Darum gehts
Einmal mehr wird im aargauischen Laufenburg an der Energiezukunft gebaut. Dort, wo vor 68 Jahren erstmals die Stromnetze von Deutschland, Frankreich und der Schweiz verbunden wurden und an Spitzentagen die Strommenge mehrerer AKW über den Rhein fliesst, befindet sich eine der grössten Baustellen der Schweiz: Am einstigen Hauptsitz der Netzbetreiberin Swissgrid gräbt sich das Unternehmen Flexbase in die Tiefe. Auf einer Fläche von mehreren Fussballfeldern entsteht nicht nur ein Rechenzentrum der Superklasse, sondern auch eine riesige Batterie mit Atomkraftwerkdimension: Im Vollausbau soll sie während ein bis zwei Stunden 1,2 Gigawatt (GW) Leistung ins Stromnetz einspeisen können, so viel wie das AKW Gösgen.
Auch finanziell spielt das Projekt in der Oberliga. Geschäftsführer Marcel Aumer spricht von 1 bis 5 Milliarden Franken Investitionen für das Gesamtprojekt, wird dabei aber nicht konkreter. Es sind Kennzahlen, die niemanden kühl lassen. Jeder in der Strombranche spricht über das verrückte Projekt des früheren Axpo-Managers.
Flexbase ist nur das grösste, aber bei weitem nicht das einzige Beispiel. Landauf, landab findet eine Speicherbonanza statt, überall wird gebaut. Die BKW plant in Mühleberg BE eine Batterie, die mit 400 Megawatt zwei Stunden lang gleich viel Strom einspeisen kann wie das einstige AKW. Die Axpo setzt demnächst in Gurtnellen UR eine 50-MW-Batterie in Betrieb, Primeo feiert gerade eine neue 30-MW-Anlage in Kappel SO, und Alpiq hat diese Woche ein 300-MW-Projekt in Niedergösgen SO angekündigt. Projekte, die teilweise bis zu dreistellige Millionenbeträge kosten.
Die «Flatterstrom»-Goldgrube
Treiber der Bonanza ist unter anderem der Ausbau der Solarstromproduktion. Denn was von den einen als volatiler «Flatterstrom» verschrien wird, ist für andere eine Goldgrube. Die im Tagesrhythmus an- und absteigende Solarstromproduktion schickt den ganzen Markt auf Achterbahn (siehe Grafiken). Und wer auf diesen Wellen reiten kann, macht gute Geschäfte. Dabei geht es um grosse Volumen. An Sommertagen drücken die Solarzellen über Mittag ein Mehrfaches der Schweizer AKW-Produktion ins Netz. Doch sie liefern nur, wenn die Sonne scheint. Und so schwankt die Produktion nicht nur zwischen Tag und Nacht, sondern je nach Wetter auch im Minuten- oder gar Sekundentakt.
Mit diesen Schwankungen bewegen sich auch die Strompreise. Während für Stromlieferungen am Abend am Markt oft 20 bis 30 Rappen pro Kilowattstunde bezahlt werden, ist Strom am Mittag billig. Immer öfter sinken die Strompreise sogar unter null – wer dann Strom speichern oder verbrauchen kann, wird entgolten. Noch 2022 gab es gemäss einer Auswertung der Axpo gerade mal eine Stunde mit Negativpreisen. 2025 waren die Preise bereits in jeder dreissigsten Stunde negativ.
Hier kommen die Batterien ins Spiel, die sich immer dann bezahlen lassen, wenn das Netz aus dem Gleichgewicht zu kippen droht. Drei Geschäftsmodelle sind relevant: erstens Strom vom Mittag in die Randstunden verschieben. Zweitens Ausgleichsenergie bereitstellen für Stromversorger, die sich verrechnet haben. Und drittens extrem kurzfristige Angebote für die Netzbetreiberin Swissgrid, die jederzeit dafür sorgen muss, dass Spannung und Frequenz stabil bleiben. Vor allem Letzteres war in den letzten beiden Jahren ein gutes Geschäft. Und die Paradedisziplin für Batterien, die innert Sekunden reagieren können.
Technisch sind die Batterien keine Zaubermaschinen. Zwar will Flexbase in Laufenburg auf eine neue Technik mit einer Flüssigstoffbatterie setzen. Doch in allen anderen Fällen handelt es sich – vereinfacht gesagt – um nichts anderes als Tausende miteinander verbundene Handyakkus.
