Die vier Schweizer Reaktoren produzierten 2016–2025 durchschnittlich 20.7 TWh pro Jahr, einschliesslich der Jahre mit langen Ausfällen. Fällt diese Produktion weg, muss sie zusätzlich zum neuen Strombedarf der Elektrifizierung ersetzt werden.
Wir empfehlen, Gösgen und Leibstadt weiter zu betreiben, solange Sicherheit und Wirtschaftlichkeit für die Eigentümer dies stützen, und jetzt zwei neue Reaktoren zu entwickeln. Die angekündigte Ausserbetriebnahme von Beznau liegt in unseren Realisierungsszenarien vor den neuen Anlagen; ihr Ersatz braucht deshalb ein separates, früheres Versorgungspaket.
Zehn Jahre Betriebsdaten · Ersatz- und RealisierungstermineStrom aus den bestehenden Reaktoren
Die Betriebsdaten zeigen eine grosse Produktion, aber auch lange Ausfälle. Nützliche Produktion behalten und gleichzeitig vorsorgen, falls eine grosse Einheit wochen- oder monatelang fehlt. Der Zehnjahresdurchschnitt enthält diese Unterbrüche.
Historische DatenDefinition und Grenzen des Zehnjahresdurchschnitts
Jahresproduktion in TWh · Balken beginnen bei null; volle Skala 30 TWh
- 201617.3
- 201716.5
- 201821.5
- 201922.2
- 202023.0
- 202118.5
- 202223.1
- 202323.3
- 202423.0
- 202518.4
Beznau 1, Beznau 2, Gösgen und Leibstadt über den ganzen Zeitraum. Mühleberg fehlt. Alle Stillstandsjahre bleiben enthalten.
BFE-Produktionsreihe · Diagrammdaten und Rechnung
Die BFE-Zahl für Gösgen im Jahr 2025 weicht vom reinen Stromtotal des Betreibers ab. Definitionen und Quellenunterschied.
Jahresergebnisse der Anlagen und lange Ausfälle
Auslastung über drei Zeiträume
Die Auslastung vergleicht die tatsächliche Produktion mit einem durchgehenden Betrieb bei voller Nennleistung. Sie berücksichtigt Betriebsdauer und Leistung während des Betriebs.
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| Reaktor | 2016–2025 Zehn Jahre | 2021–2025 Fünf Jahre | 2025 |
|---|---|---|---|
| Beznau 1 | 68.0% | 86.0% | 91.0% |
| Beznau 2 | 89.2% | 87.8% | 77.7% |
| Gösgen | 85.3% | 79.2% | 38.8% |
| Leibstadt | 75.4% | 80.8% | 88.5% |
Erzeugung und Leistung: BFE-Tabelle 15 und Fussnoten · Zeitraumrechnungen
Wie viel Strom pro Jahr?
| Reaktor | 2016–2025 Jahresmittel | 2021–2025 Jahresmittel | 2025 |
|---|---|---|---|
| Beznau 1 | 2'177 | 2'751 | 2'909 |
| Beznau 2 | 2'855 | 2'807 | 2'483 |
| Gösgen | 7'552 | 7'012 | 3'429 |
| Leibstadt | 8'094 | 8'697 | 9'558 |
BFE-Tabelle 15 · Eingaben und arithmetische Mittel . Durchgehend werden dieselben vier Reaktoren verglichen. Mühleberg bleibt ausgeschlossen, auch vor seiner Stilllegung.
Gösgen: Betriebsgeschichte und Stillstand 2025–2026
Gösgen stoppte zur geplanten Wartung am 24. Mai 2025. Eine mögliche Entwurfsschwäche im Speisewassersystem verzögerte den Neustart.
Das Kraftwerk ersetzte Rückschlagklappen und reichte Sicherheitsnachweise ein. Das ENSI gab den Wiederanlauf am 23. März 2026 frei, nach rund zehn Monaten Stillstand. ENSI: Befunde und Wiederanfahrfreigabe
Der Betreiber bestätigt, dass die Stromlieferung an diesem Tag wieder aufgenommen wurde. Gösgen: Netzrückkehr
Gösgens Auslastung betrug 90.4% im Zeitraum 2016–2024, vor dem langen Stillstand. Über den gesamten Zeitraum 2016–2025, einschliesslich des Stillstands, waren es 85.3%. Historische Berechnungen
Berechnete Auslastung. Jeder Balken verwendet dieselbe Skala von 0–100%.
- 201692.1%
- 201791.4%
- 201892.4%
- 201987.7%
- 202093.0%
- 202188.5%
- 202289.2%
- 202390.2%
- 202489.4%
- 202538.8%
2025 enthält den langen Stillstand. BFE-Tabelle 15 · Daten und Berechnung
Jahresdaten und Berechnungsmethode
| Jahr | Beznau 1 | Beznau 2 | Gösgen | Leibstadt |
|---|---|---|---|---|
| 2016 | 0 GWh 0.0% | 2'994 GWh 93.4% | 8'174 GWh 92.1% | 6'108 GWh 57.0% |
| 2017 | 0 GWh 0.0% | 2'768 GWh 86.6% | 8'091 GWh 91.4% | 5'649 GWh 52.9% |
| 2018 | 2'452 GWh 76.7% | 3'022 GWh 94.5% | 8'178 GWh 92.4% | 7'813 GWh 73.1% |
| 2019 | 2'815 GWh 88.0% | 2'803 GWh 87.7% | 7'757 GWh 87.7% | 8'820 GWh 82.5% |
| 2020 | 2'747 GWh 85.7% | 2'930 GWh 91.4% | 8'254 GWh 93.0% | 9'059 GWh 84.5% |
| 2021 | 3'026 GWh 94.6% | 2'824 GWh 88.3% | 7'828 GWh 88.5% | 4'852 GWh 45.4% |
| 2022 | 2'521 GWh 78.8% | 2'944 GWh 92.1% | 7'895 GWh 89.2% | 9'753 GWh 91.3% |
| 2023 | 2'892 GWh 90.4% | 2'780 GWh 86.9% | 7'980 GWh 90.2% | 9'682 GWh 89.6% |
| 2024 | 2'406 GWh 75.0% | 3'006 GWh 93.8% | 7'929 GWh 89.4% | 9'642 GWh 89.0% |
| 2025 | 2'909 GWh 91.0% | 2'483 GWh 77.7% | 3'429 GWh 38.8% | 9'558 GWh 88.5% |
Jährliche Auslastung = Erzeugung in GWh × 1’000 ÷ (Nettoleistung in MW × Kalenderstunden) × 100.
