Gösgen und Leibstadt behalten, zwei neue Reaktoren entwickeln und den daneben weiterhin nötigen Winterstrom sichern.
Elektrische Heizungen und Fahrzeuge erhöhen die Nachfrage. Wer produktive Anlagen behält, muss weniger Versorgung ersetzen, und neue Reaktoren liefern auch in Winternächten Strom. Der Weiterbetrieb hängt von der Sicherheit und von einer wirtschaftlich tragfähigen Investition ab.
Nachfrage und Prioritäten bei der KernenergieWarum neue Kernenergie?
Unser Programm plant für 2050 mit rund 94.2 TWh pro Jahr, welche die Kundschaft verbraucht, vor den Netzverlusten. Es ist ein Elektrifizierungsszenario mit einem Zuschlag für Rechenzentren, keine Prognose. Die Nachfrage ändert sich mit dem Wetter.
NachfrageszenarioDie Grafik zeigt, wie viel Strom mit unterschiedlich vielen neuen Reaktoren noch fehlt. Jedes Balkenpaar vergleicht die Versorgung mit und ohne Importe.
Zusätzlicher Strom über das ganze Jahr, TWh · gemeinsame Skala 0–24. Die Angaben zeigen den Gesamtbedarf nach der gesamten modellierten Erzeugung und Speicherung.
Keine neuen Reaktoren
1 neuer Reaktor
2 neue Reaktoren
3 neue Reaktoren
Die Balken ohne neue Reaktoren entfernen diese Blöcke ohne Ersatz. Der nächste Abschnitt prüft ein Paket, das sie durch zusätzliche Solaranlagen und Batterien ersetzt.
Jeder neue Block hat gleiche Leistung und einen gewählten jährlichen Wartungsstopp von 30 Tagen. Der dritte reicht bis Oktober; die ersten zwei stoppen im Sommer. Ein Teil ihres Winterunterschieds stammt aus dieser Terminwahl. Ein realer Park muss Wartung nach Systembedarf und Geräteanforderungen planen.
Andere Wartungstermine und Schliessung bestehender Anlagen
Die ganze Wartung des dritten Blocks in den Sommer zu verlegen senkt diese Jahreslücke auf 1.07 TWh mit Importen bis 2 GW. Die abgestimmten Zubauten unten verwenden diesen Sommerkalender. Fall mit Sommerwartung
| Neue Reaktoren | Winterlücke TWh | Ganzjahreslücke TWh |
|---|---|---|
| 0 | 20.93 | 23.28 |
| 1 | 16.69 | 17.91 |
| 2 | 12.55 | 13.27 |
| 3 | 8.8 | 9.02 |
Wo auch im Sommer Mängel auftreten, ist der Winterwert eine mögliche saisonale Aufteilung des Jahrestotals. Der Download der Fälle enthält alle drei Wetterjahre, Importobergrenzen und Parkvarianten.
Dieser physikalische Vergleich nimmt an, dass jeder neue Block geliefert wird. Ein dritter Block braucht weiterhin einen Standort, Bewilligungen, eine Lieferantenzusage und eine tragfähige Finanzierung. Es ist weder ein Projektzeitplan noch eine Berechnung des kostengünstigsten Portfolios.
Vergleichbare Flottendefinitionen und alle Szenarioergebnisse · Fallergebnisse (CSV)
In diesem Fall mit anspruchsvollem Wetter und Importen bis 2 GW verringern zwei Reaktoren den über das Jahr fehlenden Strom von 13.3 auf 4.6 TWh. Wir empfehlen deshalb, die ersten beiden Projekte jetzt zu entwickeln und einen dritten Reaktor zusammen mit anderen zuverlässigen Ergänzungen für den Winter zu prüfen.
Vergleich der KraftwerksparksUnd mit mehr Photovoltaik und Batterien stattdessen?
Wir haben ein Paket ohne neue Reaktoren getestet, das stattdessen 20 GWp Photovoltaik und 40 GWh Batterien ergänzt. Mit dem Wetter von 2016/17 fehlen damit über das Jahr 8.2 TWh, gegenüber 4.6 TWh mit zwei Reaktoren. In der Kältewelle von 2011/12 senkt es die grösste stündliche Lücke jedoch stärker: 4.1 GW gegenüber 6.1 GW.