Anders als bei Photovoltaikpanels (PV) und Grosskraftwerken, wo Subventionen an der Tagesordnung sind, spielt bei den Batterien der Markt. «Kurz- und Mittelfristspeicher sind die einzigen Anlagen im Strommarkt, bei denen der Markt genügend Investitionsanreize setzt und somit keine Subventionen nötig sind», sagt Martin Koller, Leiter Group Strategy von Axpo. Und so wird kräftig investiert. Allein bei der Axpo arbeitet ein vierzigköpfiges Team an den Batterien. Die Investitionspipeline umfasst europaweit Projekte mit einer Gesamtleistung von mehreren Gigawatt.
Gebaut wird auch in KMU-Betrieben, Industrie und Einfamilienhäusern. Tausende Batterien stehen mittlerweile in Kellern und Lagerräumen, um lokal produzierten Solarstrom zu speichern. Und das Wachstum ist steil. Ende 2025 seien Batterien mit einem Speichervolumen von 1,5 Gigawattstunden angeschlossen gewesen, schätzt der Verband Swissolar. Ein Jahr zuvor war das Volumen noch halb so gross. «Das Geschäft läuft gut», sagt Sprecher David Stickelberger. «Diese Batterien wurden so günstig, dass die Installation zu einem No-Brainer wurde.» Kaum eine PV-Anlage wird noch ohne Speicher gebaut (siehe Infobox am Ende dieses Textes).
Die Rolle der Wasserkraftwerke verändert sich
Der Batterieausbau nargt zunehmend am Geschäftsmodell jener Speicher, die während Jahrzehnten für den Ausgleich im Netz sorgten: der Wasserkraftwerke mit ihren Stauseen in den Alpen. Vor allem Pumpspeicherkraftwerke, die auch Wasser hochpumpen können, sind nichts anderes als grosse Batterien. Im Übrigen mit vergleichbaren Effizienzwerten: Bei modernen Kraftwerken gehen zwischen dem Pumpen und dem Turbinieren etwa 15 Prozent der Energie verloren.
Herr über eine der grössten Alpenbatterien ist Daniel Fischlin, Direktor der Kraftwerke Oberhasli (KWO) am Grimselpass. Hier im Berner Oberland sind mehrere Stauseen mit Leitungen, Pumpen und Turbinen in das komplexeste Kraftwerksystem Europas verwoben. Öffnet Fischlin all seine Rohre, liefern die KWO 1,3 Gigawatt Leistung – rund 15 Prozent dessen, was die ganze Schweiz zu Spitzenzeiten braucht.
Auch der Grimsel ist längst zu einer kurzfristigen Batterie mutiert, das Geschäftsmodell hat sich verändert. Am Morgen produziert das Kraftwerk noch Strom, aber gegen zehn Uhr stellt Fischlin die Hebel auf Pumpen, wie er erzählt. Während die Zyklen früher lange im Voraus geplant werden konnten – etwa, um in der Nacht französischen Atomstrom zu bunkern –, muss Fischlin nun immer kurzfristiger reagieren. «Ein Wasserkraftwerk ist immer weniger Energieproduzent und immer mehr Systemdienstleister», konstatiert er.
Die Händler der BKW, die für die KWO-Aktionäre von der Ferne aus die Anweisungen geben, setzen das Kraftwerk auf allen Märkten ein: von der Morgen-Mittag-Arbitrage bis zu den Regelenergiemärkten der Swissgrid. Einst habe das Kraftwerk Grimsel 2 pro Jahr 700 bis 900 An-Aus-Zyklen gefahren, sagt Fischlin. «2023 waren es bereits mehr als 3000.» Bei entsprechend stärkerer Abnutzung, denn die alten Anlagen wurden nicht für dieses volatile Geschäft gebaut.
Und so investieren auch die KWO viel Geld. Nicht nur sollen Staumauern erhöht werden, um insgesamt mehr Wasser zu horten, auch sollen neue Turbinen flexiblere Einsätze ermöglichen. «Grimsel 4» heisst das Projekt für ein zusätzliches Pumpspeicherkraftwerk zwischen den zwei grössten Stauseen, das nicht nur 150 Megawatt mehr Leistung bringt, sondern auch schneller und stufenlos angesteuert werden kann.
Gute Zeiten für Pumpspeicherkraftwerke dank volatiler Solarstrom-Produktion
Es seien gute Zeiten für Speicherkraftwerke, sagt Fischlin. Zahlen nennt er nicht. Inoffiziell bestätigen aber die meisten Strommanager: Die Kraftwerke leben gegenwärtig in der besten aller Welten. «Mit Pumpspeicherkraftwerken verdient man derzeit Geld wie Heu», meint einer hinter vorgehaltener Hand. «Früher konnte man mehr oder weniger die Jahreskosten decken. Heute macht man ein Mehrfaches davon an Umsatz.»