Für mehrere Jahre Gesamtproduktion durch die Summe der Jahresleistung × Stunden teilen. Energie, Leistung und Stunden vor Rundung nutzen. Schaltjahre haben 8’784 Stunden, andere 8’760.
Beznau verwendet 365 MW pro Reaktor, Gösgen 1’010 MW. Leibstadt verwendet 1’220 MW bis 2022, danach 1’233 MW. Dies sind die zeitlich zugeordneten nominalen Nettoleistungen des BFE. Tabelle 15, Fussnoten 1, 4 und 6
Die veröffentlichten BFE-Auslastungsraten enthalten Wärme für Beznau und Gösgen. Unsere Auslastung wird aus den Produktionszeilen berechnet. Stunden- und Winterzuverlässigkeit brauchen Erzeugungs- und Stillstandsdaten in diesen Zeiträumen.
Gösgens Summe 2025 unterscheidet sich zwischen BFE und Betreiber. Quellendefinitionen und Differenz.
Quellendefinitionen und die Differenz bei Gösgen 2025
Das BFE nennt für Gösgen 3’429 GWh im Jahr 2025. Der Betreiber meldet 3’397 GWh Strom und 31 GWh Prozessdampf in elektrischen Äquivalenten. BFE-Tabelle 15 · Betreiberbericht, Seite 9
Die Tabellen verwenden durchgehend die BFE-Reihe. Die Differenz zu den Zahlen des Betreibers bleibt offen. Mit der reinen Stromzahl des Betreibers ergibt sich eine berechnete Auslastung von 38.4%. Berechnung und Grenzen
Daten, Methoden und Quellenhinweise herunterladen (JSON) · Jahreszeilen herunterladen (CSV)
Lange Stillstände im Betriebsverlauf
Längere Stillstände in Leibstadt oder Gösgen überschnitten sich mit mindestens 5 der zehn Winter von 2016/17 bis 2025/26. Einige begannen als geplante Nachrüstungen und dauerten länger als vorgesehen.
| Kraftwerk / Winter | Abschaltung und Netzrückkehr |
|---|---|
| Leibstadt 2016/17 | August 2016–Februar 2017 Brennstoffprüfungen und ein unterbrochener Neustart verzögerten die Wiederaufnahme bis 20. Februar. Betriebsverlauf Betriebsverlauf |
| Leibstadt 2017/18 | September–Dezember 2017 Nach umfangreicher Wartung folgten Brennstoffwechsel- und Freigabeverzögerungen. Netzrückkehr am 18. Dezember. Betriebsverlauf |
| Leibstadt 2018/19 | September–November 2018 Ein geplanter vierwöchiger Stillstand dauerte rund sieben Wochen. Netzrückkehr: 2. November. Betriebsverlauf |
| Leibstadt 2021/22 | Mai–Dezember 2021 Umfassende Kondensator- und Kreislaufumbauten dauerten länger als geplant. Netzrückkehr am 3. Dezember. Betriebsverlauf |
| Gösgen 2025/26 | Mai 2025–März 2026 Arbeiten am Speisewassersystem verlängerten den Stillstand. Netzrückkehr am 23. März, vor Winterende. Betriebsverlauf Betriebsverlauf |
Diese Ereignisse sprechen dafür, Ersatzenergie wie auch sofortige Backup-Leistung zu organisieren. Ihre unterschiedlichen Ursachen und Dauern belegen nicht die Wahrscheinlichkeit des im Modell gewählten 90-tägigen Stillstands. Die Netzrückkehr kann vor der vollen Produktion erfolgen.
Der Weiterbetrieb ist an Bedingungen geknüpft
Der Landesbericht des ENSI beschreibt das System der Sicherheitsbewertung und der Aufsicht. Unsere Unterstützung für die bestehenden Anlagen setzt voraus, dass die geltenden Sicherheitsanforderungen erfüllt sind und ein tragfähiger Betriebsplan besteht.
ENSI: Sicherheitsbewertung und AufsichtWir empfehlen, für Gösgen und Leibstadt einen Betrieb bis 80 Jahre anzustreben, unter Vorbehalt der Sicherheit und des Investitionsentscheids der Eigentümer. Die Studie zur Laufzeitverlängerung liefert eine wirtschaftliche Grundlage, um diese Option zu verfolgen. Ihre Annahmen zu Unterhalt, Ausfällen, Abfällen und zur Äufnung der Fonds bleiben Teil des Entscheids.
