Noch vor wenigen Jahrzehnten galt Solarstrom als teure Nischentechnologie. Heute liefert die Sonne einen bedeutenden Anteil des Schweizer Stroms. Wie wurde aus Solarzellen mit einem Wirkungsgrad von kaum einem Prozent eine der wichtigsten Stromquellen des Landes?

Von der Antike bis zur ersten Solarzelle im 19. Jahrhundert

Bereits in der Antike nutzten die Griechen und Römer die Energie der Sonne. Gebäude wurden so ausgerichtet und gestaltet, dass sie im Winter möglichst viel Sonnenwärme aufnahmen und im Sommer vor Überhitzung geschützt waren. Ausserdem nutzten sie sogenannte Brennspiegel, um Sonnenstrahlen zu bündeln und damit Feuer oder Fackeln zu entzünden oder um Metalle zu schmelzen.

Im Jahr 1767 beobachtete der Genfer Naturforscher Horace Bénédict de Saussure, dass sich Flächen unter einer Glasabdeckung stärker erwärmen als solche ohne eine Abdeckung. In der Folge baute er sogenannte Hitzekisten – das heisst, Holzkästen mit schwarzem Boden und einer Abdeckung aus mehreren Glasscheiben. Diese kleinen, gewächshausähnlichen Konstruktionen erwärmten sich auf bis zu 87 Grad Celsius. Den photovoltaischen Effekt beobachtete der französische Physiker Alexandre Edmond Becquerel erstmals im Jahr 1839. Er fand heraus, dass das Licht in bestimmten Materialien eine elektrische Spannung erzeugen kann. Diese Entdeckung bildete die Grundlage für die spätere Entwicklung der Photovoltaik, die die Umwandlung von Sonnenlicht in elektrische Energie ermöglicht.

Der Begriff «Photovoltaik» setzt sich aus dem griechischen Wort «phos» und der elektrischen Einheit «Volt», benannt nach dem italienischen Physiker Alessandro Volta, zusammen. Unter Photovoltaik wird die Umwandlung von Lichtenergie, meistens in Form von Sonnenenergie, in elektrische Energie verstanden. Die ersten Solarzellen am Ende des 19. Jahrhunderts auf Selenbasis wiesen lediglich einen Wirkungsgrad von rund 1 % auf. Selen ist ein chemisches Element mit halbleitenden Eigenschaften. Es kann bei Lichteinstrahlung elektrische Ladungen freisetzen und eignete sich deshalb für die ersten Versuche zur direkten Umwandlung von Sonnenlicht in Strom. Aufgrund seines geringen Wirkungsgrads wurde Selen später jedoch weitgehend durch leistungsfähigere Materialien wie Silizium ersetzt. Der Wirkungsgrad einer Solarzelle zeigt, wie effizient sie Sonnenlicht in Strom umwandelt. Ein höherer Wirkungsgrad bedeutet, dass ein grösserer Anteil der Sonnenenergie genutzt wird.

Der Boom der Solarenergie am Ende des 20. Jahrhunderts

Im Jahr 1954 entwickelte ein Forscherteam der Bell Laboratories in den Vereinigten Staaten die erste funktionsfähige Solarzelle aus Silizium. Das Forscherteam fand heraus, dass halbleitende Materialien wie Silizium effektiver als Selen waren. Ihre erste Solarzelle erreichte einen Wirkungsgrad von 6 %, das heisst, sie konnte 6 % der auftreffenden Sonnenenergie in Strom umwandeln. Zum Vergleich: moderne Solarmodule erreichen einen Wirkungsgrad von 22% bis 24%. Um die Zuverlässigkeit der neuen Technologie zu demonstrieren und mangels geeigneter Alternativen zur Energieversorgung im All, wurde 1958 der Satellit Vanguard I mit Solarzellen ausgestattet. Der erfolgreiche Einsatz trug wesentlich dazu bei, das Potenzial der Photovoltaik aufzuzeigen. Die Ölkrise von 1973 vergrösserte das Interesse an erneuerbaren Energiequellen und als Folge profitierte die Solarenergie von erhöhter Aufmerksamkeit, was ihre Entwicklung zusätzlich beschleunigte.

Die Schweiz als weltweite Spitzenreiterin

Die erste netzgekoppelte Photovoltaik (PV)-Anlage Europas mit dem Namen Ticino Solare (TISO-10) wurde 1982 in Lugano installiert und liefert heute noch Strom (mehr dazu hier). Drei Jahre später, im Jahr 1985, fand das weltweit erste Rennen für solarbetriebene Autos in der Schweiz statt, die sogenannte Tour de Sol. Die Strecke führte in fünf Etappen vom Bodensee bis an den Genfersee. Von 73 gestarteten Solarmobilen erreichten 58 Fahrzeuge das Ziel. Die Veranstaltung entwickelte sich zu einem Publikumserfolg und fand jährlich bis 1993 statt. Die Tour de Sol förderte zahlreiche technische Innovationen im Bereich der Elektromobilität und bewies der Öffentlichkeit, dass die Nutzung von solarbetriebenen Fahrzeugen auch in weniger sonnigen Regionen möglich ist.

Die Reaktorkatastrophe von Tschernobyl im Jahr 1986 verstärkte das Interesse an alternativen und erneuerbaren Energiequellen zusätzlich und verlieh der Photovoltaik weiteren Auftrieb. Die Stadt Burgdorf führte 1991 als eine der ersten Gemeinden eine Vergütung für Solarstrom ein. Pro eingespeiste Kilowattstunde wurden die Produzenten mit einem Franken vergütet. Ein Jahr später wurde das Sonnenkraftwerk Mont Soleil im Berner Jura durch den damaligen Bundesrat Adolf Ogi offiziell eröffnet. Zum Zeitpunkt seiner Inbetriebnahme war Mont Soleil mit einer Nennleistung von 560 Kilowatt (kW) eine der grössten Photovoltaikanlagen Europas. Zwischen 1987 und 1998 vergrösserte sich die Nutzung der Photovoltaik in der Schweiz um den Faktor 14, wodurch die Schweiz zu einer der weltweiten Spitzenreiterinnen wurde.

Nach der Jahrtausendwende flachte der Boom der Solarenergie in der Schweiz ab. Dies wurde auch in der Abstimmung über die Volksinitiative «Für einen Solarrappen (Solar-Initiative)» am 24. September 2000 sichtbar. Die Initiative wollte die Solarenergie in der Schweiz gezielt fördern. Dafür sollten Stromkundinnen und Stromkunden während 25 Jahren eine Abgabe von maximal 0,5 Rappen pro verbrauchter Kilowattstunde auf Strom aus nicht erneuerbaren Energiequellen bezahlen. Die daraus erzielten Einnahmen wären in den Ausbau erneuerbarer Energien geflossen, wobei die Hälfte ausdrücklich für die Förderung der Solarenergie vorgesehen war. Die Bevölkerung stand dem Vorschlag jedoch kritisch gegenüber: In der Volksabstimmung wurde die Solarinitiative mit 68,18 % der Stimmen deutlich abgelehnt.

Ende 2025 machte die Solarenergie in der Schweiz knapp 12 Prozent an der Stromproduktion aus. Rafael Stähli, Fachspezialist für erneuerbare Energien im Bundesamt für Energie, erklärt die Bedeutung der Solarenergie und wo die Herausforderungen sind.

Rafael Stähli

Rafael Stähli, Fachspezialist für erneuerbare Energie im BFE.

Energeiaplus: Welche Rolle spielt die Solarenergie heute im Schweizer Stromsystem?