Abgestimmte AlternativenEin Reaktor fügt Winterenergie hinzu; eine Batterie speichert Strom aus einer anderen Stunde. Beide können helfen, auf unterschiedliche Weise. In den beiden anderen getesteten Wetterjahren hat das Paket mit zwei Reaktoren die tiefere Spitze. Diese stündlichen Lücken sind vorläufige Ergebnisse: Heizbedarf bei Kälte, Zugang zu den Turbinen der Wasserkraft und Netzengpässe müssen technisch geprüft werden, bevor Anlagen dimensioniert werden. Dies ist ein einzelnes getestetes Paket mit Photovoltaik und Batterien. Seine physikalischen Ergebnisse zeigen nicht, welche Investition pro Franken den besten Wert liefert.
Reaktoren, Photovoltaik, Batterien und Wasserkraft über drei Wetterjahre vergleichen
2016/17 — Druck auf die Winterenergie
| Flottenänderung | TWh / Jahr | GW |
|---|---|---|
| Zwei neue Reaktoren: Referenz | 4.64 | 2.99 |
| Einen dritten Reaktor mit 1.1 GW ergänzen | 1.07 | 1.91 |
| 10 GWp gewöhnliche Solaranlagen ergänzen | 4.11 | 2.98 |
| Batterien mit 40 GWh / 10 GW ergänzen | 2.58 | 1.49 |
| 240 GWh Speicherkapazität in Seen ergänzen | 4.64 | 2.99 |
| 1 GW konstante Winterversorgung ergänzen | 1.32 | 1.99 |
| Keine neuen Reaktoren; 20 GWp Solar und 40 GWh Batterien ergänzen | 8.17 | 3.45 |
2011/12 — strenge Kälteperiode
| Flottenänderung | TWh / Jahr | GW |
|---|---|---|
| Zwei neue Reaktoren: Referenz | 3.52 | 6.15 |
| Einen dritten Reaktor mit 1.1 GW ergänzen | 0.2 | 5.07 |
| 10 GWp gewöhnliche Solaranlagen ergänzen | 3.03 | 6.15 |
| Batterien mit 40 GWh / 10 GW ergänzen | 1.05 | 3.08 |
| 240 GWh Speicherkapazität in Seen ergänzen | 3.52 | 6.15 |
| 1 GW konstante Winterversorgung ergänzen | 0.21 | 5.15 |
| Keine neuen Reaktoren; 20 GWp Solar und 40 GWh Batterien ergänzen | 6.72 | 4.07 |
2021/22 — Trockenjahr
| Flottenänderung | TWh / Jahr | GW |
|---|---|---|
| Zwei neue Reaktoren: Referenz | 3.08 | 0.98 |
| Einen dritten Reaktor mit 1.1 GW ergänzen | 0 | 0 |
| 10 GWp gewöhnliche Solaranlagen ergänzen | 2.61 | 0.84 |
| Batterien mit 40 GWh / 10 GW ergänzen | 0 | 0 |
| 240 GWh Speicherkapazität in Seen ergänzen | 3.08 | 0.98 |
| 1 GW konstante Winterversorgung ergänzen | <0.01 | 0.75 |
| Keine neuen Reaktoren; 20 GWp Solar und 40 GWh Batterien ergänzen | 5.85 | 1.82 |
Die Option eines dritten Reaktors entwickeln und Spitzenentlastung getrennt beschaffen. Im Kältewellentest senkt der Solar-Batterie-Vergleich die Spitze stärker als die Zwei-Reaktor-Referenz, lässt aber mehr Jahresstrom ungedeckt. Deshalb zählen beide Spalten.
Was sich ändert, was fest bleibt und was noch fehlt
Die Referenz behält Gösgen und Leibstadt und enthält 53 GWp Solar. Alle Fälle verwenden die im Oktober erfassten Wasservorräte. Der dritte Reaktor hat Sommerwartung. Zusätzliche Solarleistung hat dasselbe gewöhnliche Schweizer Profil; sie steht weder für alpine Anlagen noch für Wind. Die Batterie liefert 40 GWh nutzbare Entladung, 10 GW Leistung und 85% Gesamtwirkungsgrad. Sie beginnt und endet leer.
Mehr Seekapazität ergänzt weder Anfangswasser noch Zuflüsse oder Turbinenleistung. Der kleine Vorteil hier bewertet keine Projekte, die vor Oktober mehr Wasser zurückhalten. Die 1-GW-Winterversorgung ist eine ideale Lieferannahme; Brennstoff, Bewilligungen und Eigentümer ungeklärt. Bestehende Reaktoren laufen im Fall ohne Neubau weiter.
