Was unsere Staudämme leisten können

Warum wir diese Projekte priorisieren

Grimsel 4 ist unter diesen Beispielen die Priorität für die Umsetzung. Der Bau hat begonnen; laut den geprüften Unterlagen ist die Fertigstellung für 2032 geplant. Es ergänzt 168 MW zwischen bestehenden Seen. Wir bewerten diese Leistung und Flexibilität, rechnen aber keine zusätzliche gespeicherte Energie an.

Der Grimselsee ist die nächste Priorität für zusätzlichen Speicher. Die geplante Vergrösserung ergänzt 240 GWh Speicher. Die Konzession ist ein Schritt zur Umsetzung; eine Baubewilligung und weitere Arbeiten fehlen noch. Wir unterstützen diese Arbeiten, ohne den Speicher bereits als verfügbar zu zählen.

Mattmark ist ein konkreter Kandidat für mehr Winterproduktion. Die vorgeschlagene Verlagerung von 60 GWh nutzt bestehende Zuflüsse. Wir empfehlen, sie zu verfolgen, wenn Konzession, Umweltauflagen und kommerzielle Bedingungen sie tragfähig machen. Im Vorschlag des Betreibers bleibt die Jahresproduktion unverändert.

Diese Prioritäten beruhen auf den dokumentierten Dienstleistungen und Entwicklungsständen. Ein endgültiger Investitionsentscheid hängt auch von der gesamten Projektwirtschaftlichkeit für die Eigentümer ab.

Das Konzessionspapier der Axpo beschreibt Partnerwerke, deren Aktionäre die Jahreskosten bezahlen und ihren Anteil an der Produktion erhalten. Diese Aktionäre, die den Strom übernehmen, tragen das Marktrisiko. Bei einem Wechsel der Eigentümerschaft bleiben Unterhalts-, Finanzierungs- und Betriebspflichten bestehen, die finanziert werden müssen.

Den Liefervertrag auf das Wasserrecht und seinen Erneuerungstermin abstimmen. Klären, wer den Strom kontrolliert und wer Investitionen, Unterhalt und künftige Erneuerung finanziert. Konkurrierende Eigentümer und Angebote anhand derselben Pflichten vergleichen. Die von der Axpo bevorzugte Partnerschaft ist eine kommerzielle Position, kein verbindliches Angebot für ein Kraftwerk.

Die Eigentümerin nennt ein Budget von CHF 307 Millionen zu Preisen von 2025. Mit Kapitaldienst, angenommenem Unterhalt und entgangenen Sommerverkäufen braucht unser Beispiel rund CHF 108 pro verlagerte MWh. Es nimmt eine Verlagerung von 240 GWh pro Jahr, eine Lebensdauer von 60 Jahren, eine Rendite von 5 % und Opportunitätskosten im Sommer von CHF 30/MWh an.

Leistung während grosser Revisionen verfügbar halten

Auch die Wasserkraft braucht lange Wartungsphasen. Das Update zu Bieudron vom Juli 2026 beschreibt eine Revision von rund 9 Monaten pro Maschinengruppe. Das etappierte Programm hält die übrigen Gruppen in Betrieb und nennt Investitionen von CHF 54.4 Millionen. Das ist der Programmbetrag während der laufenden Arbeiten, keine geprüfte Schlussabrechnung.

Mittel der Eigentümer für Erneuerungen sichern und nicht verfügbare Maschinen einplanen. Unsere nationale Stundenrechnung fasst die Leistung der Wasserkraft zusammen; ein zuverlässiger Liefervertrag braucht auch den Wartungsplan jeder Zentrale. Ein voller Speichersee kann nicht jede nicht verfügbare Turbine oder jede eingeschränkte Verbindung ausgleichen.

Mehr Flexibilität aus bestehenden Anlagen gewinnen

Die Versuche von SmallFLEX Goms in Mörel zeigten eine zusätzliche Leistungsregelung von rund ±3 MW. Der kontrollierte Einsatz des Wassers, das sich bereits in den Wasserwegen der Anlage befindet, kann kurzfristige Flexibilität bieten. Sichere Wasserstände, Zuflüsse und das Risiko, dass Luft in die Wasserwege gelangt, begrenzen diesen Betrieb.

Die Versuche von HydroLEAP im Originalmassstab zeigen ebenfalls, warum schnelle Reaktionen betriebliche Grenzen haben: Pumpenabschaltungen beeinflussen Turbinenleistung und Druck, und die Rezirkulation erwärmt das Wasser. Die Ermüdungs- und Laborstudien zeigen Verschleissfragen auf, aber keine geprüften Einsparungen über die Lebensdauer jeder Anlage.

Unser Vorschlag: diese betrieblichen Verbesserungen zusammen mit grösseren Bauprojekten prüfen. Eine definierte Leistungsreaktion für eine festgelegte Dauer kaufen, einschliesslich Unterhaltskosten und entgangener Verkäufe.