Wasserkraft liefert den grössten Teil des Schweizer Stroms und verschiebt Energie bereits über Stunden, Tage und Jahreszeiten. Batterien werden dadurch nicht überflüssig. Der Vergleich wird vielmehr anspruchsvoller: Ein BESS muss an seinem Netzanschlusspunkt ein Zeit-, Standort- oder Steuerungsproblem lösen, das ein Wasserspeicher dort nicht ebenso effizient löst.
Laut Bundesamt für Energie stammen im Zehnjahresmittel 58,5 % der Schweizer Stromproduktion aus Wasserkraft. Die Statistik unterscheidet neben Laufwasserkraftwerken 8'124 MW Speicherkraftwerke und 3'503 MW Pumpspeicherkraftwerke. Dieselbe Bundesstelle bezeichnet Speicherwerke als wichtig sowohl für die kurzfristige Stromproduktion als auch für die Verlagerung der Produktion vom Sommer in den Winter.[1]
Nant de Drance zeigt die bereits vorhandene Grössenordnung in einer einzigen Anlage: 900 MW Leistung, 20 Millionen kWh Speicherkapazität und fünf Minuten für den Wechsel vom vollen Pump- zum vollen Turbinenbetrieb. Aus Energie geteilt durch Leistung ergibt sich eine rechnerische Dauer von rund 22 Stunden bei Nennleistung — eine andere Dauerklasse als bei den meisten heutigen Lithium-Ionen-Projekten.[2]
Die sinnvolle Frage lautet daher nicht, ob BESS abstrakt schneller sind als «Wasserkraft». Schweizer Speicherkraftwerke stellen bereits Regelenergie bereit und können rasch reagieren. Entscheidend ist, ob Reaktionsgeschwindigkeit, Zyklierungsprofil und Netzposition einer Batterie eine eigene Betriebsaufgabe schaffen.[3]
In der Schweiz muss eine Batterie die Wasserkraft nicht ersetzen, um nützlich zu sein. Sie muss ein System ergänzen, in dem Wasser bereits Flexibilität und erhebliche Energiedauer bereitstellt.
| Ressource | Geeignet für | Entwicklungsfrage |
|---|---|---|
| Speicherkraftwerk | Grosse Energiemengen zurückhalten und Wasser über längere Zeiträume bis hin zur saisonalen Verlagerung disponieren. | Welche Wasser-, Konzessions-, Umwelt- und Übertragungsnetzgrenzen bestimmen den Einsatz? |
| Pumpspeicherkraftwerk | Grossvolumige Speicherung mit hoher Leistung und mehrstündiger Dauer. Nant de Drance wechselt in fünf Minuten vom vollen Pump- zum vollen Turbinenbetrieb.[2] | Ist der Bedarf gross und dauerhaft genug für erhebliche Tiefbauarbeiten und eine Topografie mit zwei Reservoirs? |
| Kurzzeit-BESS | Schnelle, wiederholbare Wirkleistungsreaktion, lokales Engpassmanagement, Spannungshaltung und Teilnahme am Regelenergiemarkt, sofern Anschluss und Präqualifikation dies erlauben. Die Balancing Roadmap von Swissgrid sah die Senkung der Mindestgebotsgrösse für Tertiärregelprodukte von 5 auf 1 MW per Mitte 2026 vor; Sekundärregelprodukte sollen Mitte 2027 folgen.[4, 10] | Welche Dienstleistung besteht an diesem Netzknoten, und wie viel Energie muss dafür reserviert bleiben? |
| Langzeitspeicher | Leistung über viele aufeinanderfolgende Stunden liefern, wenn Energiedauer statt nur schneller Reaktion gefragt ist. | Welche Dauer wird tatsächlich benötigt? Ofgem setzt für ein britisches Programm mindestens acht Stunden an; das US-Energieministerium definiert LDES ab zehn Stunden.[8, 9] |
Die Technologiebezeichnung beantwortet diese Fragen nicht. Energie geteilt durch Leistung ist der erste Dauercheck; Anschlussort, Ladezustandsstrategie und vorgesehene Dienstleistung bestimmen, ob diese Dauer nützlich ist.
Im Mai 2026 meldete BKW eine Grundsatzvereinbarung mit Swissgrid für ein geplantes 400-MW-/800-MWh-BESS in Mühleberg. Die Machbarkeitsstudie war abgeschlossen; das Projekt ging vor dem eidgenössischen Plangenehmigungsverfahren in die Projektierungsphase. Das Verhältnis von Energie zu Leistung beträgt zwei Stunden.[5]
Im Juni 2026 kündigte Alpiq in Niedergösgen eine 300-MW-Batterie mit mehr als 1,2 GWh an — neben dem Laufwasserkraftwerk und mit Anschluss an einem wichtigen Übertragungsnetzknoten. Die ausgewiesene Dauer liegt bei mehr als vier Stunden; die Inbetriebnahme ist für 2029 vorgesehen.[6]
Es handelt sich um Mitteilungen der Projektträger, nicht um Betriebsnachweise. Dennoch zeigen sie ein konkretes Entwicklungsmuster: Batterien werden an bestehenden Energie- und Netzstandorten geplant, neben Infrastruktur, die bereits grosse Leistungsflüsse trägt. Die Ergänzung ist somit teilweise physisch. Bestehende Knoten, Flächenkontext und elektrische Infrastruktur können ebenso wichtig sein wie die Speichertechnologie.