Dies sind Investitionen unterschiedlicher Grösse, keine Rangliste pro Franken. Für diesen Vergleich braucht es noch abgestimmte Profile für Wind und alpine Solaranlagen, Lieferpreise, Lebensdauern und Netzkosten. Alle drei Wetterjahre und die Varianten ohne Importe sind im Download verfügbar.
Abgestimmte Berechnungen und Annahmen für 48 · Ergebnisse und Definitionen (JSON) · Methode · Berechnungscode (ZIP)
Das Wasser verändert die noch nötige Winterversorgung
Die Seen helfen, Strom in den Winter zu tragen. Wie viel Wasser sie im Oktober enthalten, verändert die nötige zusätzliche Versorgung. Unser Programm mit zwei Reaktoren braucht auch dann noch zusätzlichen Strom, wenn das Modell mit fast vollen Seen beginnt.
- 1Seen können fast voll starten3.09 TWh
Das Modell wählt den Anfangsvorrat und kann die gesamte den natürlichen Speichern zugewiesene gespeicherte Energie nutzen.
- 2Vom erfassten Wasservorrat im Oktober ausgehen4.64 TWh
Den für dieses Wetterjahr erfassten Vorrat verwenden. Der verbleibende Versorgungsbedarf steigt.
- 3Auch Wasserreserve behalten5.64 TWh
Denselben erfassten Start verwenden und in den natürlichen Speichern Wasser im Umfang von mindestens 1 TWh zurückhalten.
Winterangebote über diese ganze Spanne einholen und den Preis der Wasserkraftdienstleistung ausdrücklich ausweisen. Die Untergrenze von 1 TWh ist ein angenommener Betriebspuffer. Das Modell bündelt die Seen und kennt das Wetter im Voraus; tatsächliche Rechte, Reserven und Gewässerverbindungen begrenzen die Lieferung.
Energie und Leistung brauchen unterschiedliche Verträge
Bei Wetter 2011/12 erhöht auf 80% begrenzter natürlicher Turbinenzugang die grösste Stundenlücke von 6.15 bis 7.99 GW. Beide Fälle beginnen mit dem erfassten Wasserbestand.
Ihre Energielücken über das ganze Jahr betragen 3.52 und 3.52 TWh. Die Wassermenge begrenzt, wie viel Energie geliefert werden kann; der Turbinenzugang begrenzt, wie schnell.
Diese stündlichen Leistungslücken sind Testergebnisse. Heizung in kalten Stunden, reale Wasserkraftkaskaden und Netzengpässe brauchen eine technische Beurteilung, bevor Reserveanlagen spezifiziert werden.
Vergleichbare Seebestände, Turbinengrenzen und Stundenergebnisse
Stromversorger brauchen Winterverträge, die auf das tatsächlich verfügbare Wasser abgestimmt sind. Wasserkraft-Eigentümer brauchen eine Bezahlung dafür, dass sie Wasser zurückhalten und später liefern. Unsere Prioritäten bei der Wasserkraft sind Grimsel 4 für mehr Turbinenleistung sowie die Vergrösserung des Grimselsees und die vorgeschlagene Verlagerung in Mattmark für mehr Winterlieferung. Die aktuellen Stundenfälle rechnen diesen künftigen Projekten keine zusätzliche Versorgung an. Ihr Beitrag hängt von Bewilligungen, Bau, Wasserrechten und tragfähigen Verträgen ab. Dienstleistungen der Wasserkraftprojekte · Winterprojekt Mattmark
Strom für den ganzen Winter und Leistung für die grösste stündliche Lücke
Energie: Wie viel fehlt?
4.6 TWh
Zusätzlicher Strom über ein Jahr mit Wetter aus 2016/17. Vergleichen Sie dies mit der Wassermenge, die ein Tank aufnehmen muss.
Leistung: Wie schnell muss sie kommen?
6.1 GW
Grösste Stundenlücke mit Wetter 2011/12. Denken Sie an die Wassermenge, die ein Rohr gleichzeitig tragen muss.
Unterschiedliche Winter bestimmen die beiden Anforderungen. Im Kältewellenjahr beträgt die Jahreslücke 3.5 TWh; im energiearmen Jahr beträgt die Spitze 3 GW.