Studie zur Verlängerung von 60 auf 80 JahreDas Kostenkapitel vergleicht Schweizer Szenarien zur Laufzeitverlängerung, einschliesslich reduzierten Betriebs und vorzeitiger Stilllegung.
Beznau nach eigenem Zeitplan ersetzen
Die Axpo kündigte an, Beznau 2 bis 2032 und Beznau 1 bis 2033 zu betreiben. Das ENSI hält diese Absichten zusammen mit der Anforderung eines weiterhin sicheren Betriebs fest.
ENSI-Landesbericht: Einleitung und Betriebsabsichten für BeznauZusammen erzeugten die beiden Blöcke 2021–2025 durchschnittlich 5.56 TWh pro Jahr, einschliesslich Ausfällen. Das zeigt die Grössenordnung der zu ersetzenden Energie. Wichtig sind auch die Winterproduktion und eine zuverlässige Versorgung in schwierigen Stunden.
Fünfjährige Durchschnittsproduktion und OriginaldatenUnsere Empfehlung: die Ersatzversorgung vor diesen Ausserbetriebnahmen sichern, unabhängig vom ersten neuen Reaktor. Tragfähige Produktion, Effizienz und freiwillige Flexibilität der Nachfrage voranbringen. Die noch nötigen Winterlieferungen und Reserven vertraglich sichern, mit Angabe von Kosten und Verfügbarkeit. Importierter Strom kann während des Übergangs helfen; die Abhängigkeit davon muss in der Beurteilung der Versorgungssouveränität sichtbar bleiben. Zeitplan für den Ersatz und die zu beschaffenden Reservedienstleistungen ansehen.
Den ganzen Realisierungszeitraum planen
2047 als Arbeitsdatum für ein erstes neues Kraftwerk verwenden, mit einer Versorgung, die eine Verzögerung bis 2053 oder später übersteht. Damit wählen wir den Planungsfall aus unseren beispielhaften Zeitplänen. Es ist eine Programmannahme, die von einer Gesetzesänderung, Bewilligungen, Lieferanten und der Finanzierung abhängt. Der beschleunigte Fall mit kommerziellem Betrieb ab 2042 bleibt eine Chance; seinen Strom rechnen wir der früheren Überbrückung nicht an.
Szenariodaten und Abhängigkeiten Gewählte Referenz für den ZeitplanJetzt umkehrbare Entwicklungsarbeiten beginnen: ein Eigentümerteam aufbauen, mögliche Standorte prüfen, Reaktortypen vergleichen und das Interesse der Kundschaft an langfristigen Stromverträgen abklären. Den Bau von den erforderlichen Bewilligungen und einem finanzierten Realisierungsplan abhängig machen.
- Günstiger FallKommerzieller Betrieb 2042
Rechtzeitige Entscheide, ein vorbereiteter Standort und gesicherte Lieferanten. Erster Beton: 2034. Erste Netzeinspeisung: 2041.
- PlanungsbeispielKommerzieller Betrieb 2047
Längere Prüfung und Bau, teils parallele Arbeiten. Erster Beton: 2037. Erste Netzeinspeisung: 2046.
- Verzögerter FallKommerzieller Betrieb 2053
Rechts- oder Bewilligungsverzögerungen, danach schwieriger Bau. Erster Beton: 2041. Erste Netzeinspeisung: 2052.
Der verzögerte Fall reicht über 2050 hinaus. Grössere Verzögerungen oder ein Abbruch sind möglich. Weitere Blöcke brauchen eigene Standorte, Lieferanten, Arbeitskräfte und Finanzierung.
Alle Zeitplanannahmen und Voraussetzungen
| Phase | Günstiger Fall | Planungsbeispiel | Verzögerter Fall |
|---|---|---|---|
| Rechtliche Verfügbarkeit angenommen | 2028 | 2028 | 2031 |
| Rahmenbewilligungsverfahren | 2028–2032 | 2029–2035 | 2032–2039 |
| Baubewilligung und Entwurfsarbeiten | 2030–2034 | 2033–2037 | 2037–2041 |
| Baubeginn bis erste Netzeinspeisung | 7 Jahre | 9 Jahre | 11 Jahre |
| Inbetriebnahme nach erster Netzeinspeisung | 1 Jahr | 1 Jahr | 1 Jahr |
Entwurf und Gesuchsvorbereitung überschneiden sich in diesen Fällen. Bewilligung muss vor abhängigen Arbeiten stehen. Gesetzesänderung, Standortgenehmigung, passende Bauart, Lieferantenplätze und Finanzierung sind in jedem Fall Bedingungen.
Beim ersten Netzanschluss kann Inbetriebnahmestrom ins Netz fliessen. Diese Szenarien zählen den geplanten Jahresbeitrag erst ab kommerziellem Betrieb.
Das Referendum ist zustande gekommen. Das UVEK erwartet eine Abstimmung 2027. Das Volk muss die Änderung annehmen, damit neue Kernkraftprojekte auf dieser Grundlage vorankommen können. Die Kraftwerksbewilligungen folgen gesondert.Zustandekommen des Referendums, 19. Oktober · UVEK: Abstimmung 2027 erwartet
Netzbewilligungen und ausgebildetes Personal bestimmen ebenfalls die Lieferung
Die Referendumsfrist zur Netzgesetzänderung endet am 21. Januar 2027. Schnellere Verfahren hängen von Inkrafttreten und Umsetzung ab. Diese Frist garantiert keine Zeitersparnis für Projekte. Referendumsfrist und Inkrafttreten des Netzgesetzes
Rekrutierung, Qualifikation und Weiterbildung mit dem Reaktorprojekt finanzieren. Der ENSI-B10-Entwurf vom September umfasst Betriebs- und Wartungspersonal, Auftragnehmer und Rückbau. Anhörung bis 15. Januar 2027. Er liefert eine Planungsliste; endgültige Anforderungen hängen von der Verabschiedung ab. Öffentliche Belege zu projektspezifischen Personalzahlen, Löhnen und Simulatorkosten fehlen weiterhin.
