Botschaft zum Bundesbeschluss über die Finanzierung der Reservekraftwerke

1.1.1 Versorgungsrisiken ab 2026

Die Risiken für eine sichere Energieversorgung in Europa und in der Schweiz haben in den letzten Jahren deutlich zugenommen. Die geopolitische Lage ist angespannt und die Entwicklung der Versorgungslage bleibt nach Einschätzung der Eidgenössischen Elektrizitätskommission (ElCom) auch in den kommenden Jahren sehr unsicher. Eine sichere Energieversorgung ist für die Bevölkerung und die Wirtschaft von essenzieller Bedeutung. Kurz- und mittelfristig muss die Schweiz sicherstellen, dass ihr im Falle einer Strommangellage in Europa genügend Reserven zur Verfügung stehen.

Risikoanalysen des Bundes gehen davon aus, dass eine schwere Strommangellage mit einem enormen volkswirtschaftlichen Schaden in Milliardenhöhe verbunden wäre. Der Risikobericht⁴ des Bundesamtes für Bevölkerungsschutz (BABS) von 2025 identifizierte eine langandauernde Strommangellage im Winter als zweitgrösstes Risiko für die Schweiz. Bei einer Stromunterversorgung von 30 Prozent während 12 Wochen im Winter rechnet das BABS mit Schäden von insgesamt bis zu 84 Milliarden Franken.

1.1.2 Empfehlung der Eidgenössischen Elektrizitätskommission (ElCom)

Um die Wahrscheinlichkeit des Eintretens einer schweren Strommangellage zu verringern, hat der Bundesrat im Zuge der angespannten Energieversorgungslage im Winter 2022/23 die rechtliche Grundlage für eine Stromreserve auf dem Verordnungsweg vorgezogen. Bundesrat und Parlament haben die Stromreserve in der Folge mit der Revision des StromVG und Fremderlassänderungen im CO₂-Gesetz vom 23. Dezember 2011⁵ sowie im Energiegesetz (EnG) vom 30. September 2016⁶ gesetzlich verankert⁷. Die ElCom, die für die Festlegung der Eckwerte der Stromreserve zuständig ist, empfiehlt aktuell⁸ – zusätzlich zur Wasserkraftreserve – eine dauerleistungsfähige Reservekapazität von mindestens 500 Megawatt (MW) ab 2030 und 700 bis 1 400 MW ab 2035, um kritischen Situationen begegnen zu können. Die empfohlene Reserveleistung berücksichtigt Unsicherheiten hinsichtlich der künftigen grenzüberschreitenden Importkapazitäten.

Die Untersuchungen der ElCom zeigen, dass auf Reservekraftwerke mit einer hohen Dauerverfügbarkeit nicht verzichtet werden kann. Nur Reservekraftwerke können bei Bedarf innerhalb kurzer Zeit hohe Leistungen von mehreren hundert Megawatt zur Verfügung stellen und über längere Zeit kontinuierlich Energie liefern.

1.1.3 Bisherige Reservekraftwerke bis Ende Frühling 2026

Die Verträge für die bisherigen Reservekraftwerke in Birr GE Vernova, Cornaux und Monthey mit einer Gesamtleistung von 336 MW sind Ende April bzw. Ende Mai 2026 ausgelaufen.

1.1.4 Reservekraftwerke für 15 Jahre Betriebsdauer

Am 14. Mai 2025 hat das UVEK auf Grundlage der Winterreserveverordnung die Zuschläge für die nachfolgenden Projekte für Reservekraftwerke mit einer elektrischen Leistung von insgesamt 583 MW erteilt. Diese Anlagen können in den nächsten drei bis fünf Jahren betriebsbereit sein. Damit werden die Anforderungen der ElCom an die Reservekapazität ab 2030 von mindestens 500 MW erfüllt. Für die Zeit ab 2035, wo der Reservebedarf durch die ElCom auf zwischen 700 MW und 1400 MW geschätzt wird, ist zu gegebener Zeit eine weitere Ausschreibung durch die nationale Netzgesellschaft nötig.

Die zwei Projekte der Firma Getec (Eiken-Sisslerfeld und Stein) wurden in der Folge zu einem grösseren Projekt in Stein im Kanton Aargau mit 57 MW zusammengelegt, so dass Verträge für vier Projekte abgeschlossen wurden.

Die insgesamt 583 MW der vier Reservekraftwerke, die ab zirka 2030 in Betriebsbereitschaft gehen sollen, entsprechen den aktuellen Empfehlungen der ElCom vom Mai 2025.

Tabelle 1

Übersicht der bezuschlagten Projekte und deren elektrische Leistung

Der Bund hat mit den Betreibern Dienstleistungsverträge abgeschlossen, welche die Betreiber verpflichten, während der Verfügbarkeitsperiode eine vereinbarte elektrische Leistung zur Verfügung zu stellen. Der Bund baut also keine Reservekraftwerke und betreibt diese auch nicht. Dies ist Sache der Betreiber.

