«Die Zitrone ist ausgepresst» – Trockenheit befeuert Diskussion um Wasserkraftausbau
Bei 76 von 177 Messstationen des Bundesamts für Umwelt wurden im vergangenen Juli die tiefsten je in einem Juli gemessenen Durchflusswerte verzeichnet. Die zunehmende Trockenheit setzt die Schweizer Gewässer unter Druck und zeigt, dass sich die hydrologischen Bedingungen verändern.
Gleichzeitig stammen rund 60 Prozent des Schweizer Stroms aus Wasserkraft. Deren Nutzung beeinflusst die betroffenen Täler und Flüsse, gleichzeitig leistet die Wasserkraft einen wichtigen Beitrag zur Energiewende und zur Versorgungssicherheit.
Ökologische Auswirkungen der Wasserkraft
Wasserkraftwerke können je nach Kraftwerkstyp, Standort und Betriebsweise unterschiedliche Auswirkungen auf Fliessgewässer und ihre Ökosysteme haben. Besonders relevant ist die Restwasserproblematik: Wird einem Gewässer Wasser entnommen oder gestaut, sinken Wassertiefe und Strömung, wodurch Lebensräume für Fische, Insekten und andere Wasserorganismen verloren gehen oder sich verkleinern können.
Bei Speicherkraftwerken kann der wechselnde Kraftwerksbetrieb zudem zu Schwall und Sunk führen, also zu raschen künstlichen Schwankungen des Wasserabflusses. Bei einem Schwall werden die unterhalb der Staumauer liegenden Gewässerbereiche plötzlich überflutet, während beim Sunk der Wasserstand rasch zurückgeht und Tiere beispielsweise in seichten Bereichen oder am Ufer stranden können.
Auch können Wehre, Staumauern und Wasserfassungen die Fischwanderung unterbrechen und verhindern, dass Fische ihre Laich- und Nahrungsgebiete erreichen. Ein weiterer wichtiger Punkt ist der Geschiebehaushalt: Werden Kies, Sand und Steine durch Staumauern oder Wasserfassungen zurückgehalten, fehlen diese Materialien weiter flussabwärts für die Bildung von Kiesbänken und Laichplätzen. Auch der natürliche Transport von Nährstoffen und organischem Material wie Schwemmholz kann dadurch verändert werden.
Zudem können Stauseen und veränderte Abflussmengen die Wassertemperatur beeinflussen, was insbesondere für temperaturempfindliche Arten problematisch sein kann. Beim Bau neuer Speicherseen werden ausserdem ökologisch wertvolle Lebensräume wie Auen, Moore und natürliche Berglandschaften überflutet und dauerhaft verändert oder zerstört.
Die Sanierungsmassnahmen
Um diese negativen Auswirkungen zu minimieren, verpflichtet das 2011 revidierte Gewässerschutzgesetz die Betreiber der Wasserkraftwerke zu Sanierungsmassnahmen. Dabei sollen durch technische und bauliche Eingriffe die negativen Auswirkungen auf die natürliche Geschiebedynamik und die Fischwanderung reduziert werden. Auch sollen die Effekte der künstlichen Abflussschwankungen (Schwall und Sunk) bei Speicherkraftwerken reduziert werden.
Bis Ende 2014 erstellten die Kantone eine Liste mit rund 1000 Anlagen, die bis 2030 saniert werden sollen. Alle vier Jahre veröffentlicht das Bundesamt für Umwelt (BAFU) einen Bericht, über den Fortschritt der Sanierung. Der letzte Bericht erschien 2022 und zeichnete ein ernüchterndes Bild. So waren lediglich 10 Prozent der Projekte in Umsetzung oder bereits umgesetzt. 45 Prozent der gemeldeten Projekte befanden sich laut BAFU in der Planung.
Der Biologe und Projektleiter Gewässerschutz und Energiepolitik bei der Umweltschutzorganisation Pro Natura, Michael Casanova, schliesst aus, dass das ursprünglich veranschlagte Ziel, die ökologischen Sanierungen bis 2030 abzuschliessen noch zu schaffen ist: «Die Sanierungsmassnahmen sind mit teils hohen Kosten und langen Planungsphasen verbunden, das angestrebte Ziel halte ich bis zur gesetzlichen Frist für nicht realistisch.»