Beide Fälle enthalten 53 GWp Solar, erfasste Oktober-Seebestände und Importe bis 2 GW. Sie setzen geplante Wartung ohne längeren Stillstand voraus. Kälteheizung und Zugang zu Wasserturbinen brauchen weitere technische Prüfungen, bevor diese Spitzen zur Gerätespezifikation dienen.
Wie Stillstände und Heizeffizienz den Bedarf ändern
| Betriebsannahme | Winterlücke TWh | Ganzjahreslücke TWh | Grösste Stundenlücke GW |
|---|---|---|---|
| Geplante Wartung | 4.64 | 4.64 | 2.99 |
| Ein 90-tägiger Reaktorstillstand im Winter | 6.5 | 6.5 | 4.07 |
| Weniger effizientes Heizen bei Kälte | 5.86 | 5.86 | 4.51 |
| Stillstand und schlechtere Heizeffizienz zusammen | 7.74 | 7.74 | 5.59 |
Der Stillstand nimmt einen neuen Reaktor für Januar–März vom Netz. Es ist ein gewählter Stresstest ohne zugeordnete Wahrscheinlichkeit. Jedes Total enthält den zugrunde liegenden Mangel; das Addieren der Zeilen würde Energie doppelt zählen.
Der Heizungstest nimmt für neu umgestellte Raumheizungen eine geringere Effizienz der Wärmepumpen an, besonders in kalten Stunden. Überträgt den Umstellungszuwachs 2035 auf 2050 als begrenzte Sensitivität. Die Winterwerte beschreiben einen möglichen Einsatzplan; die Energie über das ganze Jahr und die grösste Stundenlücke sind die Grössen, die das Modell minimiert.
Die Stundenlücke beschreibt die nach dem geplanten Einsatz nötige Leistung. Eine plötzliche Abschaltung eines Kraftwerks braucht zudem eine schnelle Reaktion; diese Summen allein dimensionieren diese Dienstleistung nicht.
Vergleichbare Betriebsfälle, Heizannahmen und ModellgrenzenAnnahmen zu Photovoltaik, Kernenergie und Seen
Der Zuschlag für Rechenzentren hält ein publiziertes Szenario für 2030 bis 2050 konstant, nach Abzug des Wachstums, das bereits in der Sektorbasis enthalten ist. Schnelleres Wachstum braucht mehr Versorgung. Die Solarkapazität ist ein Testwert; Standorte, Ersatz, Anschlüsse und Abnehmer brauchen noch ein tragfähiges Programm.
Abgrenzung von Nachfrage und PhotovoltaikZwei Reaktoren bleiben auf Winterimporte angewiesen
Mit zwei neuen Reaktoren, dem erfassten Wasser in den Seen und Importen bis 2 GW braucht das Modell im Winter 2016/17 mindestens 7.5 TWh aus dem Ausland, um dieses Versorgungsniveau zu halten. Dieses Minimum hält die Jahreslücke bei 4.6 TWh und lässt die grösste stündliche Lücke unverändert. Ohne Importe fehlen über das ganze Jahr 12.7 TWh.
Abhängigkeit von ImportenDeshalb sind zwei Reaktoren ein erstes Bauprogramm, nicht der ganze Plan für die Versorgungssouveränität. Mehr inländische Winterproduktion verringert unsere Abhängigkeit davon, dass in denselben schwierigen Stunden im Ausland Strom verfügbar ist. Der Handel bleibt nützlich, doch ein Vertrag braucht sowohl den Strom als auch einen zuverlässigen Weg über die Grenze.
Importgrenzen, Brutto- und Nettoimporte vergleichen
Zusätzlicher Strom über das ganze Jahr, TWh · gemeinsame Skala 0–13. Die Wintersummen stehen separat unten.
| Importgrenze | Winterlücke TWh | Ganzjahreslücke TWh |
|---|---|---|
| 2 GW | 4.64 | 4.64 |
| 1 GW | 8.25–8.45 | 8.45 |
| 0 GW | 12–12.65 | 12.65 |
Selbst bei der Grenze von 2 GW braucht das Modell mindestens 7.47 TWh Bruttowinterimporte, um dieses Niveau der Jahresversorgung zu halten. Dieses Minimum lässt sowohl die jährliche Energielücke als auch den grössten Stundenmangel unverändert. Diese Abhängigkeit bleibt nach dem Einsatz der angenommenen inländischen Ressourcen bestehen.