Die Kosten für die Bereithaltung der Reservekraftwerke werden über ein vertraglich vereinbartes jährliches Verfügbarkeitsentgelt vergütet, das ab dem Zeitpunkt der Bereitstellung ausgerichtet wird. Die Vertragslaufzeit beträgt ab Bereitstellung 15 Jahre. Die Betreiber können gemäss vertraglicher Vereinbarung jedoch vor der erreichten Bereitschaft Anzahlungen beantragen, um den eigenen Kapitalbedarf und damit die Finanzierungskosten für die Stromkonsumentinnen und -konsumenten möglichst tief zu halten. Diese Anzahlungen sind als vorbezogene Verfügbarkeitsentgelte zu betrachten und werden von jenen während der Betriebsphase in Abzug gebracht. Damit der Bund diese Anzahlungen leisten kann, müssen drei Voraussetzungen erfüllt sein:

1. Das revidierte StromVG⁹ (Stromreserve) ist in Kraft (voraussichtlich 1. Juli 2027).

2. Die notwendigen Verpflichtungs- und Ausgabenkredite sind genehmigt und die entsprechenden Mittel sind eingestellt.

3. Der Betreiber leistet finanzielle Garantien, um die geleisteten Anzahlungen für den Fall eines Konkurses abzusichern.

Mit der Vertragsunterzeichnung durch das UVEK und den Anbietern wurden die Projektierung bis zur Baubewilligung sowie notwendige Vorleistungen für die vier Projekte beauftragt. Die Bauphase kann erst ausgelöst werden, wenn die rechtskräftigen Baubewilligungen für das jeweilige Projekt vorliegen und der vorliegenden Botschaft beantragte Verpflichtungskredit für die Bereitstellung der Reservekraftwerke vom Parlament bewilligt ist. Für die Bereitstellung der Reservekraftwerke über 15 Jahre sollen dem Parlament mit der vorliegenden Botschaft ein Verpflichtungs- und ein Zusatzkredit im Umfang von insgesamt rund 2,3 Milliarden Franken beantragt werden (Verpflichtungskredit für die Finanzierung von Reservekraftwerken und Zusatzkredit für die «Projektierungen und Vorleistungen Reservekraftwerke [V0377.01]).

1.1.5 Übergangslösung bis zur Bereitstellung der Reservekraftwerke

Da die Verträge der bestehenden Reservekraftwerke bereits Ende Frühling 2026 ausgelaufen sind, die ersten Reservekraftwerke jedoch frühestens ab dem Winter 2029/30 zur Verfügung stehen werden, ist für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit der Schweiz im Winter eine Übergangslösung notwendig.

Ab Februar 2027 bis Ende Mai 2030 steht dafür der Gasturbinen-Prüfstand der Firma Ansaldo Energia in Birr im Kanton Aargau mit 250 MW bereit, der in einer Strommangellage als Reservekraftwerk betrieben wird.¹⁰ Zudem steht ebenfalls ab Januar 2027 bis Ende Mai 2030 das Gas- und Dampfkombikraftwerk Bern-Forsthaus von Energie Wasser Bern (ewb) mit 50 MW als Reservekraftwerk zur Verfügung. Das Parlament hat im Dezember 2025 die Verpflichtungskredite für diese Übergangslösung bereits bewilligt (vgl. Kapitel 3.2.1).

Der Vertrag des bestehenden Reservekraftwerks in Cornaux von Groupe E wurde für vier weitere Jahre bis Ende Mai 2030 verlängert (vgl. nachfolgend Ziffer 1.2.1). Eine weitere Verlängerung ist nicht möglich, da die Anlage die Luftreinhalte-Verordnung vom 16. Dezember 1985¹¹ (LRV) nicht einhält und nur mit einer Ausnahmebewilligung betrieben werden kann.

Der Vertrag des bestehenden Reservekraftwerks in Monthey von CIMO wird so lange verlängert werden, bis die Anlage für den Langfristbetrieb umgerüstet ist. Dies wird voraussichtlich 2029 so weit sein.

Die Übergangsreservekraftwerke von Ansaldo Energia in Birr und von ewb in Bern-Forsthaus könnten, falls dies aufgrund der verzögerten Realisierungsdauer der Reservekraftwerke beispielsweise aufgrund von Einsprachen gegen die Baubewilligung nötig würde, bis maximal 2033 bzw. 2035 verlängert werden. Weitere Verlängerungen sind nicht möglich (vgl. Kapitel 1.2.1)

Die Übergangslösung mit den genannten vier Reservekraftwerken verfügt über eine Gesamtleistung von 386 MW, was etwas weniger ist als die von der ElCom empfohlene Reserveleistung von 400 MW bis 2030.

1.1.6 Weitere Bestandteile der Stromreserve

Die Stromreserve soll im Zusammenspiel mit der Wasserkraftreserve hauptsächlich durch Reservekraftwerke abgedeckt werden, die mit Brennstoffen betrieben werden können, die keine zusätzlichen fossilen CO₂-Emissionen verursachen. Ergänzt werden die Anlagen durch Notstromgruppen, Wärme-Kraft-Koppelungsanlagen (WKK-Anlagen) und eine Verbrauchsreserve. Die Kombination aller Reservebestandteile ermöglicht eine robuste Stromreserve, welche die Stromversorgung der Schweiz am besten absichert.

Bei der Wasserkraftreserve handelt es sich um einen Energiespeicher: Das Wasser in den Stauseen wird als Notvorrat zurückgehalten, um die kritischen Monate gegen Ende Winter abzusichern. Die Wasserkraftreserve bringt aber keine zusätzliche Energie ins System und kann kritische Versorgungssituationen nicht über eine längere Zeit überbrücken.

Notstromgruppen sind für einen kurzfristigen Einsatz von einigen Stunden bis Tagen konzipiert. Mit einem übergeordneten Logistikkonzept für die Versorgung mit Dieselbrennstoff kann die Betriebszeit auf bis zu drei Wochen erhöht werden. Notstromgruppen sind kostengünstig, aber nicht für den langfristigen Dauerbetrieb geeignet. Sie sind eine wertvolle Ergänzung, jedoch kein Ersatz für die Reservekraftwerke. Sowohl die Kosten als auch der Umfang der Notstromgruppen werden mittels periodischer Ausschreibungen ab Winter 2028/29 durch die Swissgrid ermittelt, wobei die ElCom den Umfang definieren wird.

Die heute bestehenden WKK-Anlagen sind in der kritischen Zeit im Winter typischerweise bereits wärmegeführt im Einsatz bzw. erbringen Systemdienstleistungen im Stromnetz und können keinen signifikanten Beitrag an die Stromreserve beisteuern. Diese Beurteilung erfolgte unter anderem durch den Branchenverband Powerloop.

