Vorrang für sichere, tragfähige Laufzeitverlängerungen von Gösgen und Leibstadt. Eine Schweizer Studie schätzt den Preis, den ein Betrieb von 60 auf 80 Jahre braucht, auf CHF 46/MWh für Gösgen und auf CHF 44/MWh für Leibstadt.
Es sind Schätzungen in Preisen von 2025, gestützt auf Kostenangaben der Betreiber. Der Planfall nimmt an, dass die bestehenden Stilllegungsfonds ausreichen. Der Betrieb setzt weiterhin die sicherheitstechnische Freigabe voraus. Neue Reaktoren und ein vollständiges Ersatzsystem haben andere Kosten.
Verlängerungsszenarien und KostenumfangBestehende Kernkraftwerke länger betreiben
Der erste Entscheid betrifft die Reaktoren, welche die Schweiz bereits hat. Eine Laufzeitverlängerung nutzt die bestehende Anlage. Die Berechnung umfasst weitere Investitionen, Unterhalt, Brennstoff und künftige Verpflichtungen. Die Schweizer Studie fragt, ob die zusätzlichen Erlöse diese Kosten decken können.
| Studienfall | Gösgen | Leibstadt |
|---|---|---|
| Geplante Verlängerung auf 80 Jahre | 46 | 44 |
| Sechs Monate jährlich betreiben | 78 | 72 |
| Nach zwei Verlängerungsjahren schliessen | 134 | 104 |
Die Studie verwendet die besten Schätzungen der Investitionskosten des Betreibers und 7% nominale Finanzierung vor Steuern. Nominal schliesst Inflation ein; das unterscheidet sich vom realen Satz im Neubaubeispiel.
Der planmässige Fall nimmt eine ausreichende bestehende Vorfinanzierung und keine zusätzlichen Rückbaukosten an. Die vorzeitige Stilllegung enthält weiterlaufende Kosten nach der Abschaltung. Die Schätzungen betreffen Verlängerungen der bestehenden Reaktoren. Der Betrieb braucht weiterhin eine sicherheitstechnische Freigabe.
Unsere Beurteilung: diese Verlängerungen verfolgen, solange Sicherheit und Wirtschaftlichkeit für die Eigentümer sie stützen. Bevor nützliche Kapazität stillgelegt wird, sind Kosten und Bereitschaft der Versorgung zu klären, die ihren Beitrag zur Versorgung ersetzt. Die Preise der Studie gelten für Gösgen und Leibstadt; für Beznau gibt es einen eigenen Investitions- und Stilllegungsentscheid.
Ein neuer Reaktor braucht ein Bauangebot und einen Finanzierungsplan. Seine Kosten lassen sich nicht aus dem Verlängerungspreis einer bestehenden Anlage ableiten.
Was kauft man mit «günstiger» tatsächlich?
Ein nützliches Solar- oder Windprojekt kann die Kosten der Stromproduktion senken. Die nächste Frage ist, was die Verbraucher versorgt, wenn seine Produktion sinkt. Bei der Kernenergie betreffen die entsprechenden Fragen die Finanzierung des Baus, den Brennstoff, die Abfälle, den Unterhalt und unerwartete Ausfälle. Ein fairer Vergleich verfolgt jede Option bis zur gleichen Stromversorgung. Produktionskosten, Einsatzdauer und Wert · Grundlagen unseres Vergleichs
Die Stromgestehungskosten (LCOE) verteilen die angegebenen Lebensdauerkosten einer Anlage auf ihre erwartete Produktion. Sie beantworten die Frage «Was kostet die Produktion?». Eine zuverlässige Lieferung braucht zusätzlich das umgebende System.
Produktionskosten und GrenzenSolar und Wind
- Bauen, finanzieren und anschliessen
- Warten, ersetzen und stilllegen
Kernkraft
- Bauen, finanzieren und anschliessen
- Warten, Brennstoff liefern, Abfall behandeln und schliessen
- Winternächte
- Bewölkte, windstille Phasen
- Kraftwerksstillstände
- Trockene Jahre
Gleiche Nachfrage. Gleiche Zuverlässigkeitsanforderung. Gleiche Bilanzgrenze.