Um die Umwelt zu schonen und unsere Klimaziele zu erreichen, hat die Schweizer Bevölkerung entschieden, den Verbrauch von fossilen Energieträgern zu reduzieren. Das bedeutet unter anderem, dass wir Verkehr, Industrie und Gebäude zunehmend elektrifizieren müssen. Dadurch wird der Stromverbrauch steigen. Die grosse Herausforderung der kommenden Jahre ist die sichere und nachhaltige Versorgung der Schweiz mit Strom.

Für eine sichere und nachhaltige Stromversorgung brauchen wir einen breiten Strommix. Die Photovoltaik spielt dabei eine wichtige Rolle. Im Jahr 2025 deckte die Photovoltaik mit rund 8 Terawattstunden (TWh) schon 14% des gesamten Verbrauchs ab. Photovoltaik ist günstig und kann vor allem auf bereits bebauten Flächen und in der Nähe der Verbraucher ausgebaut werden. Das langfristig nutzbare Potenzial der Photovoltaik beträgt rund 100 TWh pro Jahr und ist noch lange nicht ausgeschöpft.

Welche Herausforderungen bringt der zunehmende Anteil von Solarstrom für die Stromnetze mit sich?

Unser Stromnetz wurde ursprünglich für wenige grosse Kraftwerke gebaut, um den Strom von den oberen auf die unteren Netzebenen zu verteilen. Erneuerbare Energien führen vermehrt zu einer dezentralen Einspeisung ins Netz auf den unteren Netzebenen. Gleichzeitig wächst durch die Elektrifizierung auch die Anzahl neuer Verbraucher wie beispielsweise Wärmepumpen oder Elektroautos, welche den Strombedarf und die Netzbelastung grundsätzlich erhöhen. Aber: Weil der Solarstrom häufig direkt am Ort des Stromverbrauchs produziert wird, wirkt er auch netzentlastend. Dieser Effekt kann durch aktive und intelligente Steuerung der Erzeuger, Verbraucher und Speicher maximiert werden. Dabei werden Produktion, Verbrauch und Speicherung von Strom so aufeinander abgestimmt, dass das Netz möglichst effizient genutzt und Spitzenbelastungen vermieden werden.

Welche Rolle spielen Energiespeicher für die Nutzung von Solarenergie?

Energiespeicher erfüllen mehrere Rollen gleichzeitig: In Kombination mit einem Energiemanagementsystem (EMS) erlauben Energiespeicher die Optimierung des Eigenverbrauchs und Stabilisierung des Gesamtsystems. Die erzeugte Solarenergie lässt sich mit einem Energiespeicher bedarfsgerecht speichern, vor Ort nutzen und zu wirtschaftlich optimalen Zeiten einspeisen, beispielsweise dann, wenn die Nachfrage nach Strom hoch ist und sich die Einspeisung besonders lohnt. Das entlastet die Infrastruktur, ermöglicht eine flexible Reaktion auf Eigenbedarf und Marktpreise und sorgt für eine effiziente, finanziell nachhaltige Energienutzung.

Wie wichtig werden intelligente Netze (Smart Grids) für die Integration von Solarstrom?

Smart Grids sind kein optionales Zusatzinstrument, sondern eine systemische Voraussetzung für eine funktionierende Solarstromintegration. Je höher der Photovoltaikanteil im Netz, desto wichtiger werden Intelligenz, Flexibilität und Digitalisierung als Grundlage für einen sicheren, kosteneffizienten und nachhaltigen Netzbetrieb.

Welche Bedeutung haben lokale Elektrizitätsgemeinschaften und Eigenverbrauchsgemeinschaften für die Stromversorgung?

Die zunehmend dezentrale Stromproduktion vieler Photovoltaik-Produzenten erlaubt es, den Solarstrom direkt vor Ort zu nutzen und so die Netznutzung zu reduzieren. Eigenverbrauchsgemeinschaften und lokale Elektrizitätsgemeinschaften bieten dafür die reglementarische Grundlage, um produzierten Solarstrom lokal zu beziehen oder lokal zu verkaufen, teils ganz ohne und teils zu reduzierten Netzkosten. Nebst dem netzschonenden Effekt schaffen sie einen Marktmechanismus, der den bestehenden und künftigen Solarstromzubau wirtschaftlicher und breiter zugänglich macht. Mehrfamilien-Neubauten mit Solaranlage werden bereits des Öfteren mit einem Zusammenschluss zum Eigenverbrauch gebaut.

Welche Rolle spielen alpine Solaranlagen für die Stromversorgung im Winter?

Im Rahmen der Energiestrategie 2050 ist Winterstrom ein zentrales Thema, da der Stromverbrauch im Winter höher ist, herkömmliche PV-Anlagen aber gerade im Winter weniger produzieren. Da alpine Solaranlagen einen erheblich besseren Winterstromertrag als PV-Anlagen im Flachland liefern, können alpine Solaranlagen die saisonale Lücke teilweise schliessen und damit einen wichtigen Beitrag zur ganzjährigen Stromproduktion leisten.

Die Solarenergie wird heute meist mit Photovoltaik gleichgesetzt, obwohl es noch andere Formen der Nutzung der Solarenergie gibt. Welche Rolle spielt die Nutzung der Sonnenenergie zur Wärmeerzeugung heute noch? Welches Potenzial sehen Sie für Solarwärme in der Schweiz in den kommenden Jahrzehnten?

Solarwärme wird wohl die Photovoltaik in der Schweiz mengenmässig nicht mehr einholen, dafür ist der Vorsprung zu gross, und im Einfamilienhaus-Segment verdrängt die Kombination von Wärmepumpe und PV-Anlage die klassische Solarthermie zunehmend. Das Potenzial der kommenden Jahrzehnte liegt aber nicht im Verdrängungswettbewerb mit der Photovoltaik, sondern in ergänzender Betrachtung mit hohem Systemnutzen.

Welche Rolle wird die Photovoltaik in der Schweizer Stromversorgung 2050 spielen?

Die Photovoltaik hat bereits heute eine tragende Rolle für die Schweizer Stromversorgung und wird diese Rolle in der Zukunft noch weiter ausbauen. Die Sonne ist ein verlässlicher, nachhaltiger Lieferant, welcher man auch in Zukunft sehr gut zur Stromgewinnung verwenden kann. Mit der sich verändernden Grösse der PV-Produktion in der Schweiz werden sich die Rahmenbedingungen anpassen müssen. Ich bin aber zuversichtlich, dass die Solarenergie eines unserer besten Mittel für den erneuerbaren Umbau des Energienetzes und eine nachhaltige Schweizer Stromversorgung 2050 sein wird.

Die Solarenergie ist damit bereits heute ein wichtiger Bestandteil der schweizerischen Stromversorgung. Gemäss der Energiestrategie 2050 des Bundes soll sie auch künftig eine zentrale Rolle bei der Erreichung der energie- und klimapolitischen Ziele spielen. Laut dem Energiegesetz (EnG) soll bis 2050 insgesamt 45 Terrawattstunden (TWh) an erneuerbarem Strom produziert werden, wobei der grösste Teil aus PV-Anlagen stammen soll.

Dieser Blogbeitrag über die Solarenergie ist der Vierte und Letzte in der Blogreihe über die Geschichte der erneuerbaren Energien mit dem Fokus auf die Schweiz. Den ersten Blogbeitrag über die Geothermie finden Sie hier, den zweiten über die Windenergie hier, und den dritten über die Wasserkraft hier.