Auch bei der Axpo versucht man, die Euphorie nicht allzu offen zu zeigen. Dabei hat das Unternehmen eines der modernsten Kraftwerke im Portfolio: Limmern, ganz zuhinterst im Glarnerland. Als es vor zehn Jahren fertiggestellt wurde, galt es als Milliardengrab. Der Strompreis war eingebrochen, und das Kraftwerk mit seiner Gigawattleistung und dem riesigen Maschinenhaus mitten im Berg schien nicht amortisierbar. Jetzt läuft es nonstop.
Das Kraftwerk hat einen zusätzlichen Trumpf: Die beiden angeschlossenen Seen sind so gross, dass es mehr als vierzig Stunden lang bei voller Leistung laufen kann. Damit ist es die leistungsstärkste vollständig wiederaufladbare Batterie des Landes, mit der sich beispielsweise ein ganzes Wochenende lang Überschussstrom speichern lässt, um diesen dann zu Wochenbeginn wieder zu liefern.
Der Zubau lässt Margen verschwinden
Doch während die Stromkonzerne ausbauen, ziehen am Horizont bereits Wolken auf. Oder gerade deshalb. Denn der Zubau hat den Markt verändert. Die Preise für Regelenergie sinken, weil mehr Anbieter ihre Dienste anbieten. Reto Kaspar, Leiter Projektentwicklung Batterien von Axpo, spricht von einem klassischen Schweinezyklus, der nun dazu führe, dass die Preise unter Druck geraten, was aber den weiteren Zubau von Photovoltaik begünstige.
Für Noah Heynen, Chef der Solarfirma Helion, ist klar: Wer das Optimum aus seiner Anlage herausholen will, braucht eine Batterie. Schon heute würden bei der Amag-Tochter praktisch alle Photovoltaikanlagen mit Batterie verkauft. «Der Anteil hat massiv zugenommen», sagt Heynen. Noch vor ein paar Jahren lag er bei 50 Prozent. Der Grund dafür seien die stark gefallenen Preise für Batterien – Heynen zufolge allein 2025 um 40 Prozent –, aber auch die neuen Regeln, die sich auf die Rendite von Solaranlagen auswirken.
So können Stromversorger ab 2027 die Einspeisetarife den Marktpreisen anpassen. Sprich: Am meisten bekommt man, wenn Strom beispielsweise am Abend ins Netz eingespeist wird. Am Mittag, wenn es zu viel davon gibt, dürfte die Vergütung hingegen oft auf null fallen. Am stärksten betroffen sind Solaranlagen, die für maximalen Ertrag konzipiert sind und vor allem Mittags- und Sommerstrom produzieren. Weniger stark ist dieser Effekt bei steil ausgerichteten Panels, die zwar weniger abwerfen, dies aber eher zu Randzeiten oder im Winter.
«Die Einspeisevergütung kann künftig sogar negativ sein», sagt David Stickelberger vom Branchenverband Swissolar. Wer dann seine Solaranlage nicht abkoppelt, zahlt drauf. Zwar gilt eine Mindestvergütung für den insgesamt eingespeisten Strom. Wer den Strom aber zwischenspeichert und ihn bewusst zur optimalen Zeit einspeist, hat mehr Ertrag. Stromversorger sind nicht verpflichtet, auf Marktpreise umzusteigen. Der eine oder andere dürfte aus politischen Gründen darauf verzichten, vermutet Stickelberger. Andere gehen dagegen voraus. Die BKW bietet die Einspeisung zu Marktpreisen bereits heute auf freiwilliger Basis an. Hinzu kommt: Ab 2026 können Stromversorger die Einspeisung in Spitzenzeiten stoppen, um ihre Netze vor Überlastungen zu schützen. Dieses «Peak Shaving» kann bis zu 3 Prozent des Jahresertrags einer Anlage betragen.
Helion-Chef Heynen rät, die PV-Anlage professionell zu bewirtschaften. Dazu gehören nebst intelligenten Lade-Algorithmen für die eigene Batterie auch die Teilnahme an Systemdienstleistungen: Anbieter wie Helion vernetzen PV-Anlagen und Batterien und bieten deren Leistung kollektiv am Markt an, um dann einzuspeisen, wenn Strom gefragt ist, oder aus dem Netz zu nehmen, wenn es dort zu viel Saft hat.
Für Noah Heynen, Chef der Solarfirma Helion, ist klar: Wer das Optimum aus seiner Anlage herausholen will, braucht eine Batterie. Schon heute würden bei der Amag-Tochter praktisch alle Photovoltaikanlagen mit Batterie verkauft. «Der Anteil hat massiv zugenommen», sagt Heynen. Noch vor ein paar Jahren lag er bei 50 Prozent. Der Grund dafür seien die stark gefallenen Preise für Batterien – Heynen zufolge allein 2025 um 40 Prozent –, aber auch die neuen Regeln, die sich auf die Rendite von Solaranlagen auswirken.