Entwurf des Qualifikations- und Ausbildungsumfangs · Vernehmlassungsdaten
Unser vorgeschlagenes Programm entwickelt zwei standardisierte Blöcke mit den Arbeitsterminen 2047 und 2050 für die Inbetriebnahme. Der zweite erfordert überlappende Bauarbeiten. Das Programmkapitel zeigt Budget, Finanzierung durch die Eigentümer und die daneben weiterhin nötige Versorgung.
Planungsfall mit zwei Blöcken und Bedingungen für die RealisierungAlle drei Fälle liegen nach den angekündigten Ausserbetriebnahmen von Beznau. Ein Ersatzprogramm braucht deshalb sowohl kurzfristige Versorgung als auch langfristigen Bau. Verpasst ein Projekt einen wichtigen Bewilligungs- oder Finanzierungsmeilenstein, ist sein erwarteter Beitrag anzupassen und die entstehende Lücke sofort zu sichern.
Mit Reaktortypen beginnen, die Referenzanlagen in Betrieb haben
AP1000, APR1400 und EPR in einer kompetitiven Schweizer Machbarkeitsstudie vergleichen. Für jeden dieser Typen gibt es in den untenstehenden Daten Referenzanlagen in Betrieb. Standort, Kühlung, Netz, Lieferkapazität und Finanzierung prüfen, bevor ein Projekt ausgewählt wird.
Referenztypen, Bauzeiten und QuellenJahre · gemeinsame Skala von null bis 20
Diese Beispiele umfassen schnellere Bauten und grosse Verzögerungen. Land, Reaktortyp, Auftragnehmer und Projektorganisation unterscheiden sich. Die Spanne liefert nützliche Stresstests für einen Schweizer Plan.
Meilensteine, Auswahl und Quellenunterschiede
Sechs fertiggestellte Blöcke umfassen vier Reaktortypen und vier Länder. Diese Auswahl veranschaulicht die Streuung; sie liefert keine Wahrscheinlichkeit für ein Schweizer Fertigstellungsdatum.
Alle Zeiträume verwenden IAEA-PRIS-Daten und Kalendertage geteilt durch 365.25. Der erste Netzanschluss liegt vor dem kommerziellen Betrieb, während die Inbetriebnahme weiterläuft.
| Block | Baubeginn | Erste Netzeinspeisung | Kommerzieller Betrieb | Quelle |
|---|---|---|---|---|
| Fuqing 5 | 2015-05-07 | 2020-11-27 | 2021-01-30 | IAEA PRIS |
| Barakah 1 | 2012-07-19 | 2020-08-19 | 2021-04-01 | IAEA PRIS |
| Taishan 1 | 2009-11-18 | 2018-06-29 | 2018-12-13 | IAEA PRIS |
| Sanmen 1 | 2009-04-19 | 2018-06-30 | 2018-09-21 | IAEA PRIS |
| Vogtle 3 | 2013-03-02 | 2023-03-31 | 2023-07-31 | IAEA PRIS |
| Olkiluoto 3 | 2005-08-12 | 2022-03-12 | 2023-05-01 | IAEA PRIS |
Bei Olkiluoto 3 weicht das Betreiberdatum regulärer Produktion vom kommerziellen PRIS-Datum ab. Dieses Diagramm nutzt durchgehend PRIS.
Die schnelleren Beispiele zeigen, was einige Projekte erreicht haben. Die verzögerten Beispiele zeigen die Folgen, auf die sich ein Schweizer Eigentümer vorbereiten muss. Keines dieser Ergebnisse lässt sich automatisch auf die Schweiz übertragen.
Kleine modulare Reaktoren als Option behalten. Einen Bauentscheid fällen, wenn Erfahrungen mit Referenzanlagen, Lieferanten und umsetzbare Angebote dies rechtfertigen. Das erste Projekt soll seinen Platz durch nachgewiesene Fähigkeiten und annehmbare kommerzielle Bedingungen verdienen.
Auf frühere Schweizer Projekte aufbauen
Den Standortvergleich mit Beznau, Mühleberg und Niederamt beginnen. Ihre früheren Gesuche enthalten geologische Untersuchungen, Hochwasserstudien, Kühlkonzepte und generische Anlagenpläne. Diese Arbeiten geben einem neuen Eigentümer einen konkreten Ausgangspunkt, um Standorte zu beurteilen.
ENSI: Umfang der früheren Beurteilungen| Projekt | Vorgesehene Leistung | Historische Befunde mit späteren Arbeiten abgleichen |
|---|---|---|
| Beznau | 1'450 MW | Hochwasserschutz einschliesslich Auswirkungen auf benachbarte Kernanlagen. Seite 2, Hydrologieabsatz |
| Mühleberg — Niederruntigen | 1'450 MW | Hangstabilität, Rutschungen und Steinschlag. Seite 1, letzter Absatz |
| Niederamt — bei Gösgen | 1'100 MW oder 1'600 MW | Regionale Geologie und zuverlässiger Netzanschluss, einschliesslich eines allenfalls nötigen Netzausbaus. Gedruckte Seite 28, Empfehlungen 4.1.6 und 4.1.7 |
Jede aufgeführte Leistungsklasse erlaubte ±20%. Die beiden Grössen in Niederamt waren Alternativen für ein Kraftwerk. Alle drei Vorschläge umfassten Kühltürme.