 Mattia Pesolillo, Hochschulpraktikant Kommunikation, Bundesamt für Energie (BFE)

Bild: Shutterstock

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In der Herbstsession 2026 befassen sich die eidgenössischen Räte unter anderem mit der Anpassung des Elektrizitätsgesetzes. Mit der Vorlage sollen Planungs- und Bewilligungsverfahren beim Um- und Ausbau des Stromnetzes vereinfacht und verkürzt werden. Uneinig sind sich die Räte punkto Moorschutz. Zudem berät der Ständerat über Finanzhilfen für systemkritische Stromkonzerne in Krisensituationen. Energeiaplus mit einem Überblick über die wichtigsten energiepolitischen Geschäfte.

Ein leistungsfähiges Stromnetz ist zentral für die sichere Energieversorgung der Schweiz. Der Bundesrat schlägt deshalb vor, das Elektrizitätsgesetz so anzupassen, dass Verfahren für Aus- und Umbauten schneller werden. Einig sind sich National- und Ständerat, dass Hoch- und Höchstspannungsleitungen grundsätzlich oberirdisch verlegt werden sollen. Der Ständerat sprach sich aber in der Sommersession 2026 als Zweitrat dafür aus, dass dieser Grundsatz in Bauzonen nicht gelten soll. Zudem soll eine Erdleitung möglich sein, wenn dies billiger zu realisieren ist oder aus technischen Gründen nötig ist. Differenzen bestehen weiter beim Umgang mit Moorgebieten, wenn diese von Projekten für den Aus- oder Umbau des Stromnetzes betroffen sind.

In der Herbstsession ist zunächst der Nationalrat wieder am Zug. Nach Ansicht der vorberatenden Kommission des Nationalrats (UREK-N) soll der Moorschutz nicht aufgeweicht werden. Das könne die Akzeptanz der Vorlage gefährden. Die UREK-N schlägt deshalb vor, den absoluten Moorschutz gemäss Verfassung beizubehalten. Das Ziel ist – gemäss Traktandenliste – die Differenzen in der Herbstsession zu bereinigen.

Fireg im Ständerat

Thema im Ständerat ist zudem das Bundesgesetz über subsidiäre Finanzhilfen zur Rettung systemkritischer Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft (Fireg). Der Bundesrat beantragt mit dem Fireg, die Geltungsdauer des Rettungsschirms um fünf Jahre zu verlängern. Der Nationalrat ist damit nicht einverstanden. Im März trat er nicht auf die Vorlage ein. Die vorberatende Kommission des Ständerats (UREK-S) schlägt jetzt vor, dem Nationalrat zu folgen. Nimmt der Ständerat diesen Antrag an, wird das Gesetz am 31. Dezember 2026 auslaufen, womit auch die Finanzhilfen nicht länger bereitstehen. Nach Meinung der UREK-S haben die systemkritischen Unternehmen der Strombranche die Zeit genutzt, um sich auf Marktverwerfungen vorzubereiten. Die Kommission zweifelt indes, ob alle Möglichkeiten ausgeschöpft worden sind.

Traktandiert im Ständerat ist eine parlamentarische Initiative der UREK-N. Mit der Initiative soll das Stromversorgungsgesetz so präzisiert werden, dass künftig Verluste und Gewinne aus der Strombeschaffung symmetrisch behandelt werden. Heute tragen Grundversorger Verluste aus Ausgleichgeschäften allein, während Gewinne den Kundinnen und Kunden nicht zugutekommen. Diese Schieflage soll korrigiert werden.

Weitere parlamentarische Vorstösse

Ständerat:

Ständerat Fabio Regazzi (Die Mitte/TI) verlangt vom Bundesrat einen Bericht zu den Auswirkungen der europäischen Automobilkrise auf die Schweizer Autobranche – dies im Hinblick auf die Erarbeitung der längerfristigen Regulierung für Fahrzeuge. Der Bundesrat beantrage die Annahme des Postulats.

Traktandiert sind zwei Vorstösse von Ständerat Jakob Stark (SVP/TG):
Mit seinem Postulat möchte er bessere und langfristig verlässliche Rahmenbedingungen erreichen, damit weiterhin in neue Stromproduktionsanlagen investiert wird, unabhängig von der verwendeten Technologie. Der Bundesrat soll deshalb aufzeigen, wie die heutigen unterschiedlichen und befristeten Förderbestimmungen durch eine langfristige und nicht befristete generelle Regelung abgelöst werden können. Auch dieses Postulat empfiehlt der Bundesrat zur Annahme.

In seiner Interpellation äussert er Zweifel, dass die Innovationsförderung gemäss Klima- und Innovationsgesetz nicht die gewünschte Wirkung erzielt. In seiner Antwort legt der Bundesrat dar, dass die Projekte sorgfältig ausgewählt werden, um insbesonder Mitnahmeeffekte zu vermeiden.

Ständerat Benedikt Würth (Die Mitte, SG) hat Fragen zum Batteriespeicher, der unmittelbar neben dem ehemaligen Sitz von Swissgrid realisiert wird. Er möchte vom Bundesrat Antworten zur technischen Sicherheit, zur Eigentümerschaft und zu den Interessen der Investoren.

Nationalrat:

In der grossen Kammer sind verschiedene Vorstösse der Grünen zum Thema Kernenergie traktandiert. Nationalrätin Florence Brenzikofer (Grüne/BL) will den Bundesrat beauftragen, das Kernenergiegesetz KEG so anzupassen, dass kein AKW länger als 60 Jahren betrieben werden kann. Nationalrätin Delphine Klopfenstein Broggini (Grüne/GE) verlangt vom Bundesrat einen Bericht zur Sicherheit der Kernkraftwerke unter anderem in Zusammenhang mit Cyberangriffen oder Terroranschlägen. Nationalrat Christophe Clivaz (Grüne/VS) fordert vom Bundesrat einen Bericht darüber, ob und unter welchen Bedingungen radioaktive Abfälle aus dem geplanten Tiefenlager Nördlich Lägern wieder zurückgeholt werden können. Nationalrat Raphaël Mahaim (Grüne/VD) will Aufschluss über die Kosten bestehender und allfällig neuer Kernkraftwerke in der Schweiz. Der Bundesrat empfiehlt alle vier Vorstösse zur Ablehnung.

Eine Auswahl der weiteren traktandierten Vorstösse im Nationalrat:

  • Nationalrätin Susanne Vinzenz-Stauffacher (FDP/SG) möchte die Bedingungen für den Ausbau und die Förderung von Agri-PV-Anlagen verbessern
  • Nationalrat Christian Imark (SVP/SO) verlangt eine Regulierung, damit die Netzbetreiber ihre Gewinne auf der Netznutzung über Strompreisrabatte zurückverteilen müssen, wenn bereits hohe Gewinne aus dem Handel erzielt wurden.
  • Nationalrat Jon Pult (SP/GR) verlangt, dass der Bundesrat Anreize schafft, damit Stromüberschüsse aus erneuerbaren Energien verstärkt für die Wärmeerzeugung genutzt werden, insbesondere durch zeitweise vergünstigte Netztarife.

Auch diese drei Vorstösse beantragt der Bundesrat, abzulehnen.