Jede Kostenposition einmal zählen. Eigentümerrenditen, Kundenrechnungen und öffentliche Garantien getrennt zeigen.
Dies ist eine Kostenkarte. Die Grösse der Felder zeigt keine Preise oder Kostenanteile. Der nötige Mix und sein Gesamtpreis müssen berechnet werden.
Wasserkraft, Batterien, Importe und flexible Nachfrage können beide Arten der Produktion ergänzen. Ihre Grösse und ihr Betrieb sind gemeinsam zu wählen. Für jedes Kraftwerk ein eigenes, vollständiges Reservesystem zu zählen, würde ein gemeinsam genutztes Stromsystem falsch darstellen.
Vergleiche zwischen Einzelquelle und gemischten SystemenDas Argument, günstigere erneuerbare Produktion mache Kernenergie überflüssig, überspringt diesen Vergleich. Ein tiefer Produktionspreis spricht für den Bau nützlicher Produktion. Wer Kernenergie ausschliessen will, muss belegen, dass der übrige Versorgungsplan dieselbe Versorgung zu insgesamt tieferen Kosten liefern kann.
Argument, Belege und GrenzenEin beobachtbarer Schweizer Preis: Solaranlagen auf Dächern
Beginnen wir mit Kosten, die sich beobachten lassen. Eine aktuelle Schweizer Erhebung zeigt, was Installateure für Dach-Photovoltaik offeriert oder verrechnet haben. Der Preis hängt von Grösse und Leistungsumfang ab.
CHF pro kWp, ohne Mehrwertsteuer · Skala 0–3’500
Ein kWp entspricht einem Kilowatt installierter Solar-Spitzenleistung.
Farbiges Band: mittlere Hälfte der Preise. Dunkler Strich: Median, der mittlere Preis. Das Band zeigt die Streuung der erhobenen Preise.
- 2–10 kWp408 Einträge2'497
- 10–30 kWp907 Einträge1'911
- 30–100 kWp141 Einträge1'428
- 100–300 kWp88 Einträge1'102
- 300–1000 kWp47 Einträge800
- >1000 kWp7 Einträge660
Die grösste Klasse umfasst nur sieben Einträge. Die Preise schliessen wichtige Dach-, externe Ingenieur- und Netzarbeiten sowie Batterien aus. Die Stromkosten über die Lebensdauer hängen zudem von Produktion, Finanzierung, Unterhalt und Ersatz ab.
Preistabelle und Erhebungsumfang
| Grösse, kWp | Aufzeichnungen | Unteres Quartil | Median | Oberes Quartil |
|---|---|---|---|---|
| 2–10 | 408 | 2'096 | 2'497 | 3'114 |
| 10–30 | 907 | 1'659 | 1'911 | 2'237 |
| 30–100 | 141 | 1'125 | 1'428 | 1'751 |
| 100–300 | 88 | 907 | 1'102 | 1'597 |
| 300–1000 | 47 | 705 | 800 | 1'010 |
| >1000 | 7 | 602 | 660 | 772 |
Die Erhebung kombiniert 2025 Offerten und Rechnungen im Tätigkeitsbereich der Dachinstallateure. Aktuelle Beschaffungen, alpine Projekte und Freiflächenanlagen brauchen eigene Offerten.
Um von diesem Preis zu den Stromkosten über die Lebensdauer zu gelangen, braucht es weitere Angaben: Ertrag am Standort, Nutzungsdauer, Finanzierung, Unterhalt und Ersatz. Für eine zuverlässige Versorgung braucht es zudem das übrige System.
Nötige Angaben für eine Berechnung der ProduktionskostenNützlicher Solarstrom braucht Abnehmer
Günstige Dächer können sich einen Platz im Versorgungsmix verdienen. Der Vergleich hängt von der Winterproduktion, den Sommerverkäufen und den Kosten für die Deckung der übrigen Stunden ab. Standortkosten, Sommerpreise und Speicherleistungen vergleichen.