ENSI: vorgeschlagene Leistung, Kühlung und Standortbedingungen, Seiten 1–2 Vorschlagsdaten herunterladen (CSV)
Wie weit kamen die früheren Projekte?
- 2008Gesuche eingereicht
Drei Projekte treten in das Rahmenbewilligungsverfahren ein. Quelle
- November 2010Standortbeurteilungen
ENSI hält die geologischen Bedingungen grundsätzlich für geeignet und verlangt weitere Untersuchungen. Quelle
- März 2011Verfahren ausgesetzt
Die Regierung sistiert die Verfahren nach Fukushima. Quelle
- Oktober 2016Gesuche zurückgezogen
Eigentümer nennen veränderte Marktbedingungen und politische Richtung. Quelle
Es waren Rahmenbewilligungsgesuche: eine frühe Beurteilung des Standorts und der Projektskizze. Die zurückgezogenen Gesuche geben heute keine Baubewilligung.
Eine vergleichende Standortstudie mit einem Entscheid am Ende finanzieren: ein machbares Projekt auswählen oder diese Option beenden.
Was muss ein neuer Vergleich klären?
- Sicherheit und Gelände: heutige Standortbedingungen, Erdbeben- und Hochwassergefahren, verfügbares Land und den Platzbedarf eines vorgeschlagenen Reaktors prüfen.
- Kühlung: Wasserverfügbarkeit, Wärmeabgabe, Strombedarf der Kühlanlagen und Kosten bei heissen, trockenen Verhältnissen testen.
- Anschluss: klären, wie zuverlässig die Anlage ins Netz einspeisen kann, welchen Netzausbau sie braucht und wann dieser abgeschlossen werden kann.
- Realisierung: einen interessierten Eigentümer, einen geeigneten Reaktor und Lieferanten, gültige Bewilligungen, die Finanzierung und die Verantwortung für Mehrkosten bestimmen.
Das sind die Prüfungen, die wir empfehlen. Die früheren Befunde des ENSI und die Empfehlungen der Eidgenössischen Kommission für nukleare Sicherheit zu Niederamt liefern konkrete Ausgangsfragen.
ENSI: Befunde zu den Standorten KNS: Empfehlungen zu Eigentümer, Geologie und Netz, Seite 28
Der Wert dieser Wiederverwendung hängt davon ab, wie viel der früheren Arbeit noch anwendbar ist. Eine glaubwürdige Schätzung der eingesparten Jahre oder Kosten fehlt noch. Die oben gezeigten Realisierungsszenarien nehmen deshalb keine Zeitersparnis durch diese Dossiers an.
Beurteilung der Wiederverwendung und verbleibende UnsicherheitFinanzierung durch die Eigentümer zur Bedingung machen
| Jahresproduktion als Anteil am durchgehenden Betrieb bei voller Leistung | Die gesamte Produktion erzielt Erlöse | Nur 75% erzielen Erlös |
|---|---|---|
| 70% | 192 | 256 |
| 85% | 163 | 217 |
| 93% | 151 | 201 |
Weniger Verfügbarkeit und unverkaufte Erzeugung erhöhen beide den nötigen Eigentümerpreis. Der 75%-Fall hält Kosten fest und gibt der übrigen Produktion keinen Erlös. Absatzrisikosensitivität, keine Prognose von Kernkraftabregelung oder Strompreisen.
Der Entsorgungszuschlag ist eine ausdrückliche Annahme, bis eine standortspezifische Fondsbeurteilung vorliegt. Der ursprüngliche Eigentümerfall verwendet 85% Jahresproduktion; die separate Finanzierungsdemonstration verwendet 90%, um Finanzierungseffekte zu isolieren. Keiner der beiden ersetzt beobachtete Reaktorgeschichten oder die stündlichen Versorgungsfälle mit ausdrücklicher Wartung und Stillständen.
Jüngste europäische Projekte rechtfertigen eine breite Kostenspanne
Die EDF-Rechnung 2025 schätzt das Projekt Hinkley Point C mit zwei Reaktoren auf £35 Milliarden zu Preisen von 2015. Die EDF-Angabe für Flamanville von €13.2 Milliarden zu Preisen von 2015 deckt den Bau. Der folgende Vergleich zeigt die weiter gefassten Investitionssummen des französischen Prüfberichts. Diese Schätzungen begründen Finanzierungs- und Mehrkostentests; ein Schweizer Projekt braucht ein eigenes, klar abgegrenztes Angebot.
EDF-Abschlüsse, Fertigstellungsschätzungen und Preisjahre
Milliarden Euro zu Preisen von 2015 · jeder Balken ist eine andere Summe desselben Projekts
- Baukostenschätzung13.2
- Anlagen- und Eigentümerkosten vor Finanzierung15.6
- EDF-Gesamtkosten einschliesslich Finanzierung19.3
- Weiter gefasste Schätzung des Rechnungshofs20.4
Finanzierung und Eigentümerkosten verändern die zurückzuverdienende Investition. Die Summen überlappen; ein Addieren würde dieselben Kosten mehrfach zählen.