Die Importobergrenze muss durch im Ausland verfügbaren Strom und einen verlässlichen Weg über die Grenze gedeckt sein. Mehr inländische Winterproduktion senkt diese Abhängigkeit. Jahresüberschüsse in Sonnenstunden versorgen andere Stunden nicht von selbst.
Wie viel Importstrom nutzt die Referenz?
Dieses Minimum hält die Energielücke über das ganze Jahr und den grössten Stundenmangel fest. Es lässt Jahresimporte und die saisonale Aufteilung der Mängel variieren; dieser Fahrplan lässt 4.64 TWh im Winter ungedeckt.
Selbst bei der grosszügigeren Annahme frei nutzbarer Seen reichen die Winterbruttoimporte von 7.43–7.45 TWh. Das beansprucht etwa 85% einer durchgehenden Lieferung an der Grenze von 2 GW.
Bruttoimporte zählen Strom, der in die Schweiz fliesst. Nettoimporte ziehen Exporte anderer Stunden ab; hier können sie reichen von 4.79–7.45 TWh bei gleichem Jahresdefizit, gleicher Spitzenlücke und gleichen jährlichen Bruttoimporten.
Dies sind alternative mögliche Fahrpläne, keine Handelsprognosen. Die Jahresimporte bleiben beim gespeicherten Jahresimporttotal; diese Endpunkte belegen nicht die kleinstmöglichen Winterimporte unter jeder Handelspolitik.
Vergleichbare Importgrenzen, Brutto-/Nettodefinitionen und Fahrplanbereiche
Könnte dasselbe System über das Jahr auch exportieren?
| Wetter | Minimum | Maximum |
|---|---|---|
| 2011/12 | -8.1 | +11.6 |
| 2016/17 | -8.1 | +8.5 |
| 2021/22 | -7.7 | +7.4 |
Jeder Bereich hält jährliche Fehlenergie, grösste Stundenlücke und jährliche Bruttoimporte auf Referenzwerten. Exporte können bis 8 GW nutzen. Bedarf bleibt ungedeckt: mögliche Fahrpläne, keine Prognose eines vollständigen Plans. Tatsächlicher Handel hängt von Preisen und ausländischem Bedarf ab.
Die Bandbreite hängt davon ab, wie viel Überschuss exportiert statt ungenutzt gelassen wird und wie Kraftwerke und Handel eingeplant werden. Es sind alternative Fahrpläne des Modells, keine vorhergesagten Verkäufe. Jährliche Nettoexporte und eine zuverlässige Winterversorgung sind getrennte Tests. Brennstoffversorgung, Wasserrechte und Lieferung über das Netz sind ebenfalls wichtig für die Souveränität.
Abgrenzung von Exporten und SouveränitätBeznau ersetzen, bevor die neuen Reaktoren kommen
Unsere Arbeitstermine für neue Reaktoren sind 2047 und 2050, je mit rund 1.1 GW Nettoleistung. Die von der Eigentümerin angekündigte Ausserbetriebnahme von Beznau kommt früher. Stromversorger brauchen deshalb ein separates Ersatzpaket, während die Eigentümer die neuen Anlagen entwickeln. Vorgeschlagene Termine und Anlagengrösse · Betriebsabsichten für Beznau
- 2027–2030Zwei Reaktorprojekte vorbereiten
Standorte und Bauarten vergleichen. Eigentümer, Lieferanten und Finanzierung festlegen.
- 2027–2033Frühere Winterversorgung vertraglich sichern
Regelmässige Stromversorgung und eine separate Absicherung gegen Stillstände sichern, bevor Beznau ausser Betrieb geht.
- 2032–2033Die Produktion von Beznau ersetzen
Vom Eigentümer angekündigte Schliessungen: Block 2 im Jahr 2032; Block 1 im Jahr 2033.
- 2030–2039Gösgen-Verlängerung vorbereiten
Vor dem Erreichen von 60 Betriebsjahren einen belegten Sicherheits- und Investitionsentscheid fällen.
- 2035–2044Leibstadt-Verlängerung vorbereiten
Ersatzversorgung bereitstellen, falls Weiterbetrieb unwirtschaftlich wird.
- 2037–2047Erster neuer Reaktor
Angenommene Bau- und Inbetriebnahmezeit. Kommerzieller Betrieb im Jahr 2047.
- 2040–2050Zweiter neuer Reaktor
Überlappender Bau ist für den angenommenen Start 2050 nötig.