Kosten und Marktwert sind nicht dasselbe
Günstige Produktion ist nützlich. Ihr Erlös hängt aber auch davon ab, wann der Strom auf den Markt kommt. Eigentümer brauchen sowohl eine Kostenschätzung als auch eine glaubwürdige Einschätzung dessen, was die Kundschaft bezahlen wird.
Kosten und vermiedener WertCHF/MWh · gemeinsame Skala 0–150 · 2026 Q1–Q3
Solar
Wasserkraftgruppe
Wind
Biomasse
Q1 umfasst Januar–März, Q2 April–Juni und Q3 Juli–September. Die Abdeckung beschränkt sich auf die gemessenen Gruppen. Die Stichprobe der Wasserkraft umfasst ausgewählte Kategorien, darunter Laufwasser-, Ausleitungs- und Trinkwasserkraftwerke. Diese Preise beschreiben jene Quartale; künftige Erlöse hängen vom Markt und von den Verträgen der einzelnen Eigentümer ab.
Was der Referenzwert umfasst
Das BFE gewichtet Schweizer Day-Ahead-Preise mit gemessenen Netzeinspeisungen. Mehrwertsteuer, Kraftwerkskosten und der vollständige Kapazitäts- oder Flexibilitätswert fehlen in diesen Zahlen.
Die Wasserkraftgruppe umfasst Kategorien wie Laufwasser-, Ausleitungs- und Trinkwasserkraftwerke. Eigentümer von Speicherkraftwerken können durch ihre Betriebsentscheide und Verträge andere Preise erzielen.
Der Gewinn eines Kraftwerks hängt auch von Verträgen, Einsparungen durch Eigenverbrauch und Kosten ab.
Der Unterschied zwischen den Gruppen belegt keine Handelsmarge einer Batterie. Lade- und Entladestunden, Verluste und Kosten müssen abgeglichen werden.
BFE: Quartalspreise · Gewichtung und einbezogene Anlagengruppen
Wir bevorzugen Solarprojekte mit nützlicher Produktion und einem glaubwürdigen Abnehmer. Eine günstige Anlage kann trotzdem zu wenig einbringen, wenn ihr Strom dann anfällt, wenn viele andere Anlagen ebenfalls produzieren. Flexible Nutzung und gut bepreiste Verträge können die Investition verbessern; zusätzliche Kapazität allein lässt die Erlösfrage offen.
Historischer Handel und kommerzielle GrenzenDie Finanzierung verändert den Preis von Neubauten
Ein kapitalintensives Projekt gibt Geld aus, bevor es Strom verkauft. Der Finanzierungssatz und die Zeit bis zur Inbetriebnahme beeinflussen die Erlöse, die es später erzielen muss. Das folgende Beispiel isoliert diese Effekte mit ausdrücklichen Annahmen.
Angenommener Kernkraftneubau: CHF 10’000/kW vor Baufinanzierung, 60 Betriebsjahre und 90% Auslastung. Die Annahmen zeigen getrennt den Finanzierungseffekt; ein Projektentscheid braucht eine Lieferantenofferte.
Bei 7% erforderlicher realer Rendite: 5 Jahre Bauzeit → CHF 138/MWh; 10 Jahre Bauzeit → CHF 159/MWh; 15 Jahre Bauzeit → CHF 187/MWh.
Teilweise Erzeugungskosten, CHF/MWh · gemeinsame Skala 0–350
Der Satz ist real, also zusätzlich zur Inflation. Subventionen und künftige Kostensenkungen sind auf null gesetzt. Netz, Backup, Steuern, vollständige Versicherungsbedingungen und offene Rückbau- oder Fondskosten sind ausgeschlossen.
Alle Sätze, Formeln und fehlenden Kosten
Geld wird während des Baus gleichmässig zur Jahresmitte ausgegeben. Jede Zahlung trägt Finanzierung bis zur Eröffnung. Längerer Bau ändert hier auch die Zahlungsverteilung; eine untätige Verzögerung braucht eine andere Rechnung.
