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Der Umbau der Energiewirtschaft – in den Medien oft Energiewende genannt – ist in der Schweiz vor allem ein Umbau der Elektrizitätswirtschaft. Die Elektrizität macht aber nur 25,1 Prozent des Endverbrauchs von Energie aus (2014). Den grössten Anteil machen die Treibstoffe mit 36,1 Prozent aus. Erdölbrennstoffe haben einen Anteil von 15,4 Prozent, Gas von 13,0 Prozent.
Die Stromerzeugung in der Schweiz beruht noch immer auf den zwei traditionellen Pfeilern Wasserkraft (56,5 Prozent) und Kernkraft (37,9 Prozent). Die Solarenergie kommt auf einen Anteil von 1,2 Prozent (2014), Biogasanlagen und Geothermie auf je 0,4 Prozent und die Windenergie auf 0,1 Prozent.
Die Kernenergie wird einerseits in fünf einheimischen Reaktoren hergestellt und andererseits aufgrund langfristiger Verträge aus Frankreich eingeführt. Von den einheimischen Kernkraftwerken ist zur Zeit eines (Beznau 1) nicht am Netz. Ein zweites (Mühleberg) wird Ende 2019 regulär von seinem Betreiber BKW vom Netz genommen. Das erste Massnahmenpaket zur Energiestrategie 2050 des Bundes, das im Sommer vom Parlament verabschiedet werden soll, sieht den Weiterbetrieb der bestehenden Kernkraftwerke, solange sie sicher betrieben werden können. Neue Kernkraftwerke sind nicht mehr vorgesehen. Die Bezugsverträge mit Frankreich laufen in den nächsten Jahren aus.
Die Wasserkraft wird auch weiterhin die wichtigste Stromquelle in der Schweiz bleiben. Daneben soll vor allem die Solarenergie ausgebaut werden. Auch die Anteile der Windenergie, der Geothermie und der Stromerzeugung aus Biogas dürften zunehmen.
Der Ausbau der erneuerbaren Energien wird in der Schweiz mit der kostendeckenden Einspeisevergütung (KEV) gefördert. Diese wird mit einem Zuschlag auf den Strompreis finanziert. Dieser beträgt derzeit 1,3 Rappen pro Kilowattstunde, dürfte im nächsten Jahr auf 1,5 Rappen und nach Inkrafttreten des ersten Massnahmenpakets auf 2,3 Rappen steigen. Der Bundesrat will ab 2021 die KEV schrittweise durch ein Lenkungssystem ablösen, wie es die Schweiz schon mit der CO2-Abgabe kennt.
Der Schweizer Strommarkt wird sehr stark durch den Ausbau der erneuerbaren Energien in den Nachbarländern und vor allem in Deutschland beeinflusst. Deren massenhafte Einspeisung in das Netz hat zum einen die Grosshandelspreise für Strom in Europa massiv gesenkt. Zum anderen hat die Einspeisung von Solarstrom vor allem um die Mittagszeit den bis dahin sehr hohen Strompreis um diese Tageszeit gesenkt. Die Lieferung von Wasserstrom zu Spitzenzeiten war lange eine Spezialität Schweizer Speicherkraftwerke.
Parallel zum Umbau der Energiewirtschaft wird der Schweizer Strommarkt liberalisiert. Seit 2009 können Grossverbraucher mit einem Verbrauch über 100.000 Kilowattstunden pro Jahr ihren Lieferanten wählen. Wann der Strommarkt auch für die anderen Verbraucher geöffnet wird, ist noch offen.
Die Wasserkraft ist das Rückgrat der Schweizer Stromversorgung. Die traditionelle Wasserkraft wird seit zwei Jahrtausenden in Mühlen genutzt und hat die Schweizer Industrialisierung in Regionen wie dem Emmental, dem Toggenburg und dem Tösstal angetrieben. Die moderne Wasserkraft hielt mit der Elektrifizierung Ende des 19. Jahrhunderts Einzug. Die ersten Kraftwerke wurden an Flüssen gebaut: in Chèvre an der Rhone bei Genf und in Rheinfelden. Schrittweise wurden auch die Wasserressourcen in den Alpen genutzt. So baute die Stadt Zürich ab 1907 mit Bündner Gemeinden das Albula-Werk bei Sils. 1908 wurde die Wasserkraft durch eine Volksabstimmung nationalisiert. In der Folge entstanden die kantonalen Elektrizitätswerke und die Stromverbünde. Die ganz grossen Stauanlagen wurden vor allem nach dem Zweiten Weltkrieg gebaut, so die Grande Dixence ab 1950 und ab 1957 das Kraftwerk Mauvoisin, beide im Wallis. Nicht alle Projekte wurden tatsächlich umgesetzt. So wurde die Flutung des Urserentals nach Protesten in Andermatt abgesagt. In den 70er Jahren war dann der Aufbau der Wasserkraftwerke weitgehend abgeschlossen.