Text: Brigitte Mader, Kommunikation, Bundesamt für Energie (BFE)
Bild: Parlamentsdienste / Pascal Mora

 

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Mit der Revision des Stromversorgungsgesetzes dürfen  Nachbarschaften seit dem 1. Januar 2026 ihren Solarstrom über Lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) teilen. Als Anreiz winkt ein um bis zu 40 Prozent reduzierter Netztarif. Weiterlesen

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Die Nutzung der Wasserkraft in der Schweiz hat eine lange Tradition. Schon die Römer betrieben damit ihre Getreidemühlen. Heute macht sie knapp 60% der schweizerischen Stromproduktion aus. Doch wie kam die Wasserkraft zu ihrer wichtigen Rolle in der Stromversorgung der Schweiz? 

Was ist Wasserkraft? 

In der Schweiz wird zwischen Gross- und Kleinwasserkraft unterschieden. Grosswasserkraftwerke haben eine Leistung von mehr als 10 Megawatt (MW) und verfügen häufig über grosse Staumauern. Sie produzieren rund 90% des Stroms aus Wasser. Kleinwasserkraftwerke mit weniger als 10 MW tragen die restlichen 10% bei. 

Die Wasserkraftwerke lassen sich weiter in drei verschiedene Typen einteilen. Es gibt Laufwasserkraftwerke, die an Bächen und Flüssen liegen und die ständig fliessendes Wasser zur Stromproduktion verwenden. Sie unterliegen starken saisonalen Schwankungen. Die Speicherkraftwerke wiederum können ihre Stromerzeugung dem aktuellen Bedarf anpassen. In Speicherseen, die sich meistens in alpinen Gebieten befinden, wird Wasser zurückgehalten und bei Bedarf für die Stromproduktion genutzt. Die grosse Stärke von Speicherkraftwerken ist, dass Wasser saisonal gespeichert werden kann und somit in den Wintermonaten für die Stromproduktion zur Verfügung steht. Das macht sie essenziell für die schweizerische Winterstromproduktion. Schliesslich gibt es noch die Pumpspeicherkraftwerke, die im Gegensatz zu den Speicherkraftwerken noch über ein weiteres, tiefer liegendes Wasserreservoir verfügen. In Situationen, in denen ein Stromüberschuss herrscht, kann mittels Pumpen das Wasser im unteren Reservoir in das obere gepumpt werden. Mit diesem Wasser kann dann erneut Strom produziert werden. Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke tragen einen wesentlichen Teil zur Stromnetzstabilität bei. 

Von Getreidemühlen, Webmaschinen und dem ersten Licht in der Schweiz 

Bereits die Römer nutzten die Kraft des Wassers, um grosse Mühlesteine in Getreidemühlen anzutreiben. Der Vorteil war, dass sich mit wasserbetriebenen Mühlen erheblich mehr Korn mahlen liess als von Hand. In Cham-Hagendorn im Kanton Zug wurde 1944 die erste römische Mühle in der Schweiz entdeckt. Die archäologischen Untersuchungen haben ergeben, dass sie zwischen 185 und 195 n.u.Z. erstellt worden ist, womit sie eine der frühsten Beweise für die Wasserkraftnutzung in der Schweiz ist. 

In der Phase der Frühindustrialisierung der Schweiz wurde die Wasserkraft für den Antrieb von Spinnereien und Webmaschinen gebraucht. Dagegen setzte die Nutzung der Wasserkraft für die Stromproduktion erst deutlich später ein. Als Johannes Badrutt, ein Schweizer Hotelier, nach seinem Besuch an der Pariser Weltausstellung 1878 in seine Heimat nach St. Moritz zurückkehrte, erzählte er fasziniert von seinen Erlebnissen und der an der Weltausstellung präsentierten elektrischen Beleuchtungsanlage. Badrutt wollte diese neuartige Technologie in die Schweiz bringen und schliesslich brannte am 18. Juli 1879 im Speisesaal des Hotel Kulms das erste elektrische Licht in der Schweiz, angetrieben von einer Wasserturbine. 

Die Wasserkraft in der Schweiz im 20. Jahrhundert 

Die erste Phase der schweizerischen Stromerzeugung war geprägt von Kleinwasserkraft und von kommunal betriebenen Elektrizitätswerken. Mit dem Aufkommen von neuen Technologien, die den Stromtransport ermöglichten und später erleichterten, begann sich die Produktion und Nutzung der elektrischen Energie räumlich zu trennen. 1898 wurde in Rheinfelden im Kanton Aargau das erste grosse Wasserkraftwerk der Schweiz, und gleichzeitig eines der ersten und grössten in Europa, erbaut. Das Wasserkraftwerk Rheinfelden, an der deutsch-schweizerischen Grenze, legte den Grundstein für ein länderübergreifendes Stromnetzwerk.  

Auch politisch rückte die Wasserkraft ins Zentrum: die erste energiepolitische Volksabstimmung in der Schweiz betraf wenig überraschend die Wasserkraft. Das Schweizer Stimmvolk nahm am 25. Oktober 1908 den direkten Gegenentwurf mit dem Titel «Bundesbeschluss betreffend die Aufnahme eines Zusatzartikels 24bis in die Bundesverfassung betreffend die Gesetzgebung des Bundes über die Nutzbarmachung der Wasserkräfte und über die Fortleitung und die Abgabe der elektrischen Energie» mit 84.4% der Stimmen an. Hinter dem sehr langen und umständlichen Titel zur Änderung der Bundesverfassung stand die Erkenntnis, dass der Bund mit dem zunehmenden Ausbau der Wasserkraft erste Gesetze erlassen sollte. Es hatte sich gezeigt, dass bei der Nutzung von Flussläufen zur Stromproduktion oft das Interesse mehrerer Kantone miteinander konkurrierte und dass die kantonalen Vorschriften als nicht ausreichend angesehen wurden. Schliesslich befürchtete der Bund, dass sowohl in- als auch ausländische Privatunternehmen von der günstigen Schweizer Wasserkraft profitieren könnten. Aus diesen Gründen sah sich der Bundesrat dazu veranlasst, die Nutzung der Wasserkraft besser zu regulieren. 

Die Phase nach dem Zweiten Weltkrieg bis ungefähr 1970 war von einem intensiven Ausbau der Wasserkraft geprägt, um die schweizerische Energieautarkie zu stärken. Dies war vor allem auch darauf zurückzuführen, dass in dieser Zeit die Stromnachfrage stark stieg, attraktive ökonomische Rahmenbedingungen Anreize für die Realisierung von neuen Wasserkraftwerken lieferten und dass neben der Wasserkraft keine konkurrenzfähige Alternativenergie existierte. So wurde im Kanton Wallis von 1951 bis 1965 die Staumauer Grande Dixence errichtet, die höchste Gewichtsstaumauer der Welt. Zeitgleich wurde von 1954 bis 1969 die Staumauer Mattmark im Saastal, ebenfalls im Kanton Wallis, gebaut. Die gleichzeitige Errichtung von zwei so grossen Energieinfrastrukturprojekten führte zu einem akuten Arbeitermangel, weshalb die Rekrutierung von ausländischen Arbeitern, hauptsächlich aus Italien, begann. Am 30. August 1965 kam es während den Arbeiten am Staudamm Mattmark zur grössten Katastrophe auf einer Baustelle in der Geschichte der Schweiz. Nach einem Gletscherabbruch wurden die Arbeiter vor Ort verschüttet, insgesamt 88 Menschen starben, davon waren 56 italienische Gastarbeiter. 