Schätzungsdaten und Umfang
Der Prüfbericht vom Januar 2025 übernimmt EDF-Schätzungen vom November 2023 und nennt danach eine weiter gefasste Gesamtsumme. Schätzungen, keine Endabrechnungen. Kosten des ersten Betriebszyklus und Schweizer Projektbedingungen sind gesondert zu behandeln. Alle Balken verwenden Euro von 2015; Werte in Euro von 2023 unterscheiden sich.
Unser bevorzugter Finanzierungsweg
Mit einem Eigentümerkonsortium und langfristigen Kundenverträgen beginnen. Eigentümer und Lieferanten müssen definierte Baurisiken tragen. Brauchen tragfähige Angebote dennoch eine öffentliche Preisstützung, ist ein begrenzter zweiseitiger Vertrag zu prüfen: Unterstützung unterhalb eines vereinbarten Preises, Rückzahlung darüber. Vor der Genehmigung das maximale öffentliche Risiko, das Enddatum und die Verteilung von Mehrkosten veröffentlichen.
Das ist unsere vorgeschlagene Verhandlungsposition. Die Belege zeigen weder eine tragbare Garantieobergrenze noch, dass öffentliche Unterstützung unvermeidlich ist. Wir würden weder eine unbegrenzte Deckung von Mehrkosten noch automatische Belastungen der Kundschaft während des Baus versprechen.
Kundschaft, Eigentümer und Lieferanten müssen vereinbaren, wer Verzögerungen, Ausfälle und Mehrkosten trägt. Langfristige Stromverträge müssen genug Erlöse für Unterhalt, Brennstoff, Abfälle und Stilllegung übrig lassen. Angebote mit Alternativen vergleichen, die dieselbe zuverlässige Versorgung liefern.
Bedingungen für einen Bauentscheid
- Ein geeigneter Reaktortyp und ein bewilligter Standort, mit bezifferten Anforderungen an Kühlung, Netz und Sicherheit.
- Reservierte Lieferkapazität und ein Zeitplan, der die Inbetriebnahme und Reserven für Verzögerungen umfasst.
- Ein vollständiger Preis mit Angabe von Währung, Preisbasisjahr, Finanzierung und Reserven für Unvorhergesehenes.
- Benannte Parteien, die für Mehrkosten, Verzögerungen und geringere Produktion verantwortlich sind.
- Finanzierte Pflichten für Brennstoff, Unterhalt, Versicherung, Abfälle und Rückbau.
Öffentliche Garantien oder Preisstützungen würden Risiken auf Steuerzahlende oder die Kundschaft verlagern. Jeder solche Vorschlag braucht einen separaten, ausdrücklichen Entscheid. Das Kostenkapitel zeigt, wie Finanzierung und Bauzeit den Preis verändern, den ein Kraftwerk erzielen muss.
Kosten, Abfälle und Abhängigkeit von Lieferanten
Brennstoffunabhängigkeit braucht mehr als einen Reaktor
Kernbrennstoff kann vor Nutzung gelagert werden, doch die Schweiz braucht ausländisches Uran, Konversion, Anreicherung und Fertigung. Axpo nennt kanadische und kasachische Uranverträge und eine westliche Verarbeitungskette. Axpo nennt auch strategische Bestände russischer Herkunft. Öffentliche Belege zeigen keine geprüfte Dauer dieser Vorräte.
Unsere Anforderung: gesamte Brennstoffkette diversifizieren und Nachladungen sowie Vorräte vertraglich sichern, bevor verlässliche Erzeugung zählt. Axpos Erklärung zur Brennstoffkette, Juni 2026
Abfalldienste für die gesamte Reaktorlebensdauer finanzieren
Das Gesuch für das Tiefenlager enthält Reserven für einen längeren Betrieb der bestehenden Reaktoren, einschliesslich eines Falls mit 80 Jahren. Neue Reaktoren schliesst es ausdrücklich aus. Jedes neue Projekt braucht deshalb einen eigenen finanzierten Plan für Zwischenlagerung, Brennstoffverpackung und Endlagerung. Inventar des Bewilligungsgesuchs · Nagra: bestehende und neue Reaktoren
Diese Dienste und Kosten in den Investitionsentscheid aufnehmen. Eigentümer müssen Pflichten finanzieren, die Aufsicht muss betreffende Kapazität und Sicherheit genehmigen. Unser zusätzlicher Entsorgungsansatz bleibt bis zur Projektbemessung eine Annahme. Bewilligungs- und Finanzierungsbedingungen · Entsorgungskostenannahme
Was die bestehenden Reserven abdecken und warum der Zeitpunkt zählt
Das vorgeschlagene Maximum beträgt 2'500 m³ unverpackte hochaktive Abfälle. Es geht von einer gerundeten Basis von 1'550 m³ aus und enthält 550 m³ für 80 statt 60 Betriebsjahre der bestehenden Reaktoren sowie weitere Margen. Verpackung und der Platz für die Wärmeabfuhr kommen separat hinzu. Die Menge im Gesuch begründet keine bewilligte Kapazität für neue Blöcke.
Der Referenzzeitplan des bestehenden Programms sieht die Einlagerung hochaktiver Abfälle im Tiefenlager 2060–2074 vor. Ein neuer Reaktor, der 2050 in Betrieb geht und angenommen 60 Jahre läuft, erzeugt seinen letzten abgebrannten Brennstoff um 2110, vor Abkühlung und Tiefenlagerung. Zwischenlagerung, Verpackung und Tiefenlagerung müssen über den vorgesehenen Annahmezeitraum des bestehenden Programms hinaus verfügbar bleiben.