Die Vorbereitungsfenster sind unsere vorgeschlagenen Fristen. Die Daten für Beznau sind die angekündigten Absichten des Eigentümers. Die Termine für neue Reaktoren sind Planungsannahmen; die Verlängerung bestehender Reaktoren hängt von der Sicherheit und der Wirtschaftlichkeit für die Eigentümer ab.
Datiertes Programm, Abhängigkeiten und Kostenannahmen Beznau: Betriebsabsichten des Eigentümers
Die Termine der neuen Reaktoren hängen vom rechtlichen Weg, von Bewilligungen, Lieferanten und der Finanzierung ab. Verzögert sich ein Projekt, müssen die Verträge für die Ersatzversorgung länger laufen. Weitere Verzögerungen oder ein Abbruch bleiben möglich. Das Kapitel zu 2035 zeigt das frühere Versorgungspaket.
Standorte, überlappende Bauarbeiten und etappierte Investitionen
Die Arbeiten am zweiten Block müssen sich mit dem ersten überlappen, um diese Termine zu erreichen. Gemeinsame Teams und Lieferanten können helfen, doch die Überlappung bindet das zweite Projekt, bevor der erste Block Betriebserfahrung hat. Verträge sollten nachgewiesenen Meilensteinen bei Auslegung, Bau und Inbetriebnahme folgen, mit einer Ausstiegsmöglichkeit, falls sich die Beweislage verschlechtert.
Unser Budget nimmt für beide Blöcke dieselben Kosten an. Ein Rabatt für den Wiederholungsbau braucht ein echtes Angebot.
Annahmen zu Realisierung und Kosten pro BlockDie historischen Dossiers von Beznau, Mühleberg und Niederamt bieten eine erste Grundlage für den Vergleich der Standorte. Externe Gefährdungen, Kühlung, Wasserrechte und Netzanschlüsse müssen aktualisiert werden. Der gesamte Bedarf an Standort und Infrastruktur für zwei Blöcke muss beurteilt werden.
Standortdossiers und offene ArbeitenDie Mittel für die Entwicklung sollten etappenweise freigegeben werden. Bevor der Bau bestellt wird, braucht der Eigentümer Bewilligungen, einen festgelegten Umfang, Zusagen der Lieferanten und eine geregelte Verantwortung für Mehrkosten.
Die Finanzierung verändert, was der Strom einbringen muss
Unser zentraler Budgetbetrag für zwei Reaktoren beträgt CHF 24.42 Milliarden vor Finanzierung, in Preisen von 2026. Das Budget ist eine Schätzung. Angebote der Lieferanten und Standortarbeiten müssen den verbindlichen Preis festlegen.
BaubudgetKreditgeber und Investoren verlangen zudem eine Rendite für das Risiko, das sie tragen. Eine höhere erforderliche Rendite bedeutet, dass das Kraftwerk mehr mit seinem Strom verdienen muss. Der folgende Vergleich verändert diese Rendite und hält die Annahmen zu Bau und Betrieb fest.
Strompreis, den die Eigentümer erhalten müssen, um die modellierten Kosten über die Lebensdauer der Anlage zu decken. Gemeinsame Skala: CHF 0–320 pro MWh.
- 3% erforderliche RenditeCHF 115/MWh
- 5% erforderliche RenditeCHF 153/MWh
- 7% erforderliche RenditeCHF 202/MWh
- 10% erforderliche RenditeCHF 300/MWh
Günstige Finanzierung ist eine zu sichernde Bedingung. Eine Garantie kann die Finanzierungskosten des Eigentümers senken und dabei Risiken auf den Garanten übertragen. Diese Haftung gehört neben den niedrigeren Strompreis.
Der Abfallzuschlag deckt Handhabung und Lagerung; die Finanzierung des Rückbaus ist separat. Ein Beitrag an die geologische Tiefenlagerung ist nicht separat ausgewiesen. Diese Preise erfordern deshalb eine vollständige Beurteilung der Entsorgungskosten, bevor sie ein Finanzierungsangebot stützen.
Umfang der Abfallfinanzierung sowie nötige und erzielbare Erlöse
Was die Eigentümerrechnung umfasst
Annahmen: CHF 10’000 je kW Nettoleistung vor Finanzierung, zehn Jahre Bauausgaben und getrennte Zuschläge für Entwicklung, Netz und Erstbrennstoff. Betrieb über 60 Jahre mit angenommener mittlerer Auslastung von 85%.