Wasserkraft in der Energiestrategie 2050 

Gemäss der Energiestrategie 2050 des Bundesamtes für Energie (BFE) trägt die Wasserkraft bereits heute den Grossteil zur Schweizer Stromversorgung bei und soll laut dem Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien noch stärker ausgebaut werden. Seit 2000 ist die Stromproduktion aus Wasserkraft kontinuierlich gestiegen, was auf den Neubau von Anlagen und Erweiterungen sowie Optimierungen bestehender Anlagen zurückzuführen ist. Im Jahr 2035 soll die durchschnittliche Produktion gemäss dem im Energiegesetz verankertem Zielwert bei 37’900 Gigawattstunden (GWh) betragen. 

Zur Stärkung der Versorgungssicherheit im Winter soll laut dem Bundesgesetz für eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien bis 2040 ein Zubau von Kraftwerken zur Erzeugung von erneuerbarer Energie von mindestens 6 Terrawattstunden (TWh) realisiert werden. Davon müssen im Winter mindestens 2 TWh sicher abrufbar sein. Der Ausbau setzt prioritär bei den Speicherwasserkraftwerken an, um dieses Ziel zu erreichen. Aus diesem Grund identifizierten Vertreterinnen und Vertreter der Energiewirtschaft, der Kantone und von Naturschutzorganisationen an einem vom Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) 2021 organisierten Runden Tisch eine Liste mit 15 Speicherwasserkraft-Projekten. 

Christian Dupraz

Christian Dupraz, Leiter der Sektion Wasserkraft im Bundesamt für Energie (BFE).

Um eine Einschätzung zu erhalten, wo die Wasserkraft heute steht und welche Herausforderungen die Zukunft für sie bringt, haben wir uns bei unserem zuständigen Leiter für Wasserkraft, Christian Dupraz, erkundigt. 

Energeiaplus: Wo liegen die grössten Chancen, damit Wasserkraft ihre Rolle als Systemstütze auch künftig erfüllen kann?  

Die grössten Chancen für die Wasserkraft liegen in ihrer Flexibilität, und zwar über alle Zeitspannen hinweg. Die Wasserkraft gleicht in einer kurzen Frist Schwankungen im Sekundenbereich aus und stabilisiert die Frequenz, auf der anderen Seite ermöglichen die Speicherseen eine saisonale Umlagerung und damit eine Reserve für die versorgungskritische Zeit im Winter.  

Wie stark beeinflusst der Klimawandel bereits heute die Produktion von Wasserkraft?  

 Am stärksten macht sich der Klimawandel in der Schweiz durch den Rückgang der Gletscher bemerkbar. Dieser führt bei den hochalpinen Kraftwerken zu einem deutlichen Überschuss an Sommerzuflüssen und damit zu einer überdurchschnittlichen Produktion im Vergleich zur ursprünglichen Anlagenauslegung.  

Was erwarten Sie langfristig: mehr Schwankungen, eine Verschiebung der Wasserkraftproduktion in den Winter oder ein generelles Rückgangsrisiko der Wasserkraft?  

Einigkeit besteht, dass die Zuflussregime sich stärker in den Winter verschieben, insbesondere, da Schnee zunehmend nur in den Höhenlagen lange liegen bleibt. Wie anhand der Gletscher dargelegt, wird – nachdem diese eine neue Gleichgewichtslage gefunden haben (also verschwunden sind oder nicht mehr weiter zurückschmelzen) – dieses Überschusswasser fehlen und daher die Produktion etwas zurückgehen. Aussagen zur Entwicklung der Variabilität sind mit noch höheren Prognoseunsicherheiten verbunden. 

Wo sehen Sie realistisches Ausbaupotenzial in der Schweiz – eher bei Speicherwerken, Laufwasserkraft oder Pumpspeichern?  

Das Ausbaupotenzial ist nicht mehr sehr gross, jedoch ist in allen Bereichen noch Potenzial vorhanden. Ein besonderes Augenmerk liegt auf dem Speicherausbau, damit die Versorgungssicherheit im Winter gestärkt und das Ziel von mindestens 2 TWh neuem Speicher erreicht wird. Wir haben aber auch Produktionsziele, zu denen der Speicherausbau kaum beiträgt, weshalb es auch neue Laufwasserkraftproduktion braucht. Ein aktuelles Projekt in diesem Bereich ist die neue Zentrale Massongex-Bex, die in den nächsten Jahren gebaut werden soll. Nachdem im Bereich Pumpspeicher seit 2015 zwei grosse Neuanlagen in Betrieb gegangen sind, war hier grössere Zurückhaltung zu sehen, weil die Investitionen in den ersten Jahren nicht wirtschaftlich waren. Angesichts des geplanten Zubaus ist auch hier zu erwarten, dass Projektanten neue Projekte an die Hand nehmen.  

Was ist der aktuelle Stand bezüglich den 15 Speicherwasserkraft-Projekten des Runden Tisches?  

 Es sind 16 Projekte, 15 Projekte im Anhang und ein Projekt im Artikel 9a selbst. Das Bundesamt für Energie (BFE) verfolgt diese Projekte seit mehreren Jahren. Im letzten Jahr hat das UVEK informiert, dass bis 2040 voraussichtlich nicht alle Projekte realisiert werden können. Einige Projekte sind bereits im Bewilligungsverfahren und weiter fortgeschritten. Andere Projekte sind noch in der Abklärung, es zeigt sich aber, dass sie im Umfang verkleinert oder nicht realisiert werden können. Aktuell sind die beteiligten Bundesämter daher daran, die Liste zu überprüfen, was zu einem allfälligen Ergänzungsvorschlag mit neuen Projekten führen könnte.  

 Wie sieht die Schweizer Wasserkraft im Jahr 2050 aus?  

Sehr ähnlich wie heute. Wir haben sicher einige neue Zentralen, aber wir haben aktuell bereits einen sehr grossen Zentralenstock. Bei den Besitzverhältnissen wird sich 2050 einiges getan haben. Mit den Konzessionserneuerungen werden die Standortkantone und Gemeinden sicher grössere Anteile an den Kraftwerken übernehmen. Zudem werden die Kraftwerke bis 2050 noch nachhaltiger sein, da einerseits mit der Konzessionserneuerung die Restwassermengen angepasst werden und andererseits bis dahin auch die Massnahmen zur ökologischen Sanierung der Wasserkraft umgesetzt sind.  

Die Zukunft der Wasserkraft 

Wasserkraft hat die Energiegeschichte der Schweiz geprägt wie kein anderer Energieträger. Sie entstand aus einfachen Mühlen, entwickelte sich zu grossen Infrastrukturprojekten und bildet heute das Rückgrat der Schweizerischen Stromproduktion. Auch in Zukunft wird sie eine Schlüsselrolle spielen: als flexible Winterenergie, als Speicher für Stromspitzen und als verlässliche Säule eines klimaneutralen Energiesystems. Die Schweiz baut damit auf eine Energiequelle, die seit Jahrtausenden fliesst und auch in den kommenden Jahrzehnten Richtung Zukunft weist. 

Dieser Blogbeitrag über die Wasserkraft ist der Dritte in der Blogreihe über die Geschichte der erneuerbaren Energien mit dem Fokus auf die Schweiz. Den ersten Blogbeitrag über die Geothermie finden Sie hier und den zweiten über die Windenergie hier. Mehr zur Geschichte der erneuerbaren Energien erfahren Sie im kommenden Beitrag über die Photovoltaik. 

