufhebung des Bauverbots für neue Atomkraftwerke – noch ohne konkretes Projekt – in den kommenden fünf Jahren zwischen 5800 und 9500 Arbeitsplätze in den Bau- und Erneuerbaren-Baubranchen gefährden, im Zeitraum von zehn Jahren sogar bis zu 10’600 Arbeitsplätze. Kommt es zur Planung und zum Bau eines AKW, wären im gleichen Zeitraum zwischen 10’000 und 16’000 Arbeitsplätze gefährdet.  Die mit dem Bau und Betrieb eines neuen Atomkraftwerks geschaffenen Arbeitsplätze könnten diese Verluste nicht annähernd kompensieren. Die Technologie und das Know-how im Nuklearbereich müssten importiert werden. Der Anteil der in der Schweiz erzielten Wertschöpfung bliebe gering und ein Grossteil der Aufträge würde ins Ausland abfliessen.  Werden die Erneuerbaren ausgebremst, leiden KMU und das Gewerbe   Am stärksten von einer Rückkehr der Atomenergie betroffen wären die Solarenergie-Branche, die Unternehmen für Haustechnik und Installationen sowie das Gewerbe für energetische Gebäudesanierungen, das aktuell rund 6200 Arbeitsplätze ausmacht. Gemäss der Studie generieren die Unternehmen mit der Solarenergie aktuell rund 1,4 Milliarden Franken inländische Wertschöpfung pro Jahr und beschäftigen heute bereits Tausende von Fachkräften. Im Referenzszenario (Beibehaltung des AKW-Neubauverbots) würden bis 2035 rund 20'700 Vollzeitäquivalente (VZÄ) in der Solarenergie-Branche entstehen. Bei einem AKW-Bau wären es 2035 nur noch rund 7400 VZÄ – ein Rückgang um 64 Prozent.  Diese Branchen sind heute ein wesentlicher Motor für die Schaffung von Arbeitsplätzen. Im Gegensatz zum Atomenergiesektor stützen sie sich weitgehend auf eine lokal verankerte Wertschöpfungskette und schaffen nachhaltige Arbeitsplätze in KMU, die über alle Regionen des Landes verteilt sind. «Die Studie der ZHAW zeigt, dass weitere Investitionen in Solarenergie, Energieeffizienz und Gebäudesanierungen nicht nur der wichtigste Hebel zur Erreichung der Klimaziele sind, sondern auch ein starker Motor für mehr Wertschöpfung und Arbeitsplätze in der Schweiz. Diese Dynamik würde mit teuren AKW-Plänen ausgebremst und Stellen wären gefährdet.» – Nils Epprecht, Geschäftsleiter Schweizerische Energiestiftung. Studie zum Download  Müller, D., Perot, A., Stalder, N., und Rohrer, J. (2026): «Technologieoffenheit» und Arbeitsplätze: Auswirkungen einer Aufhebung des AKW-Neubauverbots auf die Beschäftigung in der Schweiz. Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften ZHAW. https://doi.org/10.21256/zhaw-2583 (deutsch, Quelle: digitalcollection.zhaw.ch) ^^^ Nach oben

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