Sicherheitsbericht, Anhang A · Referenzzeitplan des Inventars, Abschnitt 2.5 · Lebensdauerbeispiel und Annahmen
Stilllegungskosten des bestehenden Parks
Die eingereichte Kostenstudie 2026 schätzt CHF 23.602 Milliarden für Stilllegung und Entsorgung, einschliesslich Bundesabfällen und angefallener Kosten. Separat sind CHF 1.629 Milliarden für Nachbetriebsaktivitäten nach dem Ende der Stromproduktion vorgesehen. Lebenszyklusschätzungen zu Preisen von Januar 2026, keine Restrechnung oder Fondslücke.
Die unabhängige Prüfung geht den endgültigen Beitragsentscheiden voraus. Diese Schätzungen für den bestehenden Park beziffern unsere vorgeschlagenen neuen Reaktoren oder Verlängerungen auf 80 Jahre nicht. Dafür braucht es getrennte Kosten- und Inventarprüfungen.
KS26: Lebenszyklussummen und Annahmen · Einreichung und Prüfstand
Unbeschränkte Haftung ist keine unbeschränkte Versicherung
Schweizer Betreiber haften unbeschränkt für Nuklearschäden. Die erforderliche Deckung beginnt bei EUR 1.2 Milliarden, plus 10% für Zinsen und Gerichtskosten. Das Vermögen des Betreibers über diese Deckung hinaus bleibt haftbar. Die Bundesdeckung schliesst bestimmte Lücken der Privatversicherung; die internationale ergänzende Entschädigung hat eine eigene Obergrenze.
Die Verordnung erlaubt bestimmte Ausschlüsse oder Begrenzungen für ausserordentliche Naturereignisse, Krieg, Terrorismus und verspätete Ansprüche. Sie legt die private Police der einzelnen Anlagen nicht offen. Jedes neue Projekt muss seine tatsächliche Versicherung, die Bundesprämien und das verbleibende Risiko ausweisen. Ein extremer Schaden könnte dennoch einen Parlamentsentscheid über ein staatliches Eingreifen erfordern.
BFE: Haftung und Entschädigung · Haftpflichtverordnung, Artikel 7
Was Schweizer Systemmodelle zeigen
Die ETH–PSI-Studie stellt fest, dass Baukosten, erforderliche Renditen und Politik darüber entscheiden, ob ihre Modelle neue Kernenergie wählen. Ihre marktgetriebenen Fälle kommen dabei zu unterschiedlichen Ergebnissen. Einige modellierte Netto-Null-Systeme verwenden keine neue Kernenergie. Die Studie prüft nicht, wie der eine oder der andere Mix bei eingeschränkten Importen und gleichzeitigen Ausfällen Strom liefert.
Ergebnisse und Grenzen der StudieUnsere Schlussfolgerung: ein echtes Schweizer Angebot entwickeln und dessen Realisierung, Kosten und Beitrag zur Winterversorgung prüfen. Die Studie hilft, günstige Bedingungen zu erkennen; sie kann nicht belegen, dass ein Lieferant sie anbieten wird.
ETH–PSI: Annahmen, Unterschiede zwischen den Modellen und ausgeschlossene Versorgungstests
Baukosten, Finanzierung und Politik beeinflussen, ob neue Kernenergie einen Platz im Strommix erhält. Die ETH–PSI-Studie vom Juni 2026 vergleicht vier Computermodelle, welche die Kernenergie zusammen mit Wasserkraft, erneuerbaren Energien, Speichern und Stromhandel abbilden. Sie findet auch modellierte Netto-Null-Systeme ohne neue Kernenergie, gestützt auf erneuerbare Energien, Flexibilität, Speicher und Handel.
ETH–PSI: Methoden und Schlussfolgerungen, Seiten 6–16 und 27–28In Geld von 2024, vor Baufinanzierung.
Geringeres Investitionsrisiko, etwa durch öffentliche Garantien.
Erneuerbare ohne Wasserkraft und neue Kernkraft teilen das Ziel. Beide erhalten Unterstützung dafür.
Ein Modellergebnis für diesen günstigen Fall. Reale Projekte brauchen Lieferantenpreise, Finanzierung und Bewilligung.
Der Finanzierungssatz ist die durchschnittliche jährliche Rendite, die Kreditgeber und Investoren verlangen. In der Forschung heisst er gewichtete durchschnittliche Kapitalkosten, oder WACC. Höhere Baukosten verringern die in diesem Fall gewählte Kernkraftleistung.
Bericht: Seiten 21–22, Abbildung 6 Anhang: Finanzierungs- und Politikdefinitionen, Seiten 7–11
Der vorherige Fall erfordert 45 TWh pro Jahr aus erneuerbaren Energien ohne Wasserkraft und aus neuer Kernkraft zusammen. Dieser Vergleich hebt diese Anforderung auf.
Die Modelle können im Rahmen ihrer übrigen Annahmen wählen, wie viel Strom die Schweiz erzeugt oder importiert. Die Netto-Null-Vorgabe bleibt bestehen.
Politikänderung und erhaltene Klimaregel, Seiten 10–11
Jede Zeile ist ein Computermodell. Diese Werkzeuge berechnen ein kostengünstiges Energiesystem unter gewählten Annahmen. Ihre Namen bezeichnen verschiedene Werkzeuge, deren Umfang neben jedem Ergebnis erklärt wird.
