Die besonderen Herausforderungen bei der Stromversorgungssicherheit in der Schweiz

Ein Zusammenbruch der Stromversorgung, ein Blackout, ist mit einschneidenden Konsequenzen für Wirtschaft und Gesellschaft verbunden. Je nach Schätzmethode wird für europäische Länder der ökonomische Schaden pro nicht gelieferter Energieeinheit auf 5000 bis 55’000 Euro pro Megawattstunde (MWh)[1] beziffert. Basierend auf makroökonomischen Daten sind es ungefähr 5000 bis 15’000 Euro. Aufgrund der relativ stärkeren Wirtschaftsleistung dürfte der Wert für die Schweiz etwas höher sein.[2]

Bislang blieb die Schweiz von einem grossflächigen Blackout verschont. Das hat auch damit zu tun, dass die Versorgung relativ resilient aufgestellt ist. Erstens verfügt die Schweiz über grosse Produktionskapazitäten im Vergleich zum maximalen Verbrauch, der sogenannten Last, die rund 10 Gigawatt (GW) beträgt. Allein die Leistung von Wasser- und Kernkraftwerken ist etwa doppelt so hoch. Beide Technologien sind im Betrieb nicht auf den Input fossiler Brennstoffe angewiesen, deren kurzfristige Verfügbarkeit etwa mit der geopolitischen Situation variiert. Insgesamt ist die installierte Produktionskapazität unter Berücksichtigung weiterer Technologien wie der Photovoltaik aktuell sogar rund dreimal so hoch wie die Maximallast.

Zweitens ist ein grosser Teil dieser Produktion flexibel und kann kurzfristig an Bedarfsveränderungen angepasst werden. So beträgt die Leistung von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken etwa 11 GW. Drittens ist die Schweiz über 41 grenzüberschreitende Leitungen sehr eng mit dem europäischen Verbundnetz verknüpft – durchschnittlich wären Importe von etwa 6 GW möglich.

Kritisches Winterende

Kraftwerkskapazitäten sind aber nicht in jedem Fall für die Stromproduktion verfügbar. Das ist offensichtlich bei Photovoltaikanlagen, die auf Sonnenlicht angewiesen und daher auch im Winter generell weniger verfügbar sind. Auch Laufwasserkraftwerke produzieren vor allem im Sommer – weshalb die Schweiz im Winter meist Nettoimporteur von Strom ist (siehe Abbildung). Zudem variiert die Laufwasserproduktion stark mit der Witterung: Im Winter 2023/24 lieferte sie rund 7600 Gigawattstunden (GWh), 2021/22 rund 5200 GWh. Die Speicherkraftwerke werden zu grossen Teilen über die Sommermonate gefüllt, sodass sie zu Beginn des Winters und damit der Periode mit höheren Strommarktpreisen verfügbar sind. Mit einem Volumen von knapp 9000 GWh können sie mehr als ein Viertel des Landesverbrauchs im Winter decken. Bis gegen Ende des Winters werden die Speicher zu grossen Teilen geleert, beziehungsweise deren Energie wird am Markt verkauft. Sind die Strompreise im frühen Winter besonders hoch, bestehen Anreize, die Speicher rascher zu entleeren. Sollte am Winterende unerwartet erhöhter Strombedarf auftreten, könnte das Angebot knapp werden.

Der Winter 2025/26 illustriert die Bedeutung der Kernkraft. Aufgrund von Revisionsarbeiten und Reparaturen war das Kernkraftwerk Gösgen zwischen Mai 2025 und März 2026 ausser Betrieb. Im Normalfall produziert das zweitgrösste Schweizer Kernkraftwerk jährlich etwa 8000 GWh Strom, etwas mehr als die Hälfte davon im Winter. Der Ausfall einer so grossen Anlage fällt in einem kleinen Land stark ins Gewicht: Die Schweiz importierte in diesem Winter netto rund 7000 GWh – aus Sicht der Versorgungssicherheit besteht daher eine Art Klumpenrisiko. Der Ausbau der erneuerbaren Energien trägt inzwischen zwar spürbar zur Winterversorgung bei. So war die Photovoltaikproduktion in den Wintern 2024/25 und 2025/26 bereits grösser als jene des Kernkraftwerks Beznau I, doch ist das noch immer weniger als die Schwankungen bei der gesamten Wasserkraftproduktion.