Dabei fehle auch das Geld für die Umsetzung der Massnahmen, die über den Netzzuschlag von den Stromverbraucherinnen und Stromverbrauchern finanziert würden, sagt Casanova. Die Kosten belaufen sich dabei auf 0,1 Rappen pro Kilowattstunde. Ausgehend von einem durchschnittlichen Schweizer Stromverbrauch kostet die Sanierung Verbraucherinnen und Verbraucher jährlich etwa vier Franken. In einem Artikel des Blicks forderte SP-Nationalrätin Martina Munz im September 2024, diesen Betrag zu verdoppeln und argumentierte, dass zusätzliche vier Franken pro Jahr uns die Umwelt wert sein sollte.
Bedeutung von Wasserkraft für die Versorgungssicherheit
Die Schweiz produziert über das Jahr gesehen mehr Strom, als sie verbraucht, ist im Winter aufgrund des erhöhten Energiebedarfs bei gleichzeitig tieferer inländischer Stromproduktion jedoch auf Importe angewiesen. Eine zentrale Rolle in der Speicherung von Energie spielt dabei die Wasserkraft: Speicherseen können Wasser zurückhalten und dadurch Strom gezielt dann produzieren, wenn er benötigt wird.
Für die langfristige Versorgungssicherheit hat die Schweiz deshalb beschlossen, die erneuerbare Stromproduktion bis 2050 deutlich auszubauen und die Winterstromproduktion bis 2040 um mindestens 6 Terawattstunden zu erhöhen, davon 2 Terawattstunden durch Speicherwasserkraft.
Gleichzeitig bleibt die Schweiz auf funktionierende Stromimporte angewiesen, weshalb neben dem Ausbau der inländischen Winterproduktion auch ausreichende Netz- und Importkapazitäten für die Versorgungssicherheit entscheidend sind.
Restwasser als Hebel und Streitpunkt
Nebst den ökologischen Sanierungsmassnahmen bietet der Umstand, dass bei einer Mehrheit der Schweizer Wasserkraftwerke die Konzessionen für deren Betrieb in den nächsten 20 bis 30 Jahren auslaufen, eine weitere Chance für eine ökologischere Gestaltung der Wasserkraftnutzung in der Schweiz. Für die Stromversorger bedeutet dies jedoch auch Einbussen in der Gesamtproduktion.
Denn mit der Neuvergabe der Nutzungsrechte wird auch die gesetzlich verankerte Restwassermenge, also die Menge an Wasser, die nach Entnahme im Gewässer bleiben muss, damit dieses seine ökologischen Funktionen noch erfüllen kann, geregelt. Gesetzliche Regelungen diesbezüglich würden jedoch erst seit 1992 existieren, erklärt Tobias Wechsler, der an der Eidgenössischen Forschungsanstalt für Wald, Schnee und Landschaften forscht: «Die Konzessionen werden in der Schweiz für 80 Jahre erteilt. Wenn ein Kraftwerk seine Konzession nun vor 1992, also dem Inkrafttreten der Regelung erhielt, dann muss dieses heute entweder gar keine oder deutlich schwächere Bestimmungen bezüglich der Restwassermenge berücksichtigen.»
Mehr Anpassungsmöglichkeiten gefordert
Wird eine neue Konzession erteilt, wird die Restwassermenge anhand der natürlichen Wasserführung festgelegt und gilt grundsätzlich für die gesamte Konzessionsdauer von 60 bis 80 Jahren, auch wenn sich die hydrologischen Verhältnisse in dieser Zeit verändern.