Die Spalten legen die jährliche Rendite fest, die Kreditgeber und Investoren auf in neue Kernkraft investiertes Geld verlangen. Die Studie verwendet 8% über der Inflation für private Investitionen. Ihr Fall mit 5% nimmt ein geringeres Investitionsrisiko an, etwa durch staatliche Unterstützung.
Beide Spalten prüfen dieselben angenommenen Baupreise: CHF 5'000, 8'000 und 12'000 pro Kilowatt Erzeugungsleistung.
Für beispielhafte 1 GW Kraftwerksleistung bedeuten diese Preise CHF 5 Milliarden, 8 Milliarden oder 12 Milliarden. Dies sind Bauannahmen in Geld von 2024, vor Finanzierungskosten. Berechnung der Grössenordnung
| Modell und Umfang | Höhere Finanzierungskosten8% über der Inflation | Niedrigere Finanzierungskosten5% über der Inflation |
|---|---|---|
| STEMSwiss TIMES Energy System ModelStrom, Heizung, Verkehr und andere Energienutzungen. Verfolgt den Übergang über die Zeit. | Enthält neue KernkraftBei allen drei Baupreisen. | Enthält neue KernkraftBei allen drei Baupreisen. |
| Nexus-eStromversorgung, Netze und Nachbarhandel für ein gewähltes Zukunftsjahr. | Keine neue KernkraftBei keinem der drei Baupreise. | Enthält neue KernkraftNur bei CHF 5'000/kW. |
| SESSwiss EnergyScopeStrom, Heizung und Verkehr zusammen für ein gewähltes Zukunftsjahr. | Keine neue KernkraftBei keinem der drei Baupreise. | Keine neue KernkraftBei keinem der drei Baupreise. |
| SES-ETHSwiss EnergyScope — ETH-VarianteEine separat entwickelte EnergyScope-Version, ebenfalls für Strom, Wärme und Verkehr in einem gewählten Zukunftsjahr. | Keine neue KernkraftBei keinem der drei Baupreise. | Keine neue KernkraftBei keinem der drei Baupreise. |
STEM enthält neue Kernkraft bei jedem getesteten Preis. Nexus-e enthält sie nur bei den niedrigeren getesteten Bau- und Finanzierungskosten. Die zwei EnergyScope-Versionen wählen in diesen Fällen andere Quellen.
Die Werkzeuge unterscheiden sich bei Nachfrage, erneuerbarem Potenzial, Handel und Betrieb sowie im Umfang. Ihre Ergebnisse beschreiben diese Annahmen; ein reales Kraftwerk braucht einen Eigentümer, Lieferanten und Finanzierung.
Modellbeschreibungen, Seiten 1–3; Finanzierung, Seiten 8 und 13; Ergebnisse, Abbildungen 21 und 25 Systemkosten und Entscheide der Eigentümer, Seite 15 Ergebnisse für jeden Preis- und Finanzierungsfall (CSV)
Zuverlässigkeit und Realisierung brauchen eigene Tests
Die Studie schliesst Stresstests der Versorgungssicherheit aus und lässt das Ziel von 5 TWh Nettoimporten im Winter in allen Modellen weg. Ihre Fälle mit und ohne neue Kernenergie lassen unseren Souveränitätstest daher offen: zuverlässige Versorgung bei Importengpässen, schwierigem Wetter und gleichzeitigen Ausfällen.
Umfang der Versorgungssicherheit, Seite 2 Winterimportziel und Gründe für den Ausschluss, Seiten 7 und 11Neue Kernenergie beginnt per Annahme 2050, und die Studie schliesst Laufzeitverlängerungen bestehender Reaktoren aus. In unserem Plan bleiben der sichere Weiterbetrieb und die tatsächliche Realisierung neuer Kraftwerke getrennte Entscheide, mit den Zeitplänen im Abschnitt zur Realisierung weiter oben.
Startjahr und Lebensdauer der Anlagen, Seite 10Wie die Leistungen und die Unterschiede zwischen den Modellen zu lesen sind
Die Modelle wählen die Leistung stufenlos ab einem Minimum von 300 MW, mit generischen Annahmen für Leichtwasserreaktoren. Ein reales Programm braucht bestimmte Reaktorgrössen und geeignete Standorte.
Die Behandlung der Nachfrage, die Grenzen der erneuerbaren Ressourcen, die Abbildung des Handels und die Betriebsannahmen unterscheiden sich zwischen den Modellen. Jedes Ergebnis spiegelt diese Entscheidungen ebenso wie die Modellstruktur.
Die ausgewählten Szenarien erlauben, einen Teil der Emissionen durch CO₂-Entnahme im Ausland auszugleichen. Ihr Netto-Null-Ergebnis hängt von dieser Bilanzierungswahl ab.
Der Anhang lässt zudem Umsetzungsfragen offen: zur Behandlung der Finanzierung während des Baus in SES, zu einigen Finanzierungssätzen für Photovoltaik und zu den Rückbaukosten in STEM. Er hält fest, dass Annahmen zu den Betriebskosten von Kernkraftwerken bei hoher Auslastung die Kosten bei tieferer Auslastung unterschätzen können.
Diese Fragen erfordern die genauen Eingaben und den Code der Modelle. Die publizierten Ergebnisse sind nützliche bedingte Belege; wir haben die Modelle nicht unabhängig nachgerechnet.
Tabellen 2–3 und Methoden, Seiten 3–12 Ausgewählte Befunde, Annahmen und offene Umsetzungsfragen
Weiter zu den Kosten einer zuverlässigen Stromversorgung.
Quellen
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Definitionen, Rechnungen und Modelleingaben finden Sie im Quellenregister.