Mattia Pesolillo, Hochschulpraktikant Kommunikation, Bundesamt für Energie (BFE) 

Bild: shutterstock

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Nicht alle Treibhausgasemissionen lassen sich vollständig vermeiden – vor allem in der Industrie, in der Kehrichtverbrennung oder in der Landwirtschaft. Wie wir trotz dieser Restemissionen das Netto-Null-Ziel bis 2050 erreichen können, untersucht das neue SWEET-Konsortium ACHIEVE. Die Forschenden entwickeln gemeinsam mit Wirtschaft, Politik und Gesellschaft Lösungsansätze, um diese Restemissionen zu reduzieren, abzuscheiden, zu nutzen oder einzulagern. Nathalie Casas von der Empa, Koordinatorin von ACHIEVE, erklärt, woran das Konsortium arbeitet und warum technologische Innovation allein nicht genügt.

Energeiaplus: Frau Casas, warum gelten bestimmte Treibhausgasemissionen als «schwer vermeidbar»?

Nathalie Casas von der Empa koordiniert das SWEET-Konsortium ACHIEVE. Bild: Empa

Nathalie Casas: Schwer vermeidbare Emissionen entstehen dort, wo heute keine oder nur sehr begrenzte Alternativen zu treibhausgasintensiven Prozessen verfügbar sind. Ein Beispiel sind industrielle Hochtemperaturprozesse. Für bestimmte Produktionsschritte, zum Beispiel in der Zementherstellung, werden Temperaturen benötigt, die sich heute oft nur durch Verbrennungsprozesse erreichen lassen. In der Landwirtschaft entstehen Emissionen wiederum durch natürliche biologische Vorgänge: Wiederkäuer produzieren bei der Verdauung Methan, ein sehr starkes Treibhausgas. Und solange wir Abfälle verbrennen, fallen auch bei der Kehrichtverbrennung Emissionen an. Genau für diese Bereiche sucht ACHIEVE nach Möglichkeiten, die Emissionen weiter zu reduzieren oder mit den verbleibenden Restemissionen umzugehen.

Wie gross werden diese Restemissionen im Jahr 2050 sein?

Die Klimastrategie des Bundes geht davon aus, dass 2050 noch rund 11 bis 12 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente anfallen werde. Der zukünftig erwartete technische Fortschritt ist dabei bereits eingerechnet.

CO2-Äquivalente (CO2-eq) sind eine Masseinheit, mit der die Klimawirkung verschiedener Treibhausgase vergleichbar gemacht wird. Dabei werden Emissionen von Gasen wie Methan oder Lachgas entsprechend ihrer Wirkung auf das Klima in die gleichwertige Menge CO2 umgerechnet.

Während bei der Elektrizität oder beim Heizen von Gebäuden bereits Lösungen zur Dekarbonisierung existieren und umgesetzt werden, ist die Situation bei schwer vermeidbaren Emissionen deutlich anspruchsvoller. Wir verfolgen zwei Ansätze: Erstens untersuchen wir, wie sich Emissionen weiter reduzieren lassen. Zweitens befassen wir uns mit Emissionen, die trotz aller Anstrengungen verbleiben. Bei Kehrichtverbrennungsanlagen etwa kann das CO2 aus den Abgasen abgeschieden und dauerhaft gespeichert werden.

Warum können wir nicht einfach CO2 aus der Luft oder aus Abgasen entfernen und uns damit weitere Reduktionen ersparen?

Weil das Abscheiden von CO2 immer Energie, Infrastruktur und Ressourcen benötigt. Besonders anspruchsvoll ist die Entfernung direkt aus der Atmosphäre. Zwar enthält die Luft heute zu viel CO2, die Konzentration liegt aber trotzdem nur bei rund 480 Teilchen pro Million Luftteilchen. Das ist ein sehr verdünntes System.

Je verdünnter ein Stoff vorliegt, desto aufwändiger wird seine Abtrennung. Deshalb gilt: Jede Tonne CO2, die gar nicht erst ausgestossen wird, spart später Energie, Aufwand und Kosten. Emissionen zu vermeiden ist fast immer effizienter, als sie nachträglich wieder einzufangen.

Die Landwirtschaft ist ein Schwerpunkt von ACHIEVE. Es ist allgemein bekannt, dass es klimafreundlicher ist, wenn wir weniger Fleisch und mehr pflanzenbasierte Nahrungsmittel essen. Welche weiteren Ansätze untersuchen Sie?

Wir untersuchen alternative Düngestrategien oder eine Optimierung der Tierhaltung, um die Emissionen pro Kilo Fleisch oder Milch zu senken. Ein Beispiel sind hier Futterzusätze, die Methanemissionen von Wiederkäuern senken können.

Wir setzen aber nicht nur bei der Landwirtschaft an, sondern betrachten die gesamte Wertschöpfungskette – von der Produktion bis zum Detailhandel. Die Reduktion von Food Waste spielt dabei eine wichtige Rolle. Dabei arbeiten wir auch eng mit Detailhändlern zusammen.

Ein weiteres Arbeitspaket beschäftigt sich mit der Biomasse. Welche Bedeutung hat sie für das Netto-Null-Ziel?

Biomasse kann eine sehr grosse Rolle spielen – aber nur, wenn wir sie klug einsetzen. Wichtig ist die Kaskadennutzung: Holz sollte zum Beispiel zuerst im Bau verwendet, danach möglichst weitergenutzt und erst am Ende der Nutzungskette energetisch verwertet werden. Dabei sollte der im Holz enthaltene Kohlenstoff möglichst in eine stabile Form überführt werden. Das heisst, dass das CO2, das der Baum beim Wachstum aus der Atmosphäre aufgenommen hat, am Schluss nicht wieder vollständig in die Luft gelangt. Eine Möglichkeit ist die Pyrolyse: Dabei entsteht Pflanzenkohle, die etwa in Baustoffen wie Beton langfristig gespeichert werden kann.

Biomasse kann zudem als erneuerbarer Rohstoff dienen, etwa für chemische, pharmazeutische oder kosmetische Produkte. Diese Möglichkeiten untersuchen wir in enger Zusammenarbeit mit Industriepartnern. Auch hier stellt sich die Frage, wo sie im Gesamtsystem den grössten Nutzen bringt. Denn Biomasse ist begrenzt – und sie wird in vielen Netto-Null-Szenarien von verschiedenen Seiten beansprucht.

Die Ressourcen sind nicht nur bei Biomasse begrenzt. Hier kommt die Kreislaufwirtschaft ins Spiel. Wo setzt ACHIEVE die Schwerpunkte?

Wir untersuchen sektorübergreifend industrielle Materialströme und wie wir diese kreislauffähig gestalten können. Dabei fokussieren wir auf das Bauwesen, Chemie- und Pharmaindustrie, Abfallbehandlung und Kunststoffrecycling. Wenn z.B. in der Bauwirtschaft Beton, Armierungsstahl und weitere Materialien eng miteinander verbunden sind, wird das Recycling aufwendig und teuer. Werden Produkte hingegen von Anfang an kreislauffähig konzipiert, können Materialien einfacher zurückgewonnen und erneut genutzt werden.

Für die verbleibenden Restemissionen brauchen wir Lösungen zur Abscheidung und Speicherung von CO2. Welche Herausforderungen bestehen dabei noch?

Die eigentliche Abscheidungstechnologie existiert bereits seit Langem. Die heute diskutierten Speicher für das CO2 befinden sich aber in geologischen Formationen unter der Nordsee. Die grösseren Herausforderungen liegen deshalb bei der Transportinfrastruktur und den regulatorischen Rahmenbedingungen. Ein Beispiel ist die rechtliche Einstufung von CO2. Heute gilt dieses beim grenzüberschreitenden Transport als Abfall. Diesen zu exportieren ist sehr schwierig. Wir beschäftigen uns auch mit der Frage, ob im Inland geeignete Speicherstätten existieren und wie gross das Speicherpotenzial ist.