Da die Wasserhoheit bei den Kantonen und Gemeinden liege, hätten diese zwar die Gelegenheit, beim Erteilen der Konzession gewisse Anpassungsmöglichkeiten während einer laufenden Konzession festzulegen, ein Fall, in dem dies geschah sei ihm jedoch noch nicht bekannt, sagt der Hydrologe Tobias Wechsler. Dabei sei hinsichtlich des Klimawandels ein sogenanntes adaptives-Management für die Gewässer zentral:
Auf Anfrage von watson sagt Martin Stutz, Mediensprecher des grössten Schweizer Wasserstrom-Produzenten Axpo, dass bezüglich dieses Anliegens Diskussionen zwischen der Branche, den Behörden und Umweltschutzverbänden laufen würden. Er weist jedoch auch auf die ökonomischen Hürden hin, welche eine flexiblere Auslegung der Bestimmungen mit sich bringen würden:
«Wasserkraftkonzessionen gelten 60 bis 80 Jahre und bilden mit ihren gesetzlichen Restwasservorgaben die Grundlage für Investitionsentscheide in Millionenhöhe. Könnten diese Vorgaben alle fünf Jahre neu angepasst werden, wäre kaum mehr ein Investor bereit, das Risiko einer Erneuerung oder eines Ausbaus zu tragen, weil die Erträge über die gesamte Konzessionsdauer nicht mehr planbar wären.» Dies würde genau die Projekte verhindern, die zum Erreichen der energiepolitischen Ziele nötig seien, sagt der Mediensprecher der Axpo und ergänzt:
Restwassermengen unter politischem Druck
«Es gibt einen starken Widerstand aus der Politik und von der Wasserkraftlobby gegen ökologisch ausreichende Restwassermenge», sagt Casanova und deutet an, dass die Kantone und Gemeinden bei der Wasserkraft durchaus auch finanzielle Interessen im Blick hätten:
«Die meisten Stromkonzerne wie Axpo, BKW, Alpiq und Repower sind teils oder mehrheitlich in öffentlicher Hand. Gleichzeitig vergeben Kantone und Gemeinden die Nutzungsrechte an den Gewässern und kassieren Wasserzinsen. Damit entscheidet die öffentliche Hand über die Nutzung der Wasserressourcen, ist an den Kraftwerksbetreibern beteiligt und profitiert finanziell von deren Nutzung. Je nach Standort sind die Wasserzinsen eine beachtliche Einnahmequelle für die kantonalen und kommunalen Haushalte.»
In einigen Gemeinden im Kanton Graubünden können die Wasserzinsen 40 bis 77 Prozent der kommunalen Einnahmen ausmachen und damit die regulären Steuereinnahmen gar übertreffen, wie eine Studie des Nationalen Forschungsprogramms Energie des Schweizerischen Nationalfonds aus dem Jahr 2019 zeigt.
Im Jahr 2023 reichte die Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie des Nationalrats ein Postulat ein, mit dem sie den Bundesrat aufforderte, eine Revision des Gewässerschutzgesetzes zu prüfen. Damit sollen unter anderem die Produktionseinbussen verringert werden, die im Zuge der anstehenden Konzessionserneuerungen zu erwarten sind. Das Postulat wurde vom Nationalrat angenommen; der Bericht des Bundesrats zu dem Anliegen soll noch in diesem Jahr erfolgen.
Axpo und WSL bewerten Auswirkungen auf die Stromproduktion verschieden
Wie hoch diese Produktionsminderungen sein werden, ist unklar. Eine jüngst veröffentlichte Studie der WSL ergab, dass die Kraftwerkbetreiber bis zum Jahr 2050 durch die Restwasserbestimmungen rund zwei Prozent ihrer Gesamtstromproduktion einbüssen. Dies sei deutlich weniger als zuvor befürchtet, wie die WSL gegenüber der Neuen Zürcher Zeitung verkündete. Die witterungsbedingten jährlichen Schwankungen in der Stromproduktion seien jedes Jahr um ein Vielfaches grösser als die zu erwartenden Produktionseinbussen durch die Restwasserbestimmungen, schreibt der Umweltschutzverband WWF in einer Stellungnahme zu der Studie.
Die Axpo wies die Einschätzung der WSL jedoch zurück und sprach von rund vier Prozent, die durch die Restwasserbestimmungen verloren gehen würden. Gegenüber der NZZ äusserte ein Axpo-Sprecher seine Bedenken: «Die heutigen Gewässerschutzanforderungen sind nicht vereinbar mit den energiepolitischen Zielen der Schweiz.» Die Axpo fordere keine Lockerung der Gewässerschutzbestimmungen, konkretisiert Mediensprecher Martin Stutz die Aussage gegenüber watson:
Tobias Wechsler, der bei der WSL arbeitet und an der Studie beteiligt war, sagt, er könne derzeit methodisch nicht nachvollziehen, wie die Axpo, respektive der Dachverband der Wasserkraftbetreiber Hydrosuisse, auf ihre Zahlen kam; dazu bräuchte er Zugriff auf deren Daten. In absoluten Zahlen rechne die WSL mit jährlichen Produktionsminderungen von 750 Gigawattstunden im Jahr 2050, Hydrosuisse mit 1477. In einer 2018 veröffentlichten Studie schätze Hydrosuisse die Produktionsminderung auf 2280 Gigawattstunden, sagt Wechsler: «Sie haben ihre Erwartungen also um rund ein Drittel nach unten korrigiert.»