Parallel dazu wurden die Kernkraftwerke gebaut.
Heute produzieren die 1500 Wasserkraftanlagen rund 55 Prozent des Schweizer Stromverbrauchs. Der Löwenanteil kommt dabei aus den grossen Anlagen: 90 Prozent der Schweizer Wasserkraft kommen aus Anlagen mit über 10 Megawatt. Über 900 Anlagen kommen dagegen nicht einmal auf eine Leistung von 300 Kilowatt.
Der kleinere Teil des Wasserstroms wird in Laufkraftwerken produziert, die 24,8 Prozent des Verbrauchs decken (2014). Der grössere Teil der Wasserkraft (31,7 Prozent) wird in Speicherwerken erzeugt und damit zu Zeiten, wo er besonders gebraucht wird. Eigentliche Pumpspeicherwerke, in denen das Wasser wieder zur erneuten Verstromung in die Speicherbecken gepumpt wird, machen daran nur einen kleinen Teil aus.
Die Schweizer Stromwirtschaft baut diese Pumpspeicherwerke derzeit aus. So erweitert die Axpo derzeit die Kapazität des Pumpspeicherwerks Limmern im Kanton Glarus von 480 Megawatt auf 1480 Megawatt. Das unterirdische Kraftwerk pumpt Wasser aus dem Limmernsee in den Muttsee, der 630 Meter höher liegt. Das Pumpspeicherwerk nimmt 2016 planmässig seinen Betrieb auf. Alpiq, IWB und SBB wiederum bauen im Unterwallis das Pumpspeicherwerk Nant de Drance. Ende 2018 soll es mit einer Leistung von 900 Megawatt in Betrieb gehen.
Pumpspeicherwerke können in Zeiten einer wachsenden dezentralen Energieerzeugung eine wichtige Speicherfunktion übernehmen. Aber sie sind teuer. In das Pumpspeicherwerk Limmern werden 2,1 Milliarden Franken investiert, in Nant de Drance 1,8 Milliarden Franken. Diese Investitionen müssen sich rechnen. Das ist derzeit nicht der Fall. Einige Unternehmen haben daher ihre Investitionen in Pumpspeicherwerke auf Eis gelegt, so KWO auf der Grimsel und Repower das Projekt Lagobianco im oberen Puschlav.
Die Schweizer Wasserkraft leidet unter dem derzeitigen niedrigen Grosshandelspreis für Strom in Europa. Die Speicherwerke im besonderen leiden unter den geringen Preisspannen zwischen dem höchsten und dem niedrigsten Strompreis. Das alte Geschäftsmodell, Wasser vor allem zu den Spitzenzeiten in der Mitte des Tages zu verstromen, wurde durch die Solarenergie geschwächt. Ein neues Geschäftsmodell, das der Bedeutung der Wasserkraft angesichts des zunehmenden Anteils volatiler dezentraler Energien gerecht wird, ist noch nicht in Sicht.
Inzwischen hat auch die Schweizer Politik das Problem erkannt. So haben sich sowohl der Stände- als auch der Nationalrat in der Beratung des ersten Massnahmenpakets zur Energiestrategie 2050 für eine Förderung auch der grossen Wasserkraft ausgesprochen. Die beiden Räte werden die Details dieser Förderung erst in der Sommersession festlegen. Doch schon heute kann man davon ausgehen, dass vom geplanten Netzzuschlag zur Förderung erneuerbarer Energien in Höhe von 2,3 Rappen pro Kilowattstunde 0,2 Rappen für die grosse Wasserkraft reserviert werden dürften.