Die Verbrauchsreserve ihrerseits könnte ab dem Winter 2027/2028 mittels einer Ausschreibung durch Swissgrid kontrahiert werden, nachdem das revidierte StromVG in Kraft getreten ist. Stromintensive Unternehmen verpflichten sich gegen Entschädigung, ihren Verbrauch bei drohender Mangellage zu reduzieren. Das genaue Konzept und der Umfang der zu schaffenden Verbrauchsreserve ist noch offen. Die Kosten und der mögliche Umfang wird mittels Ausschreibungen ermittelt, wobei die ElCom den tatsächlichen Umfang letztlich definieren wird. Die Kosten der Stromreserve werden mit dem Tarif Stromreserve als Teil des Entgelts für die Nutzung des Übertragungsnetzes auf die Stromkonsumentinnen und -konsumenten überwälzt.¹²

1.3.1 Weiterbetrieb der bestehenden Reservekraftwerke

Das UVEK hatte im Winter 2022/2023 gestützt auf Bestimmungen des Landesversorgungsgesetzes die stillgelegten Gaskombikraftwerke Monthey mit einer Leistung von 50 MW von CIMO und Cornaux mit einer Leistung von 36 MW von Groupe E unter Vertrag genommen. Weiter baute die Firma GE Vernova in der Gemeinde Birr mit durch den Bund gemieteten Gasturbinen ein temporäres Reservekraftwerk mit 250 MW Leistung. Die Verträge waren bis Ende April bzw. Ende Mai 2026 befristet. Der Bund hat einen Weiterbetrieb dieser Anlagen geprüft.

Für das Reservekraftwerk Monthey liess sich eine solche Verlängerung umsetzen, wobei für den Weiterbetrieb über 15 Jahre umfassende Erneuerungsarbeiten sowie eine Ertüchtigung zum Einsatz von flüssigen nötig ist.

Ein Weiterbetrieb des Reservekraftwerks Birr von GE Vernova war aus rechtlichen Gründen nicht möglich, da der mit der Bereitstellung des Kraftwerks verfügte Rückbau bis spätestens Ende 2026 nur unter Anwendung von Notrecht hätte verschoben werden können. Zudem war das Angebot von GE Vernova für den Weiterbetrieb teurer als die später gewählte Übergangslösung mit dem Turbinenprüfstand von Ansaldo am selben Standort.

Das Reservekraftwerk Cornaux kann nur für eine beschränkte Zeit bis 2030 weiter für die Stromreserve genutzt werden, da es die aktuellen Grenzwerte der LRV nicht einhält und deshalb nur mit einer Sondergenehmigung betrieben werden kann. Eine Nachrüstung mit einem sogenannten SCR-Katalysator (englisch: selective catalytic reduction) zur Reduktion von Stickoxiden in Abgasen von Gasturbinen wäre nur mit einer Baubewilligung möglich. Der Kanton Neuenburg hat aber mehrfach bestätigt, dass eine solche Bewilligung nicht erteilt würde.

Der für die Übergangslösung ab Winter 2026/27 als Reservekraftwerk eingesetzte Turbinenprüfstand von Ansaldo in Birr kann bei Bedarf durch eine Vertragsverlängerung bis 2033 für die thermischen Reserve bereitgehalten werden. Eine weitere Verlängerung ist nicht möglich, da die Firma GE Vernova als Besitzerin des Areals für die Zeit danach Eigenbedarf geltend macht.

Auch der Vertrag des Reservekraftwerks Forsthaus kann verlängert werden. Da die Stadt Bern das Gasnetz stilllegen wird, ist dies jedoch nur bis 2035 möglich.

1.3.2 Einsatz von Notstromgruppen für die Reserve

Der Bund hat Notstromgruppen mit einer elektrischen Leistung von rund 300 MW unter Vertrag, die für die Stromreserve eingesetzt werden können. Durch den Zubau von Rechenzentren könnte die kontrahierte Leistung in Zukunft weiter erhöht werden.

Es wurde geprüft, welche Massnahmen notwendig wären, damit diese Notstromgruppen die Anforderungen der Empfehlung der ElCom vom 8. Mai 2025 bezüglich Dauerleistungsfähigkeit erfüllen könnten. Dem stehen jedoch einige limitierende Faktoren entgegen, die nur teilweise aufgehoben werden können.

Notstromgruppen dienen dazu, plötzlich auftretende Unterbrüche in der Stromversorgung bei den Betreibern zu überbrücken. In den meisten Fällen sind Stromausfälle innert Stunden, spätestens innert Tagen behoben. Deshalb verfügen die meisten Notstromgruppen über eine Tankkapazität von wenigen Stunden bis einigen Tagen. Für einen Dauerbetrieb müssen die Notstromgruppen periodisch aufgetankt werden. Da der Verbrauch einer grossen Zahl an Notstromgruppen enorme Mengen an Diesel pro Tag umfasst, ist die Brennstofflogistik sowohl in Bezug auf Tankfahrzeuge als auch auf Personal anspruchsvoll. Klärungen mit der Branche haben gezeigt, dass die Versorgung von für den Dauerbetrieb geeigneten Notstromgruppen für eine beschränkte Zeit gewährleistet werden kann. Mehr als drei Wochen ist dies jedoch kaum möglich.

Ein weiteres Hindernis für den Dauerbetrieb ist, dass die meisten – vor allem die älteren – Notstromgruppen die LRV für stationäre Verbrennungsmotoren nicht einhalten und deshalb maximal 50 Stunden pro Jahr betrieben werden dürfen. Eine Nachrüstung mit Partikelfiltern und SCR-Katalysatoren ist kostspielig und in vielen Fällen aus Platzgründen gar nicht möglich. Häufig stehen die Notstromgruppen in Kellern unter Gebäuden oder in Containern auf einem Dach. Mit einer Ausnahmeregelung, wie diese auf Basis der WResV bis 2030 angewendet werden kann, lässt sich diese Limitierung der Betriebsstunden aufheben.