Jahreskosten = finanziertes Kapital × Kapitalrückgewinnungsfaktor + CHF 120/kW fester Unterhalt. Durch die Jahresproduktion teilen und CHF 15/MWh für Brennstoff, variable Kosten und Abfallvorsorge ergänzen.
Der Kapitalwiedergewinnungsfaktor ist r ÷ [1 − (1 + r)−n], wobei r der jährliche Satz und n die Zahl der Betriebsjahre ist. Die Jahresproduktion ist Nennleistung × 8’760 Stunden × 90%.
Zusätzliche Standortkosten und Ersatzstrom bei Verzögerungen fehlen. Eine vollständige Bewertung muss Fehlposten ergänzen und Stillstände, geringere Nutzung und andere Lebensdauern prüfen.
| Realer Jahressatz | 5 Jahre Bauzeit | 10 Jahre Bauzeit | 15 Jahre Bauzeit |
|---|---|---|---|
| 3% | 80 | 84 | 88 |
| 5% | 106 | 117 | 129 |
| 7% | 138 | 159 | 187 |
| 10% | 193 | 243 | 313 |
Die zwölf Fälle herunterladen (CSV) · Eingaben und Quellenangaben
Das Programm 2050 verwendet eine breitere Berechnung aus Sicht der Eigentümer, die Betrieb, Erneuerung und Fondsbeiträge einschliesst. Es verwendet eigene, ausdrückliche Beträge für Bau und Unterhalt.
Programmbudget und Zahlungsflüsse der Eigentümer über die LebensdauerDiese Berechnung enthält Behandlung und Zwischenlagerung der Abfälle sowie die Finanzierung der Stilllegung, aber keinen separaten Beitrag an die geologische Tiefenlagerung. Ihr Finanzierungsumfang muss vervollständigt werden, bevor der erforderliche Erlös ein Projektangebot stützen kann. Erzielbare Verkäufe und erhaltene Preise bleiben separate kommerzielle Fragen.
Finanzierung der Entsorgung und Abgrenzung der ErlöseUnsere Wahl ist, die Projektentwicklung zu finanzieren, bevor ein Bauentscheid fällt. Die Entwicklung soll ein Angebot mit Preis, Zeitplan, Finanzierungsplan und benannter Verantwortung für Verzögerungen und Mehrkosten hervorbringen. Öffentliche Garantien können die Finanzierungskosten senken, setzen aber die Steuerzahlenden einem Risiko aus. Wir unterstützen nur einen ausdrücklichen, begrenzten Entscheid über dieses Risiko.
Annahmen der ETH–PSI-Studie zu Bau und Finanzierung
Eine Schweizer Studie macht die Finanzierungswahl konkret
Die ETH–PSI-Studie testet Baukosten für Kernkraftwerke von CHF 5'000, 8'000 und 12'000 pro kW, in Preisen von 2024. Diese Overnight-Kosten enthalten keine Finanzierung während des Baus. Die Studie vergleicht einen realen Kapitalkostensatz von 8 % mit einem Fall von 5 %, der ein tieferes Investitionsrisiko annimmt, etwa durch öffentliche Garantien. Ihre Szenarien sind Annahmen, um die Wirtschaftlichkeit zu testen, keine aktuellen Schweizer Bauangebote.
Annahmen zu Bau und Finanzierung, Tabelle 3 und Abschnitte 2.2.2–2.2.3Die Studie minimiert die Kosten des Gesamtsystems aus der Sicht eines zentralen Planers. Für Eigentümer von Kern- und Wasserkraftwerken hängt die Rentabilität zusätzlich von Preisen, Verträgen, Betriebspflichten und der Verteilung der Risiken ab.
Systemökonomie und Sicht des zentralen Planers, Seite 15Unsere Empfehlung: Finanzierungsangebote mit und ohne öffentliche Garantien einholen. Den Preisunterschied und die auf den Garanten übertragenen Pflichten ausweisen. Neben dem Systemvergleich einen tragfähigen Geschäftsplan der Eigentümer verlangen. Das Kernenergiekapitel zeigt das bedingte Ergebnis der Studie und die abweichenden marktgetriebenen Fälle.
