Technologiezwang blockiert den Netzexpress?

26.8.2026 von Stephan Bärtschi, Vorstandsmitglied HSUB

Projekte im Höchstspannungsnetz gelten als äusserst komplex und kostenintensiv. In der parlamentarischen Diskussion zum Netzexpress wird ein Mehrkostenfaktor von 2 bis 10 genannt, welcher Erdkabel gegenüber Freileitungen teurer wäre. Was die Mehrkosten von Erdkabeln anbelangt, schlägt auch die Swissgrid immer wieder in die gleiche Kerbe. Doch das Bundesgericht kam im Urteil 1C_398/2010 zu einem ganz anderen Schluss. Eine umfassende Analyse zeigte, dass beim 380 kV Projekt «Riniken» der Mehrkostenfaktor zwischen 0,66 und 1,83 liegt und im Mittel 1,29 beträgt. Weiter hielt das Bundesgericht fest: sollten die Energiekosten in den nächsten Jahren stärker steigen als die allgemeine Teuerungsrate, könnte die Verkabelung sogar wirtschaftlich günstiger sein. Die heutige politische Diskussion über den Mehrkostenfaktor scheint die vor 15 Jahren vom Bundesgericht geprüfte Lebenszyklusbetrachtung zu relativieren oder gar auszublenden. Insbesondere wurden wesentliche Parameter gegenüber der damaligen Sensitivitätsanalyse verändert. Diesen Veränderungen gehen wir nachfolgend auf den Grund.

Das Gesetz sieht keine Regelung vor, wie der Mehrkostenfaktor bei Hochspannungleitungen ab 220 kV berechnet werden soll. Der Bundesrat hat diesen Sachverhalt in der Anfrage 26.7425 im Juni 2026 wie folgt begründet: Die Gesetzgebung sieht keine Vorgaben vor, da sich Projekte auf dieser Netzebene von Fall zu Fall erheblich unterscheiden.

Der Bundesgerichtsentscheid dazu, stütze sich vornehmlich auf ein Gutachten welches von den Erdkabel Befürworter eingebracht und von Prof. Dr. Heinrich Brakelmann, Universität Duisburg erstellt wurde. Das Gerichtsverfahren dauerte überdurchschnittlich lange. Dabei wurden verschiedene Grundsatzfragen geklärt. Von Befürwortern und Gegnern wurden mindestens je drei Gutachten erstellt. Die Lebenszykluskosten und die Sensitivitätsanalyse, welche von den Erdkabel Befürwortern damals ins Spiel gebracht wurden, sind für die heutige politische Diskussion weiterhin relevant. Die damalige Analyse zeigte eine erhebliche Abhängigkeit des Mehrkostenfaktors von den Annahmen zu Strombelastung, Strompreis, Teuerung und Diskontierung. Eine Überprüfung mit den heutigen Projektangaben zeigt, dass bereits unterschiedliche technisch plausible Annahmen zur durchschnittlichen Auslastung zu erheblichen Veränderungen des Mehrkostenfaktors führen können.

Die Verfahren Sachplan Übertragungsleitung (SÜL) sehen vier grundsätzliche Punkte vor, welche beurteilt werden müssen, um ein ausgewogenes und objektives Urteil über die Technologie fällen zu können: Landschaftsschonung, Raumentwicklung, Technische Aspekte und Wirtschaftlichkeit. Deshalb werden wir uns an diesen vier Punkten orientieren.

Wirtschaftlichkeit: Lebenszyklus- anstatt Baukosten

Die Lebenszykluskosten wurden im Gutachten Brakelmann in drei Punkte unterteilt: Bau-, Unterhalt- und Verlustkosten. Diese Unterteilung wurde später auch in das Tool MKFactory übernommen, welches vom BFE erstellt wurde, um den Mehrkostenfaktor bei Projekten unterhalb 220kV bestimmen zu können. Doch finden sich die Mehrkostenberechnungen in den Projektunterlagen bei Leitungen ab 220kV. Dabei werden auch dieselben Berechnungsmethoden angewandt. Deshalb müssen wir uns diese Berechnungen genauer ansehen.