Das Budget enthält laufenden Unterhalt, Brennstoff und variable Kosten, provisorische Zuschläge für Versicherung und Abfälle, eine grosse Erneuerung und Beiträge an den Rückbaufonds. Genaue Schweizer Offerten und Versicherungsbedingungen sind noch offen; dem nicht versicherten Unfallrisiko ist kein Preis zugeordnet.
Das ist der durchschnittliche Preis, den der Eigentümer für seinen Strom erhält. Mit den Kundenrechnungen werden auch Netze, andere Versorgung und Abgaben bezahlt. Das Stundenmodell verwendet einen separaten Wartungskalender und eine eigene Verfügbarkeitsannahme; seine Produktion wird nicht mit der finanziellen Annahme von 85% multipliziert.
Die frühere Illustration zur Baufinanzierung isoliert weniger Kostenpositionen. Diese Eigentümerrechnung verwendet eigene, breitere Annahmen zu Unterhalt und Finanzierung.
Jährliche Zahlungsströme beider Blöcke (CSV) · Bau-, Produktions- und Finanzierungssensitivitäten (JSON)
Wir empfehlen, Finanzierungsoptionen mit Preisen und langfristige Abnehmer zu suchen, bevor der Bau bestellt wird. Diese Preise setzen voraus, dass die Kraftwerke ihre angegebene Produktion zum gezeigten Preis verkaufen. Unverkaufter Strom lässt weniger Erlös, um die Kosten der Eigentümer zu decken. Das Kernenergiekapitel ergänzt einen Betrag für die geologische Tiefenlagerung und testet geringere Verkäufe.
Bandbreite der Investitionen und Kosten ausserhalb dieses Reaktorbudgets
Der zentrale Betrag umfasst CHF 22 Milliarden für die Anlagen und CHF 2.42 Milliarden für Entwicklung, Netzanschlüsse und Erstbrennstoff. Diese Beträge gelten als ausserhalb des Anlagenpreises. Ein echtes Angebot muss Überschneidungen beseitigen. Eine andere Annahme zu den Anlagekosten ergibt CHF 14.65–36.63 Milliarden vor Finanzierung.
Bandbreite und Umfang des BudgetsWasserkraft, Photovoltaik, Laufzeitverlängerungen der bestehenden Reaktoren, Netze und Reserven brauchen eigene Budgets. Publizierte Schätzungen verwenden unterschiedliche Preisjahre und Abgrenzungen. Ein nationales Total braucht vergleichbare Kosten. Der Solarvergleich bepreist grössere Solarflotten, Sommerverkäufe, Batterien und bezahlte saisonale Verlagerung der Wasserkraft. Seine saisonale Kernenergiereferenz verwendet andere Eingaben als dieses Budget der Eigentümer.
Vergleich saisonaler KostenEine Reserve braucht Brennstoff, nicht nur ein Kraftwerk
Stromversorger brauchen regelmässigen Winterstrom. Davon getrennt brauchen Reservedienstleistungen schnell verfügbare Leistung und genug Energie für eine lange Reparatur. Die Nennleistung eines Notkraftwerks allein sagt nicht, wie lange es laufen kann.
Würde die abgestimmte Lücke von 4.6 TWh vollständig mit flüssigem Brennstoff gedeckt, bräuchte es rund 1.21 Milliarden Liter. Das Beispiel nimmt einen Nettowirkungsgrad von 40 % und 9.6 kWh Brennstoffenergie pro Liter an. Eine lange Versorgung braucht Nachschub, nicht nur einen Tank.
Berechnung des BrennstoffsWir unterstützen brennstoffgestützte Reserven, wo sie nötig bleiben, mit ausgewiesener Brennstoffverfügbarkeit, Emissionen, Kosten und Betriebsbewilligung. Notreservekraftwerke brauchen eine Bewilligung für die gewöhnliche Versorgung, bevor sie für regelmässige Winterverkäufe eingeplant werden können.
Was die vorgeschlagenen Reserveverträge abdecken
Die vorgeschlagenen Reserveverträge umfassen 583 MW und verlangen Brennstoff für 16 Volllasttage. Das entspricht 0.224 TWh Strom. Es ist eine künftige Vertragsanforderung, kein heute gemessener Brennstoffvorrat. Reservevorschlag, Abschnitte 3.2.3 und 3.2.10 · Berechnung der Energie bei Volllast
Die nächsten Entscheide, die wir vorschlagen
Die Projekte starten. Die Versorgung bis dahin sichern.