Die Speicherkosten hängen davon ab, wie oft der Speicher genutzt wird
Eine Batterie, die an den meisten Tagen genutzt wird, verteilt ihre Fixkosten auf mehr abgegebenen Strom als eine Batterie, die für seltene Ereignisse bereitsteht. Das verändert ihre Kosten pro Einheit, auch wenn beide Batterien gleich viel kosten.
Kosten mit Ladestrom, CHF/MWh abgegeben · Skala 0–3’000
Ein Vollzyklus liefert die nutzbare Speicherenergie einmal. Der angenommene Kaufpreis beträgt CHF 1.5 Millionen; die Lebensdauer 15 Jahre; die erforderliche reale Rendite 7%.
Auch eine selten genutzte Reserve kann Wert haben. Diese Grafik bepreist die abgegebene Energie. Die Verfügbarkeit im Notfall hat einen separaten Wert, der eine eigene Schätzung braucht.
Annahmen zu Laden, Unterhalt und Nutzung
Ladestrom kostet angenommene CHF 40/MWh. Bei 85% Gesamtwirkungsgrad erfordert die Abgabe einer MWh den Kauf von etwa 1.18 MWh. Ladestrom zählt einmal.
Der jährliche Kostenzuschlag beträgt 4% der Anschaffungskosten. Er enthält bereits Betrieb und Kapazitätserhaltung der Batterie, die verlorene Kapazität ersetzt.
Jährlich entladene MWh = 4 × Vollzyklen. Kosten je entladener MWh = [Kapitalrückgewinnung + jährlicher Unterhalt] ÷ jährliche Entladung + 40 ÷ 0.85.
Alle vier Fälle passen in die erforderliche Lade- und Entladezeit. Die Zyklen brauchen auch Ladestrom und geeignete Einsatzmöglichkeiten. Einnahmen hängen von Markt und Verträgen ab. Standortkosten, Steuern und vollständige Versicherungsbedingungen bleiben offen.
Im Basisplan geben wir Batterien eine Rolle für kurze Zeiträume. Häufige nützliche Zyklen verteilen die Fixkosten. Ein seltener Notfalleinsatz kann trotzdem wertvoll sein, wenn ein Bereitschaftsvertrag die Verfügbarkeit bezahlt. Das Beispiel liefert keine wirtschaftliche Grundlage für die Annahme eines günstigen nationalen saisonalen Batteriespeichers. Einsatzdauer von Speichern und Reserveleistung · Vergleich von Handel und Eigentumskosten
Wer bezahlt die zuverlässige Versorgung?
Wasserkraft-Eigentümer verzichten auf andere Möglichkeiten, wenn sie Wasser reservieren. Speichereigentümer kaufen Ladestrom. Investoren müssen Bau- und Erneuerungskosten zurückverdienen. Diese Verpflichtungen bleiben bestehen, auch wenn ein nationales Modell einen nützlichen Fahrplan findet.
Opportunitätskosten des Wassers und Wirtschaftlichkeit für die EigentümerWir bevorzugen eine ausdrückliche Zahlungsregelung. Kundschaft, die Winterlieferungen kauft, bezahlt diesen Strom. Ein Reservevertrag bezahlt die Eigentümer zusätzlich dafür, verfügbar zu bleiben. Wasserkraftverträge entschädigen die Eigentümer für zurückgehaltenes Wasser und entgangene andere Verkäufe.
Bei einem neuen Reaktor müssen Eigentümer, Kreditgeber, Kundschaft und Lieferant die Verantwortung für Bau- und Betriebsrisiken vereinbaren. Jede öffentliche Garantie sollte eine festgelegte Obergrenze und einen benannten Begünstigten haben. Die offenen Fragen zu Versicherung und Haftung bei Unfällen bleiben in der Gesamtbeurteilung sichtbar.
Vorgeschlagene kommerzielle Regelung Kosten, Transfers und Abgrenzung der RisikenDie Belege sprechen dafür, die Kernenergie in diesem Vergleich zu behalten. Um den günstigsten zuverlässigen Schweizer Mix zu bestimmen, braucht es noch vergleichbare Projektangebote, Netzkosten und eine vollständige Beurteilung der Versorgung. Unser Plan 2035 zeigt die Winterenergie und die Spitzenleistung, die noch gesichert werden müssen.