Unterhaltskosten

Die am wenigsten diskutieren Kosten waren die Unterhaltskosten. Zu diesen Kosten zählen regelmässige Wartungskosten, wie Tausch der Leiterseile oder Kabel und Isolatoren tauschen, aber auch Reparaturen. Bevor die CIGRE Statistiken vom Gericht als rechtsgültig anerkannt wurden, waren auch die Ausfälle und Reparaturzeiten ein Streitthema. Gemäss CIGRE Statistik ist die Häufigkeit von Ausfällen bei Erdkabeln viel geringer, wobei die Reparaturzeiten etwas länger dauern. Dabei spielt aber auch die Bauweise eine Rolle. In Europa, wo die Kabel oft direkt in den Boden verlegt werden, muss der Fehler geortet und ein Graben geöffnet werden, um das defekte Teilstück zu ersetzen. Werden die Kabel in Rohre verlegt, wird das komplett Kabel zwischen zwei Wartungsschächten ersetzt. Um künftigen Unterhalt vollständig begleichen zu können, unterliegen die Unterhaltskosten im Tool MKFactory der aktuellen Teuerung über den gesamten Lebenszyklus.

Baukosten

Bei den Baukosten wurde einiges heftiger diskutiert. Prof. Brakelmann ermittelte für den geforderten Strom von 1920 A (Ampere), dass ein 3500 mm² Kupfer Kabel pro Phase reichen würde. Da er aber nur einen Hersteller einbringen konnte, welcher das Kabel produzieren würde, welches damals aber noch nicht zertifiziert war, wurde auf 2 x 2500 mm² umgeschwenkt. Auch weil plötzlich die Anforderung im Raum stand, dass nicht nur ein Dauerbetrieb unter Volllast mit 1920 A erforderlich ist, sondern auch ein Dauerbetrieb mit Überlast bei 2530 A. Unter Volllast erwärmen sich die Freileitungsdrähte um 20 °C, bei Überlast beträgt die Erwärmung 40 °C. Überlast wird genutzt um in Berggebieten im Winter die Leitungen Eis- und Schneefrei zu halten. Um Freileitungsseile im Winter zu enteisen, müssen diese durch hohen Stromfluss künstlich erwärmt werden. Diese thermische Reserve (Überlastbetrieb) steht einer Freileitung physikalisch jedoch nur bei kühlen Umgebungstemperaturen zur Verfügung. Im Sommer hingegen, bei über 35 °C Aussentemperatur, führt hohe Last zu einer kritischen Seilausdehnung und damit zu einem gefährlich grossen Durchhang. Ein Problem, das Erdkabel systembedingt nicht kennen.

Der VSLR (Verträgliche Starkstromleitung Reusstal) hat gemäss dem Öffentlichkeitsprinzip alle Projektunterlagen eingefordert und unter https://vslr.ch/verfahrensfehler veröffentlicht. Ebenso sind die Plangesuchsunterlagen unter https://vslr.ch/Gesuchsunterlagen-Swissgrid-26 einsehbar.

Eine Reduktion der Baukosten durch das Verlegen von nur einem Kabel pro Phase wurde im Projekt Niederwil-Obfelden nie geprüft. Obwohl heute mehrere Hersteller zertifizierte Kabel mit 3500 mm² Querschnitt anbieten. Wie oft und wie lange die Leitungen in Riniken mit 2530 A seit der Inbetriebnahme betrieben wurden, ist unbekannt. Somit lässt sich auch nicht berechnen, ob ein kleinerer Querschnitt mit nur einem Kabel pro Phase, zur thermischen Überforderung führen würde. Obwohl wir seit der Inbetriebnahme bereits kalte Wintermonate hatten, gibt es dazu noch keine Veröffentlichung.

Wie die Erdverkabelungen auf Schweizer Verhältnisse bezogen möglichst günstig erstellt werden könnten, wurde somit nie untersucht und die Netzbetreiberin hält sich mit Zahlen zurück, mit welchen dies errechnet werden könnte.