So können Stromversorger ab 2027 die Einspeisetarife den Marktpreisen anpassen. Sprich: Am meisten bekommt man, wenn Strom beispielsweise am Abend ins Netz eingespeist wird. Am Mittag, wenn es zu viel davon gibt, dürfte die Vergütung hingegen oft auf null fallen. Am stärksten betroffen sind Solaranlagen, die für maximalen Ertrag konzipiert sind und vor allem Mittags- und Sommerstrom produzieren. Weniger stark ist dieser Effekt bei steil ausgerichteten Panels, die zwar weniger abwerfen, dies aber eher zu Randzeiten oder im Winter.
«Die Einspeisevergütung kann künftig sogar negativ sein», sagt David Stickelberger vom Branchenverband Swissolar. Wer dann seine Solaranlage nicht abkoppelt, zahlt drauf. Zwar gilt eine Mindestvergütung für den insgesamt eingespeisten Strom. Wer den Strom aber zwischenspeichert und ihn bewusst zur optimalen Zeit einspeist, hat mehr Ertrag. Stromversorger sind nicht verpflichtet, auf Marktpreise umzusteigen. Der eine oder andere dürfte aus politischen Gründen darauf verzichten, vermutet Stickelberger. Andere gehen dagegen voraus. Die BKW bietet die Einspeisung zu Marktpreisen bereits heute auf freiwilliger Basis an. Hinzu kommt: Ab 2026 können Stromversorger die Einspeisung in Spitzenzeiten stoppen, um ihre Netze vor Überlastungen zu schützen. Dieses «Peak Shaving» kann bis zu 3 Prozent des Jahresertrags einer Anlage betragen.
Helion-Chef Heynen rät, die PV-Anlage professionell zu bewirtschaften. Dazu gehören nebst intelligenten Lade-Algorithmen für die eigene Batterie auch die Teilnahme an Systemdienstleistungen: Anbieter wie Helion vernetzen PV-Anlagen und Batterien und bieten deren Leistung kollektiv am Markt an, um dann einzuspeisen, wenn Strom gefragt ist, oder aus dem Netz zu nehmen, wenn es dort zu viel Saft hat.
Auch die riesigen Preisschwankungen innerhalb eines Tages dürften abnehmen. Mit zunehmender Flexibilität im System, unter anderem wegen der vielen Batteriespeicher, sei zu erwarten, dass sich die Intraday-Preisschwankungen tendenziell verringern, sagt Jürg Eschmann, Leiter Asset-Optimierung bei der BKW. Und so fragt sich bereits der eine oder die andere, ob sich die ganzen Investitionen langfristig rechnen. Es ist eine Wette auf die Entwicklung des Marktes, die noch immer vom PV-Ausbau angetrieben wird.
Das grösste Speicherproblem indes bleibt ungelöst: die Verschiebung vom Sommer in den Winter. Mit dem grossen Wasserstromanteil und dem Solarwachstum hat die Schweiz ein massives Überangebot im Sommer, und mit die Abschaltung der AKW sinkt das Angebot im bereits stark von Importen abhängigen Winter. Doch während Batterien ideal sind, um im Tagesverlauf für Ausgleich zu sorgen, taugen sie für die Saisonspeicherung nicht, denn dafür sind sie zu teuer. Batterien müssen konstant laden und entladen, damit man sie amortisieren kann. Sie bloss einmal im Sommer zu füllen, um dann im Winter während zwei Stunden den ganzen Speicher zu leeren, wäre ein schlechtes Geschäft.
Neue Stauseen sind wichtig für den Winter, aber schwierig zu finanzieren
So bleibt diese Aufgabe bis auf Weiteres bei den Wasserkraftwerken. Neue Seen wie der «Gornerli» im Wallis oder der «Trift» bei der KWO sollen zusätzliche Winterspeicher kreieren. Am Grimselsee soll zudem eine Erhöhung der bestehenden Staumauer den heutigen Winterspeicher der gesamten KWO-Anlage verdoppeln. Doch anders als bei den Batterien sind solche Ausbauten schwieriger zu finanzieren. Und während Batterien leicht an eine Betriebsbewilligung kommen, sind die regulatorischen Hürden für neue Stauseen gross.
Vor allem aber gilt: Im Strommarkt verdient man das grosse Geld längst nicht mehr mit der Produktion, sondern mit Handel und Regelenergie. Und so läuft die Bonanza vorerst weiter. Wie lange sie anhält, ist die derzeit grösste Frage im Strombusiness. Beantworten kann sie keiner.