Ist die dauerhafte Speicherung von CO2 überhaupt ausreichend erprobt?

Ja. Die geologische Speicherung von CO2 ist keine neue Technologie. In Ländern wie Norwegen wird CO2 seit den 1990er-Jahren in geeignete Gesteinsformationen eingelagert. Auch in der Erdöl- und Erdgasindustrie besteht jahrzehntelange Erfahrung mit dem Verhalten von CO2 im Untergrund. Die grundlegenden Prozesse sind wissenschaftlich gut verstanden.

Technische Lösungen allein reichen jedoch nicht aus. Wie unterstützt ACHIEVE die gesellschaftliche Transformation?

Das ist ein zentraler Bestandteil des Projekts. Wir beziehen Industrie, Politik und Gesellschaft frühzeitig in die Forschung ein und entwickeln gemeinsam Lösungen. Dazu sind im Konsortium neben neun Hochschulen auch sechs Partner aus der Wirtschaft vertreten. Zudem arbeiten zahlreiche Verbände, Unternehmen, kantonale Stellen im erweiterten Kreis der Kollaborationspartner mit. Dank dieser engen Verflechtung können wir besser verstehen, wo Hindernisse, Bedenken oder Akzeptanzprobleme liegen.

Zudem werden wir die Lösungen in Fallstudien und Reallaboren unter realen Bedingungen testen. Ein Beispiel ist die geplante «Beyond Zero Unit» auf dem Empa-Campus. Dort werden unter anderem Baustoffe mit Pflanzenkohle oder Lehm in einem realen Gebäude erprobt. Begleitend untersuchen Sozialwissenschaftlerinnen und Sozialwissenschaftler, wie neue Technologien wahrgenommen werden und welche politischen oder regulatorischen Rahmenbedingungen erforderlich sind.

ACHIEVE will am Ende konkrete «Netto-Null-Pfade» entwickeln. Was bedeutet das?

Über das Ziel Netto-Null besteht weitgehend Einigkeit. Schwieriger ist die Frage, wie wir dieses Ziel möglichst effizient erreichen. Genau hier setzen die Netto-Null-Pfade an: Sie sollen aufzeigen, welche Kombinationen von Massnahmen technisch machbar, wirtschaftlich sinnvoll und gesellschaftlich akzeptiert sind. Wichtige Aspekte sind dabei Zielkonflikte, die sich insbesondere bei der Nutzung der Biomasse zeigen. Die Netto-Null-Pfade sollen deshalb nicht nur einzelne Technologien bewerten, sondern zeigen, wie begrenzte Ressourcen im Gesamtsystem am wirkungsvollsten eingesetzt werden können.

Daraus entstehen konkrete Handlungspfade für Politik, Wirtschaft und Gesellschaft. Unser Ziel ist es, fundierte Entscheidungsgrundlagen bereitzustellen – damit die Schweiz den Weg zu Netto-Null erfolgreich gestalten kann.

SWEET ist ein Förderprogramm des Bundesamts für Energie (BFE). Der Zweck von SWEET ist, lösungsorientierte Forschung und Innovationen zu finanzieren, deren Schwerpunkt auf den Zielen der Schweizer Energiestrategie 2050 und der langfristigen Klimastrategie liegt.

Text: Irene Bättig, Sprachwerk GmbH im Auftrag der Geschäftsstelle SWEET, Bundesamt für Energie (BFE)
Bild: Shutterstock; Sutthiphong Chandaeng; Asset-ID: 2280544807

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Nach Jahren mit einem Rekord-Zubau von Photovoltaik-Anlagen sind die Zahlen für 2025 zurückgegangen. Wurden 2024 noch 1800 MW Leistung installiert, waren es 2025 noch 1333 MW. Das zeigt die Statistik zur Sonnenenergie, die das Bundesamt für Energie (BFE) veröffentlicht hat. Zugenommen hat die Installation von Batteriespeichern.

Die jährliche Solarstromproduktion hat seit 2010 kontinuierlich stark zugenommen und beträgt im Referenzjahr 7’948 GWh. Zum Vergleich: Der Endverbrauch an elektrischer Energie betrug 2025 gemäss BFE-Elektrizitätsstatistik 57’970 GWh. Damit deckt die Photovoltaik einen Anteil von 13.71 % des Verbrauchs ab.

Am meisten neue PV-Anlagen wurden auch 2025 auf Dächern von Einfamilienhäusern realisiert. Die 25’562 neuen Anlagen haben eine installierte Leistung von rund 343 MW. An zweiter Stelle folgen wie im Vorjahr die Anlagen bei Mehrfamilienhäusern, an dritter Stelle die PV-Installationen bei Industrie- und Gewerbebauten.

Deutlich zugenommen hat die Kapazität bei den Batteriespeichern, vor allem bei den Lithium-Ionen-Systemen. 2025 betrug die verkaufte Kapazität bei Lithium-Ionen-Systemen 490 MWh und damit 70% mehr als im Vorjahr. Insgesamt waren Ende des vergangenen Jahres 92’534 solche Speichersysteme installiert. Auch hier ist der grösste Zubau bei den Einfamilienhäusern zu verzeichnen.

Text: Brigitte Mader, Kommunikation, Bundesamt für Energie
Bild: Shutterstock, Canetti, Asset-ID: 2610913489

 

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À Zurich, la clinique Schulthess doit garantir une énergie fiable en permanence pour un système hospitalier hautement complexe. Pour relever ce défi tout en réduisant son empreinte carbone, elle mise sur l’énergie du lac de Zurich et renonce aux énergies fossiles.

Un projet pionnier soutenu par le Programme Bâtiments de l’OFEN et les cantons, qui joue un rôle clé pour accélérer la transition énergétique du secteur de la santé.

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Die Sonne sorgt für doppelte Ernte: So funktioniert das Prinzip Agri-PV. Solarmodule liefern Energie und schützen gleichzeitig die Kulturen darunter – zum Beispiel bei der Lubera AG, einer Obst- und Gemüsegärtnerei in Buchs SG. Für ihre PV-Anlage auf dem Dach eines Gewächshauses ist Lubera 2025 mit dem Energiepreis Watt d’Or des Bundesamts für Energie ausgezeichnet worden. Wo steht Agri-PV heute? Was ermöglichen die neuen gesetzlichen Regeln, die seit Anfang 2026 in Kraft sind?  Weiterlesen

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ZEV, vZEV oder LEG? Wer Solarstrom teilen möchte, braucht Orientierung. Das bietet die Informationsseite lokalerstrom.ch, entwickelt von Swissolar und dem Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen VSE mit Unterstützung von EnergieSchweiz, dem Programm des Bundesamts für Energie für Energieeffizienz und erneuerbare Energien.

Welches Modell passt zu welcher Situation? Was sind die Unterschiede? Was gilt es bei der Umsetzung zu beachten? Projektbeteiligte finden auf lokalerstrom.ch Antworten auf diese Fragen sowie Informationen zu Tarifgestaltung und Abrechnung. Zudem stehen nützliche Tools und Vertragsvorlagen zum Download bereit.