Ungenaue Baukostenschätzung

Beim Technologieentscheid wurden bisher die Baukosten auf zu groben Schätzungen vorgenommen. In Projekt Niederwil – Obfelden kommen beide Technologien zum Einsatz. Daher lohnt es sich auch die Schätzungen anzusehen. Freileitungen sollten beim Variantenentscheid 2017 1,9 Mio. Franken und Erdkabel 10 Mio. Franken pro Kilometer kosten. Im Plangenehmigungsgesuch 2026 stellten sich die Baukosten wie folgt dar: Freileitungen 2,74 Mio. Franken und Erdkabel 10 Mio. Franken pro Kilometer. Der Anstieg um 44 % liegt deutlich über dem, was allein durch die allgemeine Teuerung erklärbar wäre und bedarf deshalb einer technischen und wirtschaftlichen Erklärung. Zumal die Kosten für Erdkabel im selben Zeitraum unverändert blieben. Was sich aber verändert hat, ist der Baugrund bei Erdkabeln. Bei der Kostenschätzung wurde die gesamte Strecke von über 17 Kilometer untersucht. Dabei wäre ein grosser Teil der Strecke in normalen Baugrund gewesen. Im Plangenehmigungsgesuch wird mit 4,4 Kilometer nur das BLN-Schutzgebiet und die Reuss unterquert. Hierbei kommen mit Bauten im Grundwasser und Spülbohrungen die teuersten Bautechniken der Gesamtstrecke zum Einsatz.

Kosten der Stromverluste

Hier kommen wiederum mehrere Faktoren zum Tragen, weshalb wir diese einzeln anschauen: Stromkosten, Stromauslastung, Teuerung, Diskontierung und die Dauer. Um sich ein umfangreiches Bild machen zu können, wurde hierfür im Gutachten Brakelmann eine Sensitivitätsanalyse, mit niedrigen, mittleren und hohen Parametern durchgeführt. Erst dadurch lässt sich abschätzen was über die Lebensdauer geschehen könnte. Die im Gutachten veranschlagte Lebensdauer von 80 Jahren wurde auch in das offizielle Tool MKFactory übernommen. Diese Zeitspanne ist jedoch tief angesetzt: Da bestehende Trassees in der Schweiz im Normalfall modernisiert und praktisch nie zurückgebaut werden, verlängert sich die reale Betriebszeit – und damit der Zeitraum, in dem das Erdkabel seine Verlustkostenvorteile ausspielt – nahezu beliebig. Auch hier können wir mit der Sensitivitätsanalyse Rückschlüsse erhalten. In einer so riesigen Zeit, sind mehrere wirtschaftliche Hoch- und Tiefphasen möglich. Den Entscheid aufgrund der aktuellen Wirtschaftslage zu fällen, wird daher keiner Technologie gerecht.

Stromkosten

Prof. Brakelmann orientierte sich im Gutachten am SWEP (Swiss Energy Price Index) und rechnete mit Strompreisen von 80 bis 109 Franken pro Megawattstunde (MWh), was 8,0 bis 10,9 Rappen pro Kilowattstunde (kWh) entspricht. Der mittlere Wert lag bei 95 Franken pro MWh.

Die Mehrkostenfaktor-Berechnung für Leitungen unter 220 kV orientiert sich hingegen am langfristigen Terminmarkt der Strombörse in Leipzig (EEX). In diesem Index wurden über lange Zeit vorwiegend die Überschüsse von Kohle- und Gaskraftwerken gehandelt, weshalb die Preise saisonbedingt stark schwankten. Seit einiger Zeit wird diese Systematik der Preisfestlegung auch für Leitungen ab 220 kV angewandt. Die Koppelung an die historischen Börsenpreise hat den anzusetzenden Strompreis gegenüber dem Gutachten Brakelmann in etwa halbiert; lange Zeit wurden Werte zwischen 41 CHF/MWh und 49 CHF/MWh eingesetzt. Mit dieser künstlichen Halbierung des Strompreises schrumpfen die berechneten Kosten für die zukünftigen Stromverluste in den Modellen um die Hälfte, wodurch deren Gewichtung innerhalb der Lebenszykluskosten massiv zurückgenommen wird.

Dass Erdverkabelungen trotz dieser gedrückten Strompreise konkurrenzfähig sind, beweist die Praxis: Auf den Spannungsebenen von 50 bis 150 kV wurden in den letzten zehn Jahren landauf, landab Freileitungen erfolgreich in den Boden verlegt. Wie volatil der Strommarkt in der Realität ist, zeigt die jüngere Geschichte: Im Jahr 2022 lag der durchschnittliche Strompreis gemäss Schweizerischer Elektrizitätsstatistik im Zuge der Energiekrise bei 234 Franken pro MWh. Am 22. April 2024 mussten aufgrund eines extremen Wetterumschwungs in den Spitzen kurzzeitig sogar 12’000 Franken pro MWh bezahlt werden. Diese systemische Volatilität und die langfristigen Preisrisiken der Energiewende müssen in einer realistischen Sensitivitätsanalyse zwingend berücksichtigt werden.

Stromauslastung

Die Stromauslastung wird im offiziellen Berechnungstool MKFactory «Ladefaktor» genannt und ist dort mit 50% hinterlegt. Dies aus gutem Grund. Die Verluste werden nach elektrotechnischem Grundgesetz wie folgt berechnet: Strom im Quadrat mal Leiterwiderstand (Pv = I² x R). Um die Auswirkung dieses quadratischen Verhältnisses greifbarer zu machen, zeigt Tabelle 1 die quadrierten Ströme in Relation zum Ladefaktors einer Übertragung mit 1920 A Volllast:

Ladefaktor 100% = 1‘920A	0.8%	1.7%	13%	23%	40%	50%	60%	100%	132%
Strom quadriert = I2 [A2]	256	1k	65k	202k	590k	922k	1.3M	3.7M	6.4M

Diese mathematische Gesetzmässigkeit verdeutlicht: Eine einzige Stunde Volllast erzeugt dieselben thermischen Verluste wie 59 Stunden bei 13% oder 18 Stunden bei 23% Auslastung. Durch die zunehmenden und unregelmässigen Solarstromspitzen dürfte das Netz heute im Durchschnitt deutlich mehr Verlustspitzen produzieren. Der Ladefaktor darf somit niemals mit dem Verlustfaktor gleichgesetzt werden. Wer dies trotzdem tut, begeht den mathematischen Fehler, welcher durch die Jensensche Ungleichung beschrieben wird.

Die Netzbetreiberin setzt in ihren Berechnungen den Wert von 23% ein (siehe Tabelle 1). Dadurch werden die Kosten der Energieverluste um den Faktor 4,5 kleiner ausgewiesen, als es das offizielle Berechnungstool MKFactory vorsieht. Genau hier liegt jedoch ein entscheidender Hebel für volkswirtschaftlich nachhaltige Energiewende: Durch die Minimierung des Leiterwiderstands R lassen sich die Netzverluste massiv senken. Während Freileitungen aus Gewichtsgründen selten über 2 × 1000 mm² Seilquerschnitt gebaut werden, weisen Erdkabel mit 2 × 2500 mm² bereits heute einen über 2,5-mal geringeren elektrischen Widerstand auf. Sie erzeugen entsprechend rund 2,5 mal niedrigere Verluste. Angesichts der Gesamtverluste der Netzbetreiberin von jährlich rund 1 TWh bietet die Erdverkabelung hier ein enormes Einsparpotential.

Der Umkehrschluss wäre, wenn der Ladefaktor von 23% den tatsächlichen Verlusten entsprechen würden, dass durch Freileitungen praktisch kein Strom fliessen würde. Dass mit zu viel Reserve gebaut wird, was die einzelnen Projekte verteuert.