Michael Casanova von Pro Natura nennt politische Bestrebungen, die geltenden Restwasserbestimmungen abzuschwächen ein No-Go: «Dass Stromkonzerne die Einhaltung der ökologisch minimal bemessenen Restwasserbestimmungen als Produktionseinbusse darstellen, die es zu verhindern gelte, zeigt vor allem, dass die Wasserkraft jahrzehntelang ohne diese Vorgaben betrieben werden konnte. Auf Kosten einer massiven Übernutzung und Beeinträchtigung der Gewässer.»
Die Axpo widerspricht der Aussage, dass die Bestimmungen sich an einem Minimum orientieren. Die Praxis zeige, dass die Restwasseranforderungen in den letzten Jahren tendenziell gestiegen seien anstatt zu sinken, schreibt Martin Stutz von der Medienstelle des Stromproduzenten.
Die Ausbaupläne
Um die 2024 mit der Annahme des Stromgeseztes beschlossenen Ausbauziele von zwei Terawattstunden Winterstrom zu erreichen, berief das Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) bereits 2020 den Runden Tisch Wasserkraft ein. Bund, Kantone, Energieversorger sowie Umwelt- und Fischereiverbände einigten sich 2021 auf 15 Projekte, bei denen der erwartete Nutzen die ökologischen Bedenken überwog.
Auf Antrag der SVP-Nationalrätin Magdalena Marthulo Blocher wurde 2024 parlamentarisch ein 16. Projekt ergänzt, was von Umweltverbänden wie Aqua Viva kritisiert wurde, da das Projekt Chlus im Bündner Prättigau keinen nennenswerten Beitrag zum Winterstrom leisten würde.
Projekte, die es auf die Liste geschafft haben, wurden im Energiegesetz als Projekte von nationalem Interesse verankert. Damit erhalten sie bei der Interessenabwägung eine besondere Stellung: Ihr nationales Interesse ist grundsätzlich gleichwertig mit anderen Interessen von nationaler Bedeutung, etwa dem Natur- und Landschaftsschutz. Die Einstufung hebt den Schutz von Naturschutzgebieten jedoch nicht auf. Sie schafft vielmehr die rechtliche Möglichkeit, in einem konkreten Fall auch Eingriffe in geschützte Gebiete zu bewilligen, wenn das Interesse an der Energieproduktion entsprechend höher gewichtet wird.
Auf der Liste stehen auch Projekte in ökologisch sensiblen Gletschervorfeldern. Besonders umstritten ist das Gornerli, da der geplante Stausee das Gletschervorfeld und eine national geschützte Landschaft stark beeinträchtigen würde. Dass solche Projekte dennoch auf der Liste stehen, sei kein Widerspruch, sagt Casanova: «Wir haben keinen Blankoscheck für diese Projekte ausgestellt. Es war eine erste Triage, um festzustellen, bei welchen Projekten es sinnvoll wäre, hinsichtlich des zu erwartenden Nutzens und Eingriffs in die Natur diese weiterzuverfolgen.»
Ein wichtiges Instrument, um gegen geplante Projekte vorzugehen, ist das Verbandsbeschwerderecht. Der im September 2025 von National- und Ständerat verabschiedete Beschleunigungserlass schränkt dieses bei den Wasserkraftprojekten jedoch ein: Neu müssen mindestens drei Umweltverbände gemeinsam Beschwerde einreichen, zudem kann der Rechtsweg nur noch bis zu kantonalen Gerichten beschritten werden. Pro Natura kritisiert diese Einschränkung als problematisch für Natur und Rechtsstaat.
Nur Hälfte des geplanten Ausbaus realisierbar
Im vergangenen August informierte das UVEK in einer Medienmitteilung, dass gemäss aktuellen Rückmeldungen der Projektträger bis 2040 lediglich 1,1 Terawattstunden Strom aus den geplanten Projekten realisierbar sei, bis Ende des Ausbaus würden es 1.5 Terawattstunden sein. Als Grund nannte das UVEK Redimensionierungen und die Sistierung einzelner Vorhaben.
Eine Knacknuss ist der sogenannte Heimfall. Läuft die Konzession eines Wasserkraftwerks aus, können Staumauer, Druckleitungen und Turbinen an den Kanton oder die Gemeinde zurückfallen. Für die Betreiber sind Investitionen deshalb mit einem Risiko verbunden, da unklar ist, ob sie die Konzession anschliessend erneut erhalten oder ob der Kanton, beziehungsweise die Gemeinde das Kraftwerk in Zukunft selbst betreiben wollen.