Empfehlung und noch nötige BelegeÖffentliche Debatte: Förderbeiträge und Rentabilität
In einem Interview vom Juli 2025 kritisierte Annalisa Manera, wie die SCNAT Realisierungsdauer und Rentabilität der Kernenergie behandelt; sie verglich zudem Erlöse aus der Kernenergie mit Fördertarifen für Windenergie.
Die SCNAT antwortete, ihr Zeitplan spiegle aufeinanderfolgende Projektschritte, und die Rentabilität bleibe unsicher. Es handelt sich um zugeordnete Positionen in einer öffentlichen Debatte, getrennt von der gemeinsamen ETH–PSI-Studie.
Interview mit Annalisa Manera, 13. Juli 2025 Institutionelle Antwort der SCNAT
Für unseren Vergleich ergibt ein Tarif mal Produktion den Bruttoerlös. Die Nettoförderung braucht einen Referenzwert für Markterlöse. Eigentümer müssen Bau, Betrieb und Finanzierung aus allen Erlösen decken. Gleiche Jahresproduktion erfordert dennoch einen separaten Vergleich der Winterlieferung und der gesicherten Leistung.
LCOE, LFSCOE und Wert: Definitionen und Grenzen von Vergleichen
Was LCOE und LFSCOE aussagen können
Die Stromgestehungskosten, kurz LCOE, verteilen die angegebenen Investitions- und Betriebskosten auf den Strom, den eine Anlage voraussichtlich erzeugt. Sie berücksichtigen den zeitlichen Verlauf der Ausgaben und die angenommene Kapitalrendite. Sie helfen, die Kosten von Produktionsprojekten unter angegebenen Annahmen zu vergleichen. Marktwert und zuverlässige Lieferung brauchen eine separate Analyse.
Definition und Grenzen der LCOEEin fairer nationaler Vergleich verwendet dieselbe Nachfrage und dasselbe Wetter und prüft dann Ausfälle, Netze, Handelsgrenzen und die Realisierung der Projekte. Seine Kosten brauchen einen gemeinsamen Umfang.
Für einen genaueren Vergleich: Gleichungen, Wert und Zuverlässigkeit
Die vollen Systemkosten der Stromversorgung, kurz LFSCOE, stellen eine breitere Versorgungsfrage. Im Modell von Idel verlangt das Hauptexperiment, dass eine gewählte Technologie mit Speicher einen Markt versorgt. Es zeigt die Kosten, um die Lücken in dieser Konfiguration zu decken. Der Autor testet auch Wind mit Solar sowie einen Fall, der eine begrenzte andere Versorgung zulässt.
Idel: Modell und alternative FälleDer Entscheid der Schweiz umfasst die bestehende Wasserkraft, mehrere Produktionsquellen, Handel und verschiedene Formen der Flexibilität. Um dieses gemischte System zu bepreisen, braucht es ein Modell mit den relevanten Technologien und Zuverlässigkeitsanforderungen.
Kosten von Einzelquellen und gemischten SystemenDie LCOE teilen die diskontierten Ausgaben durch die diskontierte Nettoproduktion. Die Diskontierung rechnet künftige Beträge auf ein gemeinsames Bewertungsdatum um. Lebensdauer der Anlage, Diskontsatz, Lieferpunkt und Restwert sind anzugeben.
Die LCOS, die Speicherkosten über die Lebensdauer, verwenden den abgegebenen Strom als Nenner. Zu prüfen ist, ob der Ladestrom enthalten ist. Annahmen zu Dauer, Zyklen, Verlusten und Ersatz müssen übereinstimmen.
Die ausführliche Diskussion der LFSCOE stützt sich auf das vollständige Manuskript vom Februar 2021; Änderungen in der endgültigen Publikation von 2022 sind nicht überprüft. Ihre Variante mit 95 % betrifft die Jahresenergie, nicht 95 % der Stunden. Stündliche Zuverlässigkeit und Ausfälle brauchen weiterhin eigene Tests.