- Kraftwerkseigentümer: die Entscheide zur Laufzeitverlängerung von Gösgen und Leibstadt und die etappierte Entwicklung von zwei neuen Reaktoren vorbereiten.
- Stromversorger: vor der Ausserbetriebnahme von Beznau Angebote für die Winterversorgung einholen und dabei tiefe Seestände und begrenzte Importe berücksichtigen.
- Kraftwerkseigentümer und Stromversorger: einen dritten Reaktor mit Wasserkraft, Speichern, Importen und brennstoffgestützten Reserven für den noch fehlenden Winterstrom vergleichen. Leistung für die schwierigen Stunden separat beschaffen.
Bauzusagen brauchen glaubwürdige Preise, Bewilligungen, Finanzierung und Verantwortung für die Realisierung. Eigentümer von Wasserkraft, Speichern und Reserven brauchen tragfähige Verträge für ihre Dienstleistungen.
Daten, Rechencode und verbleibende Unsicherheit
Der kalibrierte Vergleich testet drei ausgewählte Wetterjahre. Ein separater Vergleich für 2035 mit frei gewähltem Anfangsstand der Seen umfasst dreizehn Wetterjahre. Diese Stichproben belegen weder Wahrscheinlichkeiten noch eine endgültige Reservemarge.
Das Modell fasst die Speicherseen zusammen, kennt das künftige Wetter und lässt interne Netzengpässe weg. Reale Kraftwerkskaskaden, der Zugang der Eigentümer, der Heizbedarf bei Kälte und zuverlässige Verträge für Importe oder Brennstoff können das Ergebnis verändern.
Es ist keine Ausfallwahrscheinlichkeit zugeordnet. Die Stressfälle 2050 nehmen einen neuen Reaktor vom Netz; die Fälle 2035 nehmen Leibstadt vom Netz. Die Totale mit Ausfall enthalten bereits den Grundbedarf.
Private Bedingungen für Bau, Versicherung und Finanzierung bleiben offen. Der Finanzbetrag kann einer unbekannten Haftung keinen Preis von null zuordnen.
Kalibrierte Eingaben und Fälle (JSON) · Abgestimmte Versorgungsergebnisse (CSV) · Methode der Versorgungsberechnung · Quellenkatalog (JSON) · Rechencode der Versorgung (ZIP; archivierte Eingaben separat zu beschaffen)
Separate Zahlungsflüsse der Eigentümer (CSV) · Finanzierung und ursprüngliche Annahmen des Programms
Weiter zur Zusammenfassung der Strategie und zu den vorgeschlagenen politischen Entscheiden.
Quellen
- Winter supply, lake access and nuclear fleet comparisons
WattInfo · Kalibrierte Stundenszenarien, 26. September 2026 - Import reliance, winter solar inputs and forced shortages
WattInfo · Berechnungen mit archivierten Daten, 25. September 2026 - 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 - Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
WattInfo · Liefernachweise, 17. September 2026 - Historical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
WattInfo · Historische Vorschläge, geprüft am 18. September 2026 - Convention on Nuclear Safety: tenth Swiss report
Swiss Federal Nuclear Safety Inspectorate (ENSI) · Zehnter Bericht - Economics of extending Gösgen and Leibstadt to 80 years
BFE commissioned research · Bericht vom 12. März 2026; Publikationsdatum nicht festgestellt - Visual explanations: seasonal stress, demand and storage
WattInfo · Visuelle Kapiteldaten und ausdrückliche didaktische Annahmen - Mattmark: proposed dam raising
Axpo · Publiziert am 2025-01-16 - Reserve financing: cost boundaries and fuel obligations
Federal Council · 2026-06-12 - WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
WattInfo · Ergänzende Prüfung der Modellbelege, 18. September 2026 - Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storage
WattInfo · Bedingter Komponentenvergleich, 22. September 2026 - Supply scale, fuel and nuclear owner-cost sensitivities
WattInfo · 2026-10-02 - Matched electricity, peak-power and trade comparisons
WattInfo · 2026-10-02 - WattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
WattInfo · Vorgeschlagene Prioritäten und vorläufige Versorgungsprüfung mit festem Laden, 18. September 2026
Definitionen, Rechnungen und Modelleingaben finden Sie im Quellenregister.