Auf Anfrage bestätigt das Bundesamt für Energie, dass die Heimfallregelung einzelne Projekte wie beispielsweise die Erhöhung des Staudamms in Marmorera in Graubünden verhindere. Als weitere Gründe nennt das BFE jedoch auch unvorhersehbare Ereignisse wie Hochwasserschäden an Anlageteilen, die es vor einem Ausbau zu beheben gelte. Weiter nennt das BFE mehrere Beschwerdeverfahren, eine komplexere Planung als ursprünglich angenommen sowie die seit 2025 geltenden Ausgleichsmassnahmen als Hürden in Bezug auf die 16 Projekte.
Runder Tisch geht in die zweite Runde
Im vergangenen Dezember verkündete das UVEK, dass aufgrund der neuen Beurteilungen ein weiterer runder Tisch einberufen werde, um mögliche Ersatzprojekte zu prüfen. Nun gehe das gleiche Spiel nochmals von vorne los, sagt Michael Casanova. Man versuche nun, mit weiteren Projekten doch noch die zwei Terawattstunden vollzukriegen. Der Projektleiter Gewässerschutz bei Pro Natura steht diesem Vorhaben kritisch gegenüber:
Bereits beim ersten Kompromiss, den ursprünglichen 15 Projekten, wäre es zu starken Beeinträchtigungen des Naturschutzes gekommen, sagt Casanova und ergänzt: «Ich bezweifle, dass wir nun rasch noch eine weitere Terawattstunde Potenzial finden, die naturverträglich umsetzbar ist.»
Richtungsweisender Kompromiss: Der Grimsel-Dialog
Dass Kantone, Stromversorger und Umweltschutzverbände auch in der Lage sind, Einigungen zu erzielen, die alle an den Verhandlungen beteiligten Parteien zufriedenstellen, das zeigt das jüngste Beispiel des Grimsel-Dialogs. Dabei versicherten die Umweltschutzverbände dem Kanton Bern sowie der Betreiberin KWO, keine Beschwerde gegen den geplanten Bau einer Staumauer am Triftgletscher sowie gegen die Erhöhung des Staudamms am Grimsel-Speichersee einzulegen. Im Gegenzug definierte der Kanton umfangreiche Ausgleichsmassnahmen zum Schutz der Landschaft und der Biodiversität.
In 53 Gewässerabschnitten im Kanton Bern wurden der Neubau sowie wesentliche Erweiterungsbauten bei Kraftwerken untersagt. Auch bei drei Gletschervorfeldern wurden Bestimmungen erlassen, die einen Ausbau der Fläche zur Energiegewinnung jeglicher Art, aber auch zur touristischen Nutzung der Fläche untersagen. Gleichzeitig sollen die Kleinwasserkraftwerke an der Emme sowie ein Wehr an der Simme zurückgebaut werden.
Michael Casanova war beim Grimsel-Dialog dabei. Er spricht von einer konstruktiven Atmosphäre: «Wir haben den Willen aller Beteiligten gespürt, gemeinsam eine gute Lösung auszuarbeiten.» Auch der Hydrologe Tobias Wechsler vom WSL nennt den Grimsel-Dialog als positives Beispiel:
Der Forscher erklärt, dass zehn Prozent der grössten Wasserkraftwerke in der Schweiz über 90 Prozent der jährlichen Wasserkraftproduktion liefern. Dementsprechend könne es eine Strategie sein, grosse Projekte wie den Triftsee voranzutreiben und im Gegenzug die ökologischen Bedingungen an anderen Standorten zu verbessern.
Dass dies im Fall des Grimsel-Dialogs möglich war, habe jedoch auch damit zu tun, dass in Bern die Wasserhoheit beim Kanton liege, sagt Michael Casanova: «Im Wallis beispielsweise liegt die Wasserhoheit mit Ausnahme der Rhone bei den Gemeinden. Eine Gemeinde kann nur schwer Ausgleichsmassnahmen auf dem Boden einer anderen Gemeinde ins Spiel bringen. Da muss sich der Kanton einbringen, um Lösungen zu finden.» Eine weitere Herausforderung hinsichtlich der Realisierbarkeit der 16 Projekte im Energiegesetz, da die Hälfte der Bauvorhaben im Kanton Wallis liegt.
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