Weiter gibt es in verschiedenen Kantonen die Auflage, dass alle stationären Verbrennungsmotoren über eine Abwärmenutzung verfügen müssen, selbst wenn sie alle anderen Vorschriften – insbesondere die LRV – einhalten. Ohne Abwärmenutzung ist in diesen Kantonen der Betrieb auf 50 Stunden oder einen kleineren Wert pro Jahr beschränkt. Durch eine Anpassung der massgebenden Vollzugshilfe der Konferenz Kantonaler Energiefachstellen konnte eine Ausnahmeregelung hinsichtlich Abwärmenutzung in der Stromreserve erreicht werden. Somit ist diese Limitierung in Zukunft nicht mehr massgebend.

Der langfristige Dauereinsatz der Notstromgruppen ist in der Praxis durch den periodisch nötigen Unterhalt begrenzt. Dieselmotoren müssen typischerweise nach 500 Betriebsstunden gewartet werden, was nur durch Fachpersonal des Herstellers bzw. Anbieters durchgeführt werden kann. Die Serviceorganisationen der Hersteller sind darauf ausgelegt, dass sie mit dem Unterhalt der Notstromgruppen im normalen Umfeld ohne Strommangellage gut ausgelastet sind. Wenn eine grosse Anzahl Notstromgruppen gleichzeitig über eine längere Zeit betrieben wird, stehen nicht genügend Ressourcen für den Unterhalt zur Verfügung. Nach rund 500 Betriebsstunden – also nach etwa drei Wochen – steht der grösste Teil der Notstromgruppen nicht mehr zur Verfügung. Für einen Betrieb von bis zu 10 Wochen am Stück sind Notstromgruppen deshalb grundsätzlich nicht geeignet.

Die wichtigste Einschränkung des Nutzens ist jedoch, dass die kontrahierten Notstromgruppen durch die Betreiber bei Bedarf für die Eigennutzung eingesetzt werden dürfen. Dies bedeutet, dass sie im Fall einer Mangellage ab der Kontingentierungsphase für die Stromreserve gar nicht zur Verfügung stehen, weil sie zur Deckung des Eigenbedarfs bei Kontingentierungen und zyklischen Abschaltungen eingesetzt werden.

Notstromgruppen bilden einen nützlichen Bestandteil der Stromreserve, sind aber kein gleichwertiger Ersatz für Reservekraftwerke.

1.3.3 Verbrauchsreserve

Mit der Revision des StromVG vom 20. Juni 2025 hat das Parlament die gesetzliche Grundlage für eine Verbrauchsreserve geschaffen, die ab etwa 2028 zur Verfügung stehen könnte. Das BFE hat eine Studie zur Ausgestaltung der Verbrauchsreserve¹³ durchführen lassen, an der auch eine Begleitgruppe aus Branchenvertreterinnen und ‑vertretern teilgenommen hat. Aufgrund der durch den Branchenverband Gruppe Grosser Stromkunden (GGS) abgeschätzten Leistung von bis zu 200 MW kann die Verbrauchsreserve einen signifikanten Beitrag zur Stromreserve leisten. Durch die volkswirtschaftlichen Auswirkungen eines über mehrere Wochen dauernden Einsatzes sowie die begrenzte Maximal- und Dauerleistung lassen sich durch die Verbrauchsreserve jedoch keine anderen Reservebestandteile sinnvoll ersetzen.

1.3.4 Verzicht auf Reservekraftwerke

Aufgrund der hohen Kosten der Stromreserve wurde geprüft, ob ein Verzicht auf Reservekraftwerke vertretbar wäre. Die Folgekosten einer während 12 Wochen anhaltenden Strommangellage mit einer dreissigprozentigen Unterversorgung wurden durch das BABS auf bis zu 84 Milliarden Franken beziffert. Eine Strommangellage dieses Ausmasses wäre ein Extremfall. Aber auch eine weniger lange andauernde oder weniger ausgeprägte Strommangellage würde sehr hohe volkswirtschaftliche Kosten verursachen. Mit den Reservekraftwerken – im Zusammenspiel mit anderen Massnahmen – kann die Wahrscheinlichkeit einer Strommangellage deutlich gesenkt werden. Aus volkswirtschaftlicher Sicht sind die Kosten von jährlich rund 150 Millionen Franken für die Reservekraftwerke verhältnismässig. Die Idee eines Verzichts auf diese Absicherung wurde deshalb verworfen.

3.2.1 Bisherige Verpflichtungskredite für die thermische Reserve

Zum Zweck der Errichtung einer thermischen Reserve hat das Parlament ab 2022 in Etappen Verpflichtungs- und Zusatzkredite im Umfang von 1,071 Milliarden Franken genehmigt. Davon entfallen 954,4 Millionen Franken auf Reservekraftwerke, 66,4 Millionen Franken auf Notstromgruppen sowie 50 Millionen Franken auf die Projektierung Reservekraftwerke. Die jüngsten Zusatzkredite zum Zweck einer Übergangslösung bis 2030 umfassten 332,4 Millionen Franken für Reservekraftwerke und 19,9 Millionen Franken für Notstromgruppen.

Tabelle 3

Bisher bewilligte Verpflichtungskredite für die thermische Reserve

3.2.2 Zu beantragende Verpflichtungs- bzw. Zusatzkredite

Für die weitere Sicherstellung der thermischen Reserve aus Reservekraftwerken werden dem Parlament mit dieser Botschaft drei Verpflichtungskredite zur Genehmigung unterbreitet:

• – Ein neuer Verpflichtungskredit über 2,180 Milliarden Franken ab 2027 für die Bereitstellung von Reservekraftwerken mit einer langfristigen Betriebsdauer von 15 Jahren, welche ab ca. 2030 in Betriebsbereitschaft gehen sollen (Kapitel 3.2.1).