Der Begriff «Long-Duration Energy Storage» ist nicht einheitlich. Ofgem verlangt für sein britisches Cap-and-Floor-Programm mindestens acht Stunden kontinuierliche Entladung bei voller Leistung; das US-Energieministerium setzt zehn Stunden oder mehr an. Beide Definitionen beschreiben eine Betriebsdauer. Keine macht eine Acht- oder Zehnstundenanlage mit einem Reservoir vergleichbar, das Energie vom Sommer in den Winter verschiebt.[8, 9]
Die saisonale Herausforderung der Schweiz bleibt erheblich. Im Dezember 2025 meldete das zuständige Departement, dass das Ziel von 2 TWh zusätzlicher saisonaler Winterproduktion aus Wasserkraft bis 2040 voraussichtlich verfehlt wird. Wegen Redimensionierungen, Verzögerungen, Sistierungen und offenen Verfahren rechnete das BFE aus den erfassten Projekten mit rund 1,1 TWh.[7]
Diese Lücke belegt weder einen Markt für eine bestimmte Batteriechemie noch darf sie direkt in ein Batteriekapazitätsziel umgerechnet werden. Sie belegt etwas Engeres: Die Schweiz hat Bedürfnisse auf mehreren Zeitskalen. Schnelle BESS, mehrstündige Batterien, Pumpspeicher und saisonale Reservoirs müssen an unterschiedlichen Systemaufgaben gemessen werden.
«Grossbatterie», «Langzeitspeicher» und «saisonaler Speicher» sind drei verschiedene Aussagen. Eine belastbare Projektbeschreibung nennt Leistung, nutzbare Energie, Entladedauer, Anschlusspunkt und Betriebsaufgabe.
Für Entwicklung und Projektprüfung ist die Aussage dann am stärksten, wenn sie als Betriebsanforderung formuliert wird statt als allgemeine Behauptung zur Energiewende.
Geht es um eine Reaktion unter einer Sekunde, Regelung über Minuten, Intraday-Verschiebung, ein mehrtägiges Ereignis oder saisonalen Transfer?
Liegt der Anschlusspunkt dort, wo der Engpass oder die Dienstleistung tatsächlich besteht?
Welche Leistung bleibt nach Verlusten, Betriebsgrenzen und Ladezustandsreserven aufrechterhaltbar?
Welche Verpflichtung hat Vorrang, wenn Energieverschiebung, Regelenergie und lokale Netzanweisungen konkurrieren?
Ist die genannte Kapazität in Betrieb, präqualifiziert, vertraglich gesichert, bewilligt, im Bau oder erst angekündigt?
Ist die Koordination betrieblich festgelegt, oder ist «komplementär» nur ein Narrativ über zwei getrennte Anlagen?
Swissgrid bezeichnet Speicherkraft als wichtigste Schweizer Quelle für Regelenergie und erwartet gleichzeitig eine zunehmende Rolle der Batterien. Beides passt zusammen, weil Systemadäquanz kein Wettlauf zweier Speichertechnologien ist. Sie entsteht aus einem Portfolio von Reaktionsgeschwindigkeiten, Speicherdauern und Standorten.[3]
Für die BESS-Entwicklung lautet die Prüfungsfrage nicht: «Braucht die Schweiz Speicher?» Sondern: «Was leistet diese Batterie, das das bestehende System an diesem Anschlusspunkt, für diese Dauer und unter diesen Steuerungsregeln benötigt?» Das klingt weniger werblich — ist aber wesentlich nützlicher.
Die technischen und numerischen Aussagen wurden am 7. September 2026 anhand dieser öffentlichen Quellen geprüft. Projektstände werden gemäss Angaben der Projektträger wiedergegeben; kurze Zitate und Übersetzungen sind gekennzeichnet.
Die Speicheranlagen sind zudem wichtige Elemente für die kurzfristige Energiebereitstellung und für die Umlagerung der Erzeugung vom Sommer- in das Winterhalbjahr.
Das 600 Meter unter der Erdoberfläche zwischen den Stauseen Emosson und Vieux Emosson gelegene Kraftwerk verfügt über eine Speicherkapazität von 20 Millionen kWh.
Die Speicherkraftwerke sind heute die wichtigsten Regelenergieanbieter in der Schweiz.
… dass die angestrebte saisonale Winterproduktion von 2 TWh bis 2040 voraussichtlich nicht erreicht wird.
DOE defines LDES as storage systems capable of delivering electricity for 10 or more hours in duration.CurvatureEnergy-Übersetzung: «Das DOE definiert LDES als Speichersysteme, die Strom während mindestens zehn Stunden liefern können.»Um kleineren Anlagen den Markteintritt zu erleichtern, senkt Swissgrid die Mindestgebotsgrösse von 5 MW auf 1 MW für TRL und TRE (Mitte 2026).