Fakten zu Erneuerbaren, AKW-Neubau & Versorgungssicherheit
Chronologie des Atomausstiegs
| Jahr | Ereignis | Verantwortlich |
|---|---|---|
| 2010 | Laufzeitverlängerung beschlossen („Ausstieg vom Ausstieg“) | CDU/CSU + FDP (Kabinett Merkel II) |
| 2011 | Endgültiger Ausstiegsbeschluss nach Fukushima | CDU/CSU + FDP (Kabinett Merkel II) |
| 2023 | Letzte 3 AKW vom Netz (Streckbetrieb bis 15.04.2023) | Ampel-Koalition (SPD/Grüne/FDP) |
Primärenergieverbrauch nach Energieträger
| Energieträger | Anteil |
|---|---|
| Mineralöl | 35,7% |
| Erdgas | 26,9% |
| Erneuerbare Energien | 20,6% |
| Braunkohle | ~7% |
| Steinkohle | ~7% |
| Sonstige | ~2,8% |
AKW-Anteil am Primärenergieverbrauch
| Szenario | Erzeugung | Anteil