• – Ein Zusatzkredit (V0377.01) über 100 Millionen Franken ab 2027 für die Projektierungen und für Vorleistungen zu Gunsten der langfristig genutzten Reservekraftwerke; insgesamt wird damit nicht mehr Geld benötigt, aber die Investitionen müssen früher getätigt werden können, um im weiteren Projektverlauf Verzögerungen und allfällige Mehrkosten zu vermeiden (Kapitel 3.2.2).

• – Ein Zusatzkredit (V0377.00) ab 2028 über 31,3 Millionen Franken zum Verpflichtungskredit «Ergänzende Winterreserve Reservekraftwerke WResV» für den Weiterbetrieb des bestehenden Reservekraftwerks Monthey; es handelt sich dabei ebenfalls nicht um zusätzliche Kosten, sondern um vorgezogene Ausgaben insbesondere für die Revision der Gasturbine, die ursprünglich im Rahmen des Langfristvertrags vorgesehen war. Dafür reduzieren sich die Kosten der Umbauarbeiten für die langfristige Lösung ab Sommer 2028 (Kapitel 3.2.3).

Die jeweiligen Rechtsgrundlagen für diese Verpflichtungskredite sind in Kapitel Ziffer 5 ausgeführt.

3.2.3 Verpflichtungskredit für die Finanzierung von Reservekraftwerken

Die Dienstleistungsverträge für die vier Reservekraftwerke haben ab Zeitpunkt, ab dem sie in Betriebsbereitschaft gehen sollen (ca. 2030) eine Laufzeit von 15 Jahren. Die Betreiber erhalten ein vertraglich vereinbartes jährliches Verfügbarkeitsentgelt, das alle Kosten für die Bereithaltung der Reservekraftwerke inklusive Amortisation der Investitionen abdeckt. Die Verträge können durch den Bund jederzeit unter Kostenfolge gekündigt werden. Bei nicht durch den Betreiber verschuldeter Vertragsauflösung müssten die Folgekosten der Vertragsauflösung durch den Bund abgegolten werden. Die Kosten können, je nach Zeitpunkt der Kündigung, sehr hoch sein, da die Betreiber für den Bau der Reservekraftwerke grosse Investitionen tätigen, die auch bei Kündigung abgegolten werden müssen. Die Kosten einer Kündigung betragen jedoch maximal die Summe aller ausstehenden Verfügbarkeitsentgelte (für maximal 15 Jahre).

Die Gesamtkosten für die Bereitstellung der Reservekraftwerke mit einer Gesamtleistung von 583 MW und deren Verfügbarhaltung über 15 Jahre belaufen sich auf 1,880 Milliarden Franken. Hinzu kommt eine Planungsreserve von 300 Millionen Franken, die für Kostensteigerungen vorgesehen ist, welche durch Verzögerungen in den raumplanungs- und baurechtlichen Verfahren entstehen können. Die Höhe der Planungsreserve basiert auf branchenspezifischen Preisindizes. Die ausreichend dimensionierte Planungsreserve widerspiegelt den Grad möglicher Unwägbarkeiten. Änderungen in Bezug auf die Mehrwertsteuer und Abweichungen von der eingerechneten Teuerungsannahme (0,8 %) sind jedoch nicht in der Planungsreserve enthalten.

Der beantragte neue Verpflichtungskredit über 2,180 Milliarden Franken (inkl. Planungsreserve und Mehrwertsteuer) verteilt sich wie folgt auf die einzelnen Reservekraftwerke:

Tabelle 4

Neuer Verpflichtungskredit für Reservekraftwerke (inkl. MwSt.)

Der beantragte Kredit enthält ausschliesslich die Ausgaben für die Erstellung und die Betriebsbereitschaft der Reservekraftwerke. Zusätzliche Ausgaben, welche in einer möglichen Strommangellage durch den Betrieb im Abruffall dieser Kraftwerke entstünden (Brennstoff- und allfällige Energieausgleichskosten) sind nicht enthalten. Das Ausmass der in einem solchen Fall anfallenden Ausgaben hängt stark vom gegebenen Szenario ab und kann nicht verlässlich beziffert werden. Es wird angenommen, dass in einem solchen Fall die Preise für Brennstoff sehr hoch sind. Diese Ausgaben sollen direkt durch die Swissgrid mit dem Betreiber abgerechnet und auf den Tarif Stromreserve überwälzt werden. Der Bund strebt eine entsprechende Vereinbarung mit Swissgrid an. Bis dahin bleibt der Bund verantwortlich für die Begleichung rasch anfallender Kosten und müsste dafür entsprechende Kredite beantragen (vgl. auch Ziffer 3.2.11). In den Auswirkungen auf den Tarif Stromreserve (vgl. Ziffer 4.1.) sind diese Ausgaben entsprechend ebenfalls nicht berücksichtigt. Diesen Kosten stehen jedoch die Erlöse aus dem produzierten Strom gegenüber, die bei hohen Strompreisen die Kosten übersteigen.

3.2.4 Zusatzkredit für Projektierungen und Vorleistungen

Der bestehende Verpflichtungskredit von 50 Millionen Franken für Projektierungen und Vorleistungen von Reservekraftwerken vor Erteilung einer Baubewilligung soll um 100 Millionen Franken auf insgesamt 150 Millionen Franken erhöht werden. Insgesamt wird damit nicht mehr Geld benötigt, aber die Investitionen müssen früher getätigt werden können, um im weiteren Projektverlauf Verzögerungen und allfällige Mehrkosten zu vermeiden.