Die traditionelle Energielandschaft der Schweiz ist durch grosse Kraftwerke geprägt, die an einem Ort viel Strom produzieren. Dabei liefern die Kernkraftwerke und die Laufkraftwerke Bandstrom. Die Speicherkraftwerke liefern flexibel Strom dann, wenn mehr Strom gebraucht wird.
Die erneuerbaren Energien dagegen produzieren Strom nicht kontinuierlich und dezentral. So deckt die Photovoltaik gerade mal 1,2 Prozent des Schweizer Stromverbrauchs – aber mit 48.000 Anlagen (Ende 2014), die über die ganze Schweiz verteilt sind. Die 34 Grosswindanlagen mit einer Leistung von insgesamt 60 Megawatt haben immerhin 0,2 Prozent des Stromverbrauchs gedeckt. Aber auch sie produzieren weitgehend dezentral. Zudem wird Solarstrom nur tagsüber produziert, Windstrom nur dann, wenn der Wind bläst.
Der Strom muss aber auch künftig kontinuierlich fliessen. Angebot und Nachfrage müssen dafür stets ausgeglichen werden. Ein Weg dazu ist, Strom aus erneuerbaren Quellen zu speichern. Auch Schweizer Hochschulen und Unternehmen arbeiten an solchen Lösungen. So testen die EKZ zusammen mit ABB in Dietikon ZH eine Grossbatterie mit einer maximalen Leistung von 1 Megawatt. Die Hochschule für Technik Rapperswil forscht mit 26 Partnern in sechs europäischen Ländern, darunter Regio Energie Solothurn, der Schweizer Verband des Gas- und Wasserfachs, die ETH Lausanne und die EMPA, an der Speicherung von Energie im Erdgasnetz. Grundlage ist die Aufspaltung von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff mittels überschüssiger erneuerbarer Energie. Der bereits 1909 gegründete Batteriehersteller Leclanché bietet Lithium-Ionen-Zellen für den Einsatz sowohl in der Industrie als auch in Eigenheimen an. Die TiBox ist speziell für die Speicherung von Strom aus Photovoltaikanlagen gedacht.
Der Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage erfolgt nicht nur mit technischen Massnahmen. In der traditionellen Energiewirtschaft hat sich die Produktion dem Verbrauch angepasst. In der neuen Energiewirtschaft passt sich auch der Verbrauch an die Produktion an. Dafür hat die nationale Netzgesellschaft Swissgrid, die Betreiberin der Hochspannungsleitungen, einen Markt für Regelenergie geschaffen. Grosse Energieverbraucher können damit Geld verdienen, dass sie ihren Energieverbrauch dann drosseln, wenn die Gesamtnachfrage im Netz hoch ist. Unternehmen wie die BKW ermöglichen es auch kleineren Verbrauchern – etwa Besitzern von Boilern -, an diesem Markt teilzunehmen; BKW übernimmt es, den Verbrauch der vielen kleineren Verbraucher zu bündeln. Auch branchenfremde Unternehmen wie Swisscom nehmen an diesem Markt für Regelenergie teil.
Die Integration erneuerbarer Energien stellt damit neue Anforderungen an das Stromnetz. Dieses transportiert nicht nur Strom von den Erzeugern zu den Verbrauchern, sondern regelt zunehmend auch den Verbrauch. Das Netz wird dabei von einer Einbahnstrasse zu einer Zweibahnstrasse: Ein Eigenheim mit einer Photovoltaikanlage auf dem Dach speist mittags Strom ins Netz und bezieht abends Strom aus dem Netz. Oder umgekehrt: Eine grosse Kühlanlage geht auf ein Signal dann ans Netz, wenn es viel Strom im Angebot hat, und schaltet sich dann ab, wenn es zu wenig Strom hat.
Dazu muss das Netz intelligent werden. Das sogenannte Smart Grid integriert dank dem Einsatz von Informations- und Kommunikationstechnologien Daten- und Stromnetze und bietet damit neue Funktionalitäten. Dazu gehört auch die Steuerung fluktuierender Stromerzeugung. Zentraler Baustein sind intelligente Messgeräte, die Smart Meter, wie sie das Zuger Traditionsunternehmen Landis+Gyr herstellt und als weltweit führender Anbieter vermarktet.
Stand: März 2016