Versorgungssicherheit Schweiz - Fünf CO₂-neutrale Reservekraftwerke erhalten Zuschlag vom Bund

• Der Bund hat fünf Projekten mit einer Leistung von insgesamt 583 Megawatt den Zuschlag erteilt.
• Es werden nun die Verträge mit den Anbietern ausgehandelt. Danach können diese mit der Planungsphase starten.
• Betriebsbereit wären die fünf Projekte zwischen 2027 und 2030. Eine entsprechende Übergangslösung ist in Arbeit.

Die fünf Anlagen, die den Zuschlag erhalten haben, werden mit CO₂-neutralem Brennstoff betrieben. Sie befinden sich in den Kantonen Wallis, Aargau und Basel-Landschaft.

Eines befindet sich in Monthey VS, betrieben von Cimo. Weiter sind es die Anlagen Sisslerfeld 1 (Getec) und Sisslerfeld 2 (Sidewinder) in Eiken AG, eine in Stein AG (Getec) und das Reservekraftwerk Auhafen der Axpo in Muttenz BL.

Drei von fünf Kraftwerken im Aargau – erste Reaktionen

Die Gemeinde Eiken AG, Standortgemeinde von zwei Kraftwerken, begrüsst das Vorhaben. Der Gemeinderat sei frühzeitig über die Projekte informiert worden. Die Kraftwerke sind in der Nähe der Pharmafirma DSM geplant. Sie würden mit CO₂-neutralem, hydrierten Pflanzenöl betrieben. Das Öl wird aus Abfallstoffen gewonnen. Die Gemeinde muss für das Vorhaben ihre Bau- und Nutzungsordnung anpassen. Als Standortgemeinde könnte Eiken finanziell für die Reservekraftwerke entschädigt werden.

Beat Käser, Gemeindepräsident von Stein AG, sieht das geplante Reservekraftwerk auf dem ehemaligen Novartis-Areal positiv, sagt er auf Anfrage. Wichtig sei, dass die normalen Verfahren durchlaufen werden (Umweltverträglichkeitsprüfung, Baugesuch, etc.). Auch beim Lärm müssten die Kraftwerke die gültigen Regeln einhalten. «Die Kraftwerke müssen ja irgendwo stehen», sagt Beat Käser.

Auch Stephan Attiger, Aargauer Bau- und Umweltdirektor, ist zufrieden: «Wir unterstützen die drei Kraftwerke im Fricktal. Uns überrascht, das am bisherigen Standort des Notkraftwerks Birr AG kein Kraftwerk mehr geplant ist.» Der Aargau leiste einen Beitrag an die Versorgungssicherheit der Schweiz.

Die Getec-Anlagen werden nach Angaben des Unternehmens mit hydriertem Pflanzenöl (HVO) betrieben. Gewonnen wird dieser Brennstoff aus Lebensmittelfetten, Speiseresten und tierischen Abfällen. Die Axpo will für ihre Anlage zunächst HVO und in einer zweiten Phase E-Methanol verwenden, wie sie mitteilte.

Seit Februar 2023 wird das Gaskraftwerk Cornaux als Reservekraftwerk zur Verfügung gestellt, um einen möglichen Stromengpass zu überbrücken.

Keystone / LAURENT GILLIERON

Die Kapazität der fünf Reserveanlagen entspricht der von der Eidgenössischen Elektrizitätskommission (Elcom) empfohlenen Stromreserve. Die Kosten für die Stromreserve werden wie bisher den Verbraucherinnen und Verbrauchern verrechnet, über den Netznutzungstarif und proportional zum Stromverbrauch.

Lücke bei Reservekraftwerken erfordert temporäre Lösung

Allerdings braucht der Bund eine Übergangslösung, weil die geplanten Anlagen die bestehenden Reservekraftwerke nicht nahtlos ab dem Winter 2026/2027 ablösen können. Das Eidgenössische Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) arbeitet zurzeit an verschiedenen Varianten.

Das ist die gesetzliche Grundlage

Als rechtliche Grundlage dient die Winterreserveverordnung, die bis Ende 2026 befristet ist und bis Ende 2030 verlängert werden soll.

Die Wasserkraftreserve ist seit 2025 im Bundesgesetz für eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien verpflichtend eingeführt. Die thermischen Reservekapazitäten sollen nun ebenfalls gesetzlich verankert werden. Der Bundesrat hat die Botschaft zu dieser Vorlage am 1. März 2024 ans Parlament überwiesen. Die Beratungen dazu laufen noch.

Die Verträge für die bestehenden Reservekraftwerke in Birr AG, Cornaux NE und Monthey VS mit einer Gesamtleistung von 336 Megawatt laufen Ende Frühling 2026 aus. Um diese abzulösen, hatte das Bundesamt für Energie von Juli 2023 bis März 2024 eine Ausschreibung durchgeführt. 

Anbieter haben acht Offerten eingereicht

Die Ausschreibung wurde nicht weiterverfolgt, da die eingereichten Angebote mit zu hohen Kosten verbunden waren. Stattdessen trat man in Direktverhandlungen mit den Projektanten, um die Kosten zu minimieren und die zeitliche Realisierbarkeit zu verbessern und auf dieser Basis allfällige freihändige Vergaben vorzubereiten.

Die überarbeiteten Offerten lagen Ende Februar 2025 vor. Eingegangen sind acht Angebote für Reservekraftwerke mit einer Gesamtleistung von gut 1000 Megawatt.