Ihr eingeschränkter Technologiesatz, die getrennten Jahresauslegungen, das Verhältnis von Leistung zu Energie der Speicher und die vereinfachte Behandlung von Ausfällen und Netz müssen geprüft werden, bevor ihre Ergebnisse auf die Schweiz übertragen werden.
Die VALCOE der IEA passen die Produktionskosten um den Wert von Energie, Leistung und Flexibilität an. Die LACE der EIA schätzen den vermiedenen Energie- und Kapazitätswert. Diese Kennzahlen liefern nützlichen Kontext, hängen aber von eigenen Systemannahmen ab.
Ein Portfoliovergleich sollte die künftigen Anlagen und den Betrieb bepreisen, die eine gemeinsame Nachfrage und einen gemeinsamen Zuverlässigkeitsstandard erfüllen. Renditen der Eigentümer und Rechnungen der Haushalte bleiben separate Ergebnisse.
Emissionen, Abfälle, Versicherung und Unfallhaftung in die Gesamtbeurteilung einbeziehen. Risiken benennen, die Preise und Versicherungen nicht decken, ebenso offene private Vertragsbedingungen.
LCOE, LCOS und vermiedener Wert · Gleichungen und Grenzen der LFSCOE · Wertbereinigte Kosten · Definitionen der Kennzahlen und Anforderungen an Vergleiche
Quellen
- Programme assumptions, dispatch choices and cost scope
WattInfo · Auslegung archivierter Daten, 25. September 2026 - WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
WattInfo · Bedingtes Programm, 19. September 2026 - WattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
WattInfo · Vorgeschlagene Prioritäten und vorläufige Versorgungsprüfung mit festem Laden, 18. September 2026 - Generation and dependable supply: cost comparison guide
WattInfo · Qualitative Infografik und Übersicht der Belege, 18. September 2026 - Generation cost, storage cost and avoided value
EIA · Methodik vom April 2026 - Levelized full system costs of electricity: author manuscript
Robert Idel · Autorenmanuskript vom Februar 2021 - System costs and the value of power sources
Yuhji Matsuo / Energies · Publiziert: 2022 - Value-adjusted generation cost: IEA model documentation
IEA · Global Energy and Climate Model, 2025 - Swiss rooftop solar installation prices in 2025
Planair SA for EnergieSchweiz/BFE · 2025 Offerten und Rechnungen; Bericht vom 3. August 2026 - Swiss reference market prices: first two quarters of 2026
BFE · Publikation vom 14. Juli 2026 - How Swiss reference market prices are calculated
BFE · Gedruckte Aktualisierung: 1. April 2026 - Economics of extending Gösgen and Leibstadt to 80 years
BFE commissioned research · Bericht vom 12. März 2026; Publikationsdatum nicht festgestellt - Cost comparisons: inputs, calculations and boundaries
WattInfo · Aus dem Forschungspaket zu Kostenkennzahlen, 17. September 2026 - Storage owner economics: historical-price benchmark
Swiss Energy research project · Eingefrorene Forschungsergebnisse - ETH–PSI: Nuclear Power and the Future Swiss Energy System
ETH Zurich and PSI; 19 authors including Manera · 2026-06-29 - ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentation
ETH Zurich and PSI · 2026-06-29 - ETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
WattInfo · Prüfung der Studie, 18. September 2026 - Annalisa Manera: July 2025 interview on nuclear policy and support
Mischa Aebi / Tamedia / Berner Zeitung · 2025-07-13 - SCNAT response to the July 2025 Manera interview
SCNAT official LinkedIn account · Antwort auf das Interview vom Juli 2025; genaues Datum nicht überprüft - Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storage
WattInfo · Bedingter Komponentenvergleich, 22. September 2026 - Reference market prices under EnFV Art15
BFE · 2026-10-13 - Industry fuel totals, generation price references and delivery gates
WattInfo · 2026-10-14
Definitionen, Rechnungen und Modelleingaben finden Sie im Quellenregister.