Stromproduktion und Nettoimporte in der Schweiz im Winterhalbjahr

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Stresssituationen absichern

Gerade für ein kleines Land sind Importe eine wichtige Absicherung für die Versorgungssicherheit. Müsste sich die Schweiz jederzeit selbst versorgen, bräuchte es weit grössere Produktionskapazitäten. Schliesslich müsste der inländische Produktionspark auch fähig sein, ausserordentliche Situationen abzusichern, etwa den gleichzeitigen Ausfall eines oder mehrerer Kernkraftwerke während einer Trockenphase mit reduzierter Stromproduktion aus Wasserkraft. Darüber hinaus zeigen Analysen, dass höhere Importkapazitäten im Netz auch dann wesentlich zur Versorgungssicherheit im Inland beitragen, wenn Strom im Ausland ebenfalls knapp ist.[3]

Im europäischen Stromsystem mit wachsender Produktion aus erneuerbarer Energie bestehen auch in generell angespannten Versorgungssituationen immer wieder Phasen mit Produktionsüberschüssen. Die Schweiz mit ihrem flexiblen Kraftwerkspark kann aufgrund der hohen Importkapazitäten flexibel eigene Produktion durch Importe ersetzen und ihre Speicher für kritischere Situationen schonen.

Besonders kritisch für die Versorgungssicherheit sind Situationen, in denen sich unterschiedliche Ereignisse kumulieren. Mittel- und längerfristig bestehen diesbezüglich grosse Unsicherheiten: Wie stark steigen Nachfragespitzen? Wie rasch kommt der Ausbau der erneuerbaren Energien voran? Wie lange bleiben die Kernkraftwerke in Betrieb? Zudem besteht  das Risiko, dass ohne Stromabkommen mit der EU oder alternative technische Vereinbarung die Verfügbarkeit der Importkapazitäten signifikant abnimmt.

Reserve als Versicherung

Mit der Winterreserve hat die Schweiz eine zusätzliche Versicherung geschaffen. Sie kommt zum Einsatz, wenn das Angebot am Markt nicht ausreicht, um die Nachfrage zu decken. Die Winterreserve besteht aus einer Speicherreserve (Wasserkraftreserve), einer thermischen Reserve und einer – noch zu schaffenden – Verbrauchsreserve.

Die Wasserkraftreserve verhindert, dass die Speicher bereits vor dem Winterende gänzlich geleert werden. Betreiber halten einen Teil des Wassers zurück und erhalten dafür eine Entschädigung. Dadurch soll auch in einer unerwarteten kritischen Situation am Winterende ausreichend Speicher verfügbar sein, um die Versorgung während weniger Wochen zu überbrücken. Die Wasserkraftreserve stellt jedoch keine zusätzliche Energie zur Verfügung – im Gegenteil: Sie entzieht dem Markt Energie. Würde sie zu gross dimensioniert, könnte im Winter umso früher eine Knappheit auftreten, die durch Auflösung der Reserve adressiert werden müsste.

Zusätzliche Energie kann die thermische Reserve in das System einbringen. Sie besteht aus Reservekraftwerken, die mit Öl oder Gas betrieben werden können, sowie Notstromgruppen, die aggregiert als Reserven eingesetzt werden können. Bei solchen Anlagen sind die Fixkosten im Vergleich zu den Betriebskosten relativ tief. Weil aber die Anlagen ausserhalb des Markts und als Versicherung für Stresssituationen konzipiert sind, ist ihr Einsatz auf ein Minimum beschränkt – und damit auch die Betriebskosten sowie ihr CO₂-Ausstoss.

1. Siehe Acer (2024), S. 13. []
2. Bei einem mittleren täglichen Stromendverbrauch in der Schweiz 2025 von rund 159’000 MWh läge der Schaden pro Tag über 2 Milliarden Franken. Siehe BFE (2026). []
3. Siehe Swissgrid (2025). []