Die Modelle in der Übersicht

Zusammenschluss zum Eigenverbrauch

ZEV (Zusammenschluss zum Eigenverbrauch): Bewohner und Bewohnerinnen eines Mehrfamilienhauses schliessen sich zusammen, um den Strom der PV-Anlage auf dem Haus gemeinsam zu nutzen.

virtueller Zusammenschluss zum Eigenverbrauch

 

 

vZEV (virtueller Zusammenschluss zum Eigenverbrauch): Bei diesem Modell können auch Nachbarn und Nachbarinnen ohne eigene PV-Anlage Solarstrom vom Nachbarhaus beziehen.

 

Lokale Elektrizitätsgemeinschaft

 

LEG (lokale Energiegemeinschaft): Dieses Modell ermöglicht den Verkauf von lokal produziertem Strom im Quartier oder innerhalb einer ganzen Gemeinde. Dabei entsteht ein lokaler Marktplatz auf welchem Stromproduzenten und Endverbraucherinnen Strom handeln können.

 

 

Praxismodell: Bei diesem Modell bieten einige Verteilnetzbetreiber eine eigene Lösung für die Abrechnung des lokal produzierten Stroms an.                                                  Im Unterschied zu ZEV und vZEV bleiben die Teilnehmenden dabei Kundinnen und Kunden ihres Verteilnetzbetreibers.

 

Lena Kern, zuständig für Technik & Betriebswirtschaft beim Branchenverband Swissolar hat die Plattform mitentwickelt. Frage: Warum braucht es lokalerstrom.ch? 

Lena Kern ist beim Verband Swissolar für Technik und Betriebswirtschaft zuständig. Bild: Swissolar

Lena Kern: Das Ziel ist, die Branche möglichst umfassend und neutral über die Modelle für die gemeinschaftliche Nutzung von Solarstrom zu informieren und Hilfsmittel bei der Planung und Umsetzung für alle Beteiligten zur Verfügung zu stellen. Die Lokale Energiegemeinschaft LEG ist seit Anfang diesen Jahres möglich, bereits länger gibt es den Zusammenschluss zum Eigenverbrauch ZEV (2018) und den virtuellen Zusammenschluss zum Eigenverbrauch vZEV (2025).

Wir stellen fest, dass die Website ein grosses Bedürfnis abdeckt – insbesondere in der Solarbranche. Die Modelle sind derzeit stark gefragt, gleichzeitig bestehen viele Unsicherheiten. Entsprechend werden gut zugängliche und übersichtlich aufbereitete Informationen sehr geschätzt. Die hohe Zahl an Seitenaufrufen und Downloads zeigt die Relevanz und den Bedarf.

Es ist tatsächlich nicht ganz leicht, den Überblick zu behalten, wie man Solarstrom gemeinschaftlich nutzen kann. Was kann lokalerstrom.ch da bieten, was noch nicht?

Die Plattform bietet auf der Startseite eine Übersicht über die Modelle ZEV, vZEV, LEG und das Praxismodell, und verlinkt die entsprechenden Branchendokumente des VSE und den Leitfaden von EnergieSchweiz . Nutzerinnen und Nutzer finden zudem Musterdokumente. In den letzten Monaten sind zudem ein Tarifrechner für LEG sowie ein Register von Abrechnungsdienstleistern und -dienstleisterinnen hinzugekommen. Weitere Funktionen und konkrete Praxisbeispiele sind in Vorbereitung, um die Orientierung noch einfacher zu machen.

Was sind die häufigsten Fragen, die im Zusammenhang mit der gemeinschaftlichen Nutzung von lokal produziertem PV-Strom auftauchen?

Die Anfragen decken ein sehr breites Spektrum ab – von Privatpersonen, die sich grundlegend über das Vorgehen und die Gründung eines entsprechenden Modells informieren möchten – , bis hin zu Fachpersonen, die sich mit sehr spezifischen vertraglichen oder technischen Fragestellungen an uns wenden. Gleichzeitig stellen wir fest, dass die Anzahl der Anfragen leicht zurückgeht und die Bekanntheit der verschiedenen Modelle steigt.

Was ist das Zielpublikum? Erreichen Sie die Zielgruppe?

Die Website richtet sich an Fachpersonen, Immobilienbesitzende, Gemeinden, Verteilnetzbetreiber sowie Energieversorgungsunternehen und bietet zugleich potenziellen Teilnehmerinnen und Teilnehmern solcher Modelle Informationen.

Sind ZEV, vZEV und LEG Booster für die Solarenergie? Was ist Ihre Einschätzung?

Ja, davon bin ich überzeugt. Dabei geht es jedoch nicht nur um diese spezifischen Modelle, sondern ganz allgemein um den dezentralen und intelligenten Verbrauch von Solarstrom. Von der vollständigen Einspeisung des lokal produzierten Solarstroms ins Netz – wie sie zu Zeiten der KEV (kostendeckenden Einspeisevergütung) üblich war – haben wir uns endgültig entfernt.

Heute steht vielmehr die optimale Nutzung des Solarstroms vor Ort im Vordergrund: Sei es beim Einfamilienhaus, das durch ein intelligentes Energiemanagement und gegebenenfalls den Einsatz eines Speichers den Eigenverbrauch maximiert und damit ganz ohne spezielles Modell auskommt, oder bei einer komplexen lokalen Elektrizitätsgemeinschaft (LEG) mit grossen Produzenten und zahlreichen Teilnehmenden.

Entscheidend ist aus meiner Sicht, dass bereits zu Beginn eines Solarprojekts ein individuelles Konzept für die möglichst intelligente Verteilung und Nutzung des erzeugten Solarstroms entwickelt wird oder bestehende Anlagen dahingehend optimiert werden.

Welchen Einfluss haben LEG (seit 1.1.2026 möglich) und die beiden anderen Modelle punkto Dimensionierung der PV-Anlage? Werden künftig grössere Anlagen realisiert, weil man den Strom in der Nachbarschaft verkaufen kann?

Es zeigte sich zeitweise ein Trend, PV-Anlagen möglichst genau auf den Verbrauch eines Gebäudes zu dimensionieren. Dabei wurde nur ein Teil der verfügbaren Dachfläche genutzt. In der Praxis zeigt sich jedoch, dass die einmaligen Kosten für Planung, Bewilligungen, Baustelleneinrichtung und Elektroarbeiten meist deutlich höher ins Gewicht fallen als die eigentlichen Komponenten wie beispielsweise Module oder Wechselrichter. Gleichzeitig kann der Strombedarf eines Gebäudes über die Jahre stark steigen – etwa durch den Einsatz von Elektromobilität oder den Umstieg auf Wärmepumpen.

Schon vor der Einführung von LEG und vZEV war zu beobachten, dass sich die Planung wieder stärker an der maximal verfügbaren Dachfläche orientierte. Mit den neuen Modellen dürfte der oben erwähnte Trend zur Optimierung der Anlagengrösse auf den Verbrauch nun endgültig vorüber sein.

Interview: Brigitte Mader, Kommunikation, Bundesamt für Energie
Grafiken: Swissolar

 

 

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Après une première expérience menée à Genève en 2024, le projet AMU-TI permet aujourd’hui d’élargir l’application de la méthode d’assistance à la maîtrise d’usage (AMU) au canton du Tessin. Soutenu par l’Office fédéral de l’énergie (OFEN) et développé par la SUPSI – en particulier l’Institut ISAAC –, le projet visait à accompagner une rénovation énergétique en site occupé, tout en plaçant la participation des locataires au cœur du processus. Grâce à la collaboration étroite entre la SUPSI, Alloggi Ticino SA – gestionnaire d’un vaste parc immobilier –, la direction des travaux de Pini Group SA et la société S2R GmbH, le projet a bénéficié d’une coordination solide et continue.

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