Die beiden Projekte Eiken-Sisslerfeld von Sidewinder und Stein von Getec müssen vor Erhalt der Baubewilligung grössere Bestellungen auslösen können, ansonsten riskieren sie Projektverzögerungen und damit Zusatzkosten. Sidewinder plant, Anfang 2027 den Vertrag für die Realisierung mit Anzahlungen an den Kraftwerkshersteller (EPC-Contractor) zu sichern und Anlagenteile mit sehr langer Lieferzeit vorzubestellen. Getec wird ebenfalls Komponenten mit langer Lieferzeit (insbesondere den benötigten Transformator) im Jahr 2027 bestellen. Es ist wichtig, dass die beiden Projekte keine Verzögerungen erfahren, ansonsten besteht das Risiko, dass die Anlagen 2033 nicht betriebsbereit sind.

Damit der Zusatzkredit für «Projektierungen und Vorleistungen Reservekraftwerke» rechtzeitig auf Anfang 2027 zur Verfügung steht, ist die parlamentarische Beratung der Botschaft dringlich. Nur so können Verzögerungen aufgrund fehlender Kredite in den beiden Projekten Eiken-Sisslerfeld und Stein verhindert werden. Es ist wichtig, dass die Botschaft durch das Parlament in der Herbst- und Wintersession 2026 beraten wird, und der Bundesbeschluss Ende 2026 vorliegt. Ansonsten kann insbesondere Sidewinder die notwendigen Bestellungen nicht auslösen, was zu erheblichen Verzögerungen und Mehrkosten führen wird oder sogar zu einem Abbruch des Projektes führen könnte.

Da nicht absehbar ist, wann die rechtsgültige Baubewilligung vorliegen wird, ist zur Deckung möglicher Mehrkosten, welche durch Terminverzug entstehen würden, eine grosse Planungsreserve eingebaut.

Tabelle 5

Notwendiger Zusatzkredit für Projektierungen und Vorleistungen (V0377.01)

3.2.5 Zusatzkredit für die «Ergänzende Winterreserve Reservekraftwerke WResV» zur Finanzierung der Übergangslösung für das Reservekraftwerk Monthey

Der bestehende Verpflichtungskredit «Ergänzende Winterreserve Reservekraftwerke WResV» muss zur Finanzierung der Übergangslösung für das Reservekraftwerk Monthey für die Jahre 2028 bis 2030 um 31,3 Millionen Franken erhöht werden.

Tabelle 6

Notwendiger Zusatzkredit für die «Ergänzende Winterreserve Reservekraftwerke WResV» zur Finanzierung der Übergangslösung für das Reservekraftwerk Monthey

Für eine unterbruchsfreie Verfügbarkeit des Reservekraftwerks Monthey muss im Zeitraum der Übergangslösung eine Revision der Gasturbine durchgeführt werden. Es handelt sich dabei nicht um zusätzliche Kosten, sondern um vorgezogene Ausgaben für die Turbinenrevision, die ursprünglich im Rahmen des Langfristvertrags vorgesehen war. Der Zusatzkredit muss zudem das Verfügbarkeitsentgelt für zwei weitere Perioden im Winter 2027/28 und 2028/29 abdecken. Dafür reduzieren sich die Kosten der Umbauarbeiten für die Langfristlösung ab Sommer 2029.

3.2.6 Gesamtübersicht Verpflichtungskredite

Tabelle 7

Gesamtübersicht der Verpflichtungskredite

3.2.7 Verzicht auf einen Budgetvorbehalt in den Verträgen ab Bauphase

Die Reservekraftwerke werden durch die Anbieter im Hinblick auf den ausschliesslichen Einsatz für die Stromreserve neu gebaut, bzw. im Fall von Monthey umgebaut. Die fixierte Entschädigung über 15 Jahre Betrieb deckt die Abschreibung der Investitionen, den Aufwand zur Sicherstellung der Betriebsbereitschaft sowie einen angemessenen Gewinn. Ein Budgetvorbehalt in den Verträgen würde der über die Vertragslaufzeit fixierten Entschädigungsregelung zuwiderlaufen. Von den Betreibern wurde ein Budgetvorbehalt im Vertrag abgelehnt, da daraus für sie nicht tragbare finanzielle Risiken entstehen würden. Weil ein Budgetvorbehalt den Vertragsabschluss verunmöglichen würde, wurde in den Dienstleistungsverträgen mit den Betreibern auf einen solchen verzichtet.

Die Anbieter benötigen nach Vorliegen der rechtskräftigen Baubewilligung die schriftliche Baufreigabe durch das UVEK, bevor sie mit dem Bau der Reservekraftwerke beginnen können. Das UVEK kann die Baufreigabe nur erteilen, wenn der notwendige Verpflichtungskredit vom Parlament genehmigt ist. Ein entsprechender Vorbehalt auf den Verpflichtungskredit ist in den Verträgen enthalten. Mit der vorliegenden Botschaft wird das Parlament darüber informiert, dass in den Verträgen kein Budgetvorbehalt enthalten ist.

3.2.8 Einsparungen durch Direktverhandlungen

Die im Sommer 2023 gestartete Ausschreibung brachte insgesamt fünf Angebote für Reservekraftwerke mit einer Gesamtleistung von 591 Megawatt hervor. Nach der Bereinigung der Angebote lagen die Kosten bei insgesamt 2,711 Milliarden Franken für 15 Jahre Bereithaltung der Reserveleistung. Das UVEK entschied aufgrund der sehr hohen Kosten, die Ausschreibung nicht weiterzuverfolgen. Stattdessen wurden Direktverhandlungen mit den Anbietern und zahlreichen weiteren potenziellen Lieferanten aufgenommen, um Kosteneinsparpotential zu identifizieren.