Die nachfolgende Grafik veranschaulicht den Zusammenhang von Auslastung und Verluste bei den zwei Techniken Freileitung und Erdkabel. Sie wurde erstellt von Dipl. El. Ing. ETH Damian Aegerter, Braavos GmbH, Steinerberg (SZ). Herr Aegerter ist ein ausgewiesener Fachexperte für Energiekabel, Mitglied im Technischen Komitee Kabel (TK 20) des CES (Schweizerisches Nationalkomitee der Internationalen Elektrotechnischen Kommission IEC) sowie offizielles Schweizer Mitglied der IEC TC 20 Working Group 19 «Cable Rating» (Belastbarkeit von Kabeln). Die Kabelverluste wurden mit der Software Cableizer® nach Norm IEC 60287 berechnet, die thermische Belastbarkeit der Freileitung nach dem Verfahren von Kirn, einer in der deutschen Energietechnik etablierten Methode zur Bestimmung der thermischen Belastbarkeit von Freileitungsseilen.

Bei den Erdkabeln sind bereits die Verluste von Kompensationsanlagen einberechnet. Aus diesem Grund beginnt die Erdkabelkurve, im Gegensatz zur Freileitung, nicht bei Null.

Grafik 1

Teuerung, Diskontierung und Dauer

Teuerung, Diskontierung und Dauer

Heute wird in den offiziellen Modellen mit dem kalkulatorischen Zinssatz (WACC) gerechnet, von welchem die Teuerung abgezogen werden muss.

Mit der sogenannten Barwertmethode wird errechnet, wieviel Geld ich heute auf die Seite legen muss, damit ich über über die gesamte Lebensdauer die errechneten Kosten begleichen kann. Da lange angelegtes Geld Zinsen trägt, müssen für Kosten in weiter Zukunft weniger Mittel zur Verfügung gestellt werden, als Kosten in unmittelbarer Nähe. Die mathematische Ermittlung erfolgt über die Barwertmethode. Zur Veranschaulichung zeigt Tabelle 2 den Barwert einer wiederkehrenden jährlichen Zahlung von 1‘000 Franken bei unterschiedlichen Zinssätzen:

Barwert	-2%	-1%	0%	1%	2%	3%	4%
40 Jahre	60k CHF	49k CHF	40k CHF	33k CHF	27k CHF	23k CHF	20k CHF
80 Jahre	194k CHF	122k CHF	80k CHF	55k CHF	40k CHF	30k CHF	24k CHF
120 Jahre	488k	230k	120k CHF	70k CHF	45k CHF	32k CHF	25k CHF

Tabelle 2

Bei 0% erhalten wir die 1‘000 Franken mal die Anzahl Jahre. Wenn wir nach rechts gehen, Richtung Diskontierung zeigt sich, dass bei hohem Zins die Dauer eine untergeordnete Rolle spielt. Verschieben wir uns nach links, Richtung Zinseszins scheinen die Kosten zu explodieren.

Verluste verpuffen als Abwärme ohne Nutzen in der Umwelt.

Der Umstand, dass Verluste nichts bleibendes sind und nur Abwärme zurücklassen, berücksichtigt auch das Stromversorgungsgesetz (StromVG). So werden die realen Verlustkosten im Rahmen der Systemdienstleistungen jährlich und synchron zu ihrem Entstehen direkt über die Netznutzungstarife vom Schweizer Endverbraucher gedeckt. Für diese Betriebskosten findet zu keinem Zeitpunkt ein langfristiger Mittelabfluss statt.

Eine Diskontierung der Verlustkosten mit dem WACC bildet die reale Finanzierungs- und Tarifstruktur von Netzkosten daher nicht adäquat ab. Sie führt im Systemvergleich zu einer künstlichen, rein mathematischen Entwertung der zukünftigen Verlustkosten zugunsten der Freileitung. Die Berechnungslogik zur Bestimmung des Mehrkostenfaktors muss den tatsächlichen Sachverhalt zwingend abbilden. Es ist deshalb zu prüfen, ob für jährlich anfallende und beglichene Verlustkosten derselbe Diskontierungssatz sachgerecht ist, wie für langfristig gebundenes Anlagekapital.

Umweltschonung, Raumentwicklung und Technik

Verschiedene Bundesämter haben gemeinsam ein ausgeklügeltes System entwickelt: Im Verfahren nach Sachplan Übertragungsleitung (SÜL) werden spezifische Fragestellungen zu Landschaftsschonung, Raumentwicklung und Technik anhand von fünf Wertungsstufen, von (sehr) positiv über neutral bis (sehr) negativ, beurteilt. Auf diese Weise soll eine möglichst objektive Interessenabwägung in diesen sensiblen Bereichen gewährleistet werden. Der primäre Grund, weshalb dieses etablierte System nun politisch durch einen pauschalen «Freileitungsgrundsatz» ersetzt werden soll, liegt auf der Hand: Die Wertung sprach sich in der Vergangenheit bei der Gesamtbetrachtung in der Regel für die Technologie der Erdverkabelung aus.

Kabelstudie

Die Netzbetreiberin hat ein Gutachten in Auftrag gegeben, welches die Kabeltechnik in Kombination mit einer spezifischen Kompensationstechnik im Schweizer Höchstspannungsnetz untersuchte. Unabhängige Fachleute bemängeln, dass das Resultat bereits im Vorfeld absehbar war: Die gewählte Konstellation führt zu störenden Resonanzschwingungen im Netz. Nun daraus jedoch den pauschalen Schluss zu ziehen, dass alle Kabel- und Kompensationstechnologien dieselben negativen Resultate erbringen würden, kommt einem technologischen Innovationsstopp gleich. Deshalb ist es dringend erforderlich, eine wissenschaftlich unabhängige Folgestudie anzustossen. Da wir im Zuge der Energiewende in Zukunft deutlich mehr elektrische Energie transportieren müssen, ist es ein gebot der Stunde mit der Ressource «elektrischer Strom» nicht verschwenderisch umzugehen.

Mehrkostenvergleich

Mit all diesem Wissen, lohnt es sich einen Mehrkostenvergleich zu erstellen. Dazu ziehen wir die aktuellsten offiziellen Baukosten des Projekts Niederwil–Obfelden als Basis: 2,74 Mio. Franken pro Kilometer für die Freileitung und 10 Mio. Franken pro Kilometer für das Erdkabel (Basis-Mehrkostenfaktor der reinen Erstellung: 3,65).

Die nachfolgende Sensitivitätsanalyse (Tabelle 3) verändert die einzelnen Stellschrauben (Ladefaktor, Strompreis, kalkulatorischer Zinssatz abzüglich Teuerung) isoliert mit dem Ziel, nicht eine Technik besser darzustellen und somit einen Lebenszyklus – Mehrkostenfaktor von exakt 1 zu erreichen.

Die Ladefaktoren wurde einer nahe dem Wert der Netzgesellschaft, einer bei mittlerer Auslastung und einer bei hoher Auslastung gewählt . Bei den Zinsen wird mit -0,5% nur die Teuerung und mit 2,93% der aktuelle Zins WACC – Teuerung eingesetzt. Die Strompreise wurden dann so gewählt, damit der Mehrkostenfaktor immer 1 ergibt, wobei wir, gegenüber aktuellen Strompreisen, moderaten geblieben sind. Diese technologieneutrale Analyse dient nur dem Aufzeigen der Abhängigkeiten der verschieden Parameter:

Szenario	Ladefaktor	Zinssatz – Teuerung [%]	Stromkosten [CHF/MWh]	Erdkabel [CHF]	Freileitung [CHF]	Mehrkostenfaktor
Baukosten				10 Mio	2,74 Mio	3.65
hohe Verlustkosten	29%	-0 – 2.0	150	11‘720‘000	18‘510‘000
Minimal Total				21‘250‘000	21‘720‘000	1
mittlere Verlustkosten	50%	0 – 0	82	4‘500‘000	11‘760‘000
Mittel Total				14‘500‘000	14‘500‘000	1
minimale Verlustkosten	65%	3.43 – 0.5	115	3‘550‘000	10‘770‘000
Max Total				13‘510‘000	13‘550‘000	1

Tabelle 3: Parameterszenarien für das Erreichen der wirtschaftlichen Parität (Mehrkostenfaktor = 1) zwischen Erdkabel und Freileitung.

1. Szenario 1 (Hohe Verlustkosten): Bei einem moderaten Ladefaktor von 29 %, einem Strompreis von 150 CHF/MWh und einem Realzins 0% und hohen 2% Teuerung.
2. Szenario 2 (Mittlere Verlustkosten): Bei einem Ladefaktor von 50 % (Standardwert der MKFactory) und einer reinen Nominalrechnung ohne Zinsverzerrung (0 %) liegt der finanzielle Kipppunkt bei einem Strompreis von 82 CHF/MWh.
3. Szenario 3 (Minimale Verlustkosten): Selbst bei einer hohen Netzkapitalverzinsung von knapp 3 % (heutiger WACC – Teuerung) wird das Erdkabel ab einem hohen Ladefaktor von 65 % und einem Strompreis von 115 CHF/MWh.

Fazit

Es dürfen niemals die reinen Baukosten isoliert betrachtet werden, entscheidend sind die vollständigen Lebenszykluskosten. Das Bundesgericht hat diese Pflicht zur Gesamtbetrachtung im Urteil 1C_398/2010 unmissverständlich festgehalten.

Heute sind Freileitungen und Erdverkabelungen im Mittelland über den Lebenszyklus etwa gleich teuer. Dadurch kann mit einer geringen Änderung einzelner Parameter eine Technologie besser dargestellt werden. Bei diesen Voraussetzungen die Freileitungstechnologie im Gesetz zu fixieren, verbaut die Innovation für die nächsten Jahre. Eine Zeit in welcher viele Projekte blockiert sind aber gleichzeitig wichtige Weichen für die Zukunft gestellt werden müssten. Wie wir gesehen haben, werden die Gerichte auch mit einem Freileitungsgrundsatz die Berechnungsmethodik von Fall zu Fall neu beurteilen müssen und weil es keine Regeln gibt, bei jedem Projekt alles von A bis Z im jeweiligen Kontext bewerten.

Dies gilt insbesondere für die im Rahmen des «Netzexpress» geplanten Erneuerungen bestehender Leitungen. Der Versuch, den Ausbau alter Trassees als blossen Unterhalt zu deklarieren, um eine Neubeurteilung des Gesundheitsschutzes zu umgehen, ist rechtlich unzulässig. Da viele dieser altrechtlichen Freileitungen die Grenzwerte der NISV an Wohnorten seit Jahrzehnten verletzen, löst jeder wesentliche Umbau eine zwingende Sanierungspflicht aus.

Überdies schafft die wirtschaftliche Gleichwertigkeit der beiden Technologien eine neue juristische Ausgangslage: Da Erdkabel eine zumutbare und umweltschonende Alternative darstellen, werden Freileitungsprojekte vermehrt wegen Verletzung des umweltrechtlichen Vorsorgeprinzips (Art. 11 USG) und der ungenügenden Ausschöpfung vorsorglicher Emissionsbegrenzungen nach der NISV, des strikten gesetzlichen Rodungsverbots im Wald sowie wegen unverhältnismässiger Eingriffe in das Privateigentum (Enteignungsrecht) gerichtlich erfolgreich anfechtbar. Auch die indirekten Kosten von Freileitungen durch die Wertminderung von Gebäuden im Leitungsradius werden damit zu einem zentralen Thema. Zuletzt müssen auch die steigenden Kosten für Reparaturen und Betriebsausfälle infolge extremer Wetter- und Naturereignisse bei Freileitungen in die Bilanz fliessen.

Wenn wir die bereits beschlossene Energiestrategie 2050 umsetzen wollen, gilt es nun, die Weichen auf die sparsamsten und resilientesten Technologien umzustellen.