Dabei zeigte sich, dass vorwiegend zwei Faktoren zu den hohen Kosten geführt hatten. Einerseits waren dies die Kapitalkosten: Die Betreiber bauen die Reservekraftwerke speziell für diesen Zweck und investieren grosse Summen, die sie über die Laufzeit des Vertrags von 15 Jahren amortisieren können. Das investierte Kapital muss in dieser Zeit verzinst werden, was sehr hohe Kosten verursacht. Deshalb wurde die Möglichkeit geschaffen, dass die Anbieter Anzahlungen beantragen können. Das benötigte Kapital wird durch Swissgrid über den Netznutzungszuschlag erhoben und den Betreibern zinslos zur Verfügung gestellt. Die Betreiber müssen entsprechende finanzielle Sicherheiten bieten, damit ein Verlust des Kapitals ausgeschlossen ist.

Andererseits waren die Konventionalstrafen für die Projektanten ursprünglich sehr hoch angesetzt. Diese hatten den Charakter von Schadenersatzzahlungen. Im Betrieb von Reservekraftwerken können bei Abweichungen der gelieferten Leistung von der vereinbarten Leistung (Fahrplan) im Extremfall sehr hohe Kosten für Ausgleichsenergie anfallen. Bei einem grossen Reservekraftwerk könnten sich diese auf bis zu über 100 Millionen Franken innert 24 Stunden belaufen. Entsprechend mussten die Anbieter sehr hohe Risikorückstellungen einkalkulieren. Die Pönalen wurden deshalb neu so ausgestaltet, dass sie hoch genug sind, dass die Betreiber maximale Anstrengungen unternehmen, um die Anlage betriebsbereit und hoch verfügbar zu halten. Ein Tag Nichtverfügbarkeit kann nun noch Strafzahlungen bis etwa 700 000 Franken auslösen.

Mit den Anzahlungen und den reduzierten Pönalen konnten die Projektkosten um rund
950 Millionen Franken auf 1,762 Milliarden Franken gesenkt werden. Dieser Kostenvergleich versteht sich ohne Mehrwertsteuer und ohne Kosten für die Erstbefüllung der Brennstofftanks.

Die Vergabe erfolgte auf Basis von fünf Zuschlagskriterien. Am meisten Gewicht hatte dabei der Preis mit einem Anteil von 40 %. Das zweite Zuschlagskriterium mit 20 % Anteil an der Gesamtbewertung war der spezifische CO₂-Ausstoss. Durch den Einsatz von hydriertem Pflanzenöl (hydrotreated vegetable oil, HVO) als Brennstoff erreichten bei diesem Kriterium alle Projekte die Maximalpunktzahl. Das dritte Zuschlagskriterium mit 10 % Anteil bezog sich auf die Umsetzbarkeit der Netzanschlüsse, welche einen grossen Einfluss auf die Kosten- und Terminsituation haben. Das vierte Kriterium mit ebenfalls 10 % Anteil war eine möglichst kurze Projektdauer. Eine Projektdauer von mehr als 60 Monaten hätte zudem zu einem Ausschluss geführt, da diese Obergrenze als Eignungskriterium festgelegt war. Mit dem fünften Zuschlagskriterium (Anteil 20 %) wurde die Qualität des Projekts und des Anbieters mit einer grösseren Anzahl Bewertungspunkte beurteilt. Die Gesamtbewertung und damit die Reihenfolge der Zuschlagserteilung ergab sich aus der Summe der einzelnen Zuschlagskriterien.

Die aus den Angeboten resultierenden Projektkosten wurden mit Zahlen aus öffentlich zugänglichen Studien plausibilisiert.

3.2.9 Projektrisiken

Um die Reservekraftwerke für die thermische Stromreserve bereitzustellen, hat der Bund Dienstleistungsverträge mit den Betreibern der Kraftwerke abgeschlossen. Die Risiken im Zusammenhang mit dem Bau und dem Betrieb der Reservekraftwerke liegen daher grundsätzlich bei den Betreibern.

Für den Bund bestehen dennoch einige Risiken, die zu Terminverzug oder Kostenfolgen führen könnten. Zur Deckung der Risiken ist eine Planungsreserve von 300 Millionen Franken vorgesehen.

Die über die Laufzeit von 15 Jahren notwendigen Kredite werden mit der vorliegenden Botschaft beantragt. Bisher sind nur Mittel für die Planungsphase bis zur Baubewilligung vorhanden. Das BFE hat daher mit der Unterzeichnung der Dienstleistungsverträge für die Bereitstellung der Reservekraftwerke nur die Projektierung bis zum Erreichen der rechtsgültigen Baubewilligung freigegeben. Die Betreiber der künftigen Reservekraftwerke konnten deshalb mit den Auftragnehmern und Lieferanten für die Realisierung der Reservekraftwerke noch keine bindenden Verträge eingehen. Deshalb sind auch die Kosten nicht abschliessend fixiert. Bei Vorliegen der Baubewilligung werden die Betreiber ihre Angebote aktualisieren. Für die Kostenentwicklung wurden im Vertrag indexbasierte Zielwerte vereinbart. Wenn diese Zielwerte überschritten werden, hat das BFE das Recht, dem Betreiber den Vertrag zu entziehen und auf einen Dritten zu übertragen. Unabhängig davon hat der Bund immer das Recht, den Dienstleistungsvertrag jederzeit zu kündigen. In diesem Fall müssten dem Projektanten die nachgewiesenen Kosten für Projektierung und Vorleistungen jedoch vergütet werden.

Falls die Baubewilligung für eines der vorgesehenen Reservekraftwerke trotz genehmigungsfähiger Unterlagen und ohne Verschulden des Projektanten nicht erteilt werden könnte, würde dieses Projekt entfallen. Je nach Standort ist vor der Baubewilligung allenfalls ein Eintrag im kantonalen Richtplan und eine Anpassung der Bau- und Nutzungsordnung nötig, was Zeit in Anspruch nimmt und ein zusätzliches Verfahrensrisiko für die Realisierung des entsprechenden Projekts bedeutet. Kann das Projekt für ein Reservekraftwerk nicht realisiert werden, würde zusätzlich zum Verlust der aufgelaufenen Projektierungskosten auch die Stromproduktionskapazität nicht im vorgesehenen Ausmass gewährleistet. Es müsste eine neue Ausschreibung zur Beschaffung der fehlenden Reserveleistung durchgeführt werden.

Weiter könnte es sein, dass sich die Einschätzung der ElCom zum Reservebedarf im Laufe der Zeit reduziert. Dies würde dazu führen, dass zu viel Leistung kontrahiert ist, die nicht ohne Kostenfolgen reduziert werden kann. Die Höhe der Kostenfolge ist abhängig vom Zeitpunkt, in welchem der Vertrag gekündigt würde und kann daher nicht pauschal ausgewiesen werden. Die ElCom hat diese Sachlage bei ihren Überlegungen zur Dimensionierung berücksichtigt.

Die Kosten der Reservekraftwerke würden sich ebenfalls erhöhen, wenn der Mehrwertsteuersatz angehoben wird. Auch wenn die Teuerung stärker ausfiele als die in der Kalkulation hinterlegten 0,8 Prozent, entstünden Zusatzkosten, die jedoch durch die Planungsreserve abgedeckt sein sollten. Schliesslich verpflichtet sich das BFE in den Verträgen, Mehrkosten zu übernehmen, welche sich aus nicht vorhersehbaren Änderungen der rechtlichen Grundlagen für die Betreiber ergeben.

3.2.10 Berücksichtigung von Brennstoffmangellagen

Für den Betrieb von Reservekraftwerken sind grosse Mengen Brennstoff erforderlich. Strommangellagen können mit Gasmangellagen in Zusammenhang stehen. Auch ist es möglich, dass aufgrund globaler Entwicklungen oder kriegerischer Ereignisse die Versorgung mit Öl und anderen flüssigen Brennstoffen verknappt wird. Damit die Reservekraftwerke auch in solchen Situationen verfügbar sind, wurden verschiedene Vorkehrungen getroffen. Die Reservekraftwerke werden mit flüssigen Brennstoffen betrieben, um die Abhängigkeit von Gaslieferung aufzuheben. Die Betreiber sind verpflichtet, den benötigten Brennstoff für 16 Tage Betrieb einzulagern und den Nachschub inklusive Logistik für 10 Wochen zu sichern.

3.2.11 Übertragung der Verträge an Swissgrid ab 2028/29

Die Verträge für die Reservekraftwerke, die der Bund vor der Inkraftsetzung des revidierten StromVG zur Stromreserve abgeschlossen hat, sollen gestützt auf eine im StromVG noch zu schaffende gesetzliche Grundlage ab 2028/29 auf die nationale Netzgesellschaft Swissgrid übertragen werden. Ab dem Zeitpunkt der Vertragsübertragung obliegt die Finanzierung der Reservekraftwerke der nationalen Netzgesellschaft Swissgrid. Da der Bund zum heutigen Zeitpunkt die gesamten Verpflichtungen eingeht, wird dem Parlament trotz vorgesehener Übertragung der gesamte Verpflichtungskredit zur Genehmigung unterbreitet.

3.2.12 Ausgabenkredite

Um die Projektpläne zur Umsetzung der Reservekraftwerke sicherzustellen, müssen erste Zahlungen an die Anbieter bereits im Verlauf des Jahres 2027 geleistet werden. Deshalb werden die notwendigen Ausgabenkredite unter den vorstehend beantragten Verpflichtungs- und Zusatzkrediten dem Parlament gesondert bereits mit der Botschaft zum Voranschlag 2027 unterbreitet. Allfällig bewilligte Voranschlagskredite stehen unter dem Vorbehalt der Genehmigung der hier beantragten Verpflichtungs- und Zusatzkredite. Die Ausgaben sind für den Bund haushaltsneutral, da sie an die nationale Netzgesellschaft Swissgrid weiterverrechnet und über das Netznutzungsentgelt auf die Stromkonsumentinnen und -konsumenten überwälzt werden.

3.2.13 Mittel für den Abruf

Bei einer drohenden Strommangellage ruft Swissgrid die Reservekraftwerke und Notstromgruppen ab. Die Betreiber sind dabei für die Beschaffung der notwendigen Brennstoffe (Erdgas, hydriertes Pflanzenöl [HVO] oder Diesel) selbst verantwortlich; die daraus entstehenden variablen Kosten werden ihnen erstattet.

Die Höhe dieser Kosten hängt primär von der Einsatzdauer der Anlagen sowie von den Brennstoffpreisen ab. Die Kosten eines Abrufs werden über das Netznutzungsentgelt finanziert. Den Kosten für den Betrieb stehen die Erlöse aus dem Stromverkauf gegenüber. Bei Strompreisen ab etwa 200 Franken pro MWh entstehen positive Deckungsbeiträge, welche die Gesamtkosten reduzieren. Der Bund strebt eine direkte Abwicklung der Verrechnung zwischen den Betreibern und der nationalen Netzgesellschaft Swissgrid an. Auf eine vorsorgliche Beantragung entsprechender Kredite wird verzichtet, weil weder Einsatzdauer noch -häufigkeit der Reservekraftwerke und Notstromgruppen im Voraus zuverlässig abgeschätzt werden können. Die Vorkehrungen für den Abruffall werden ausserhalb des vorliegenden Geschäfts getroffen, da kein Voranschlagskredit beantragt werden kann, wenn die Wahrscheinlichkeit gering ist, dass die Mittel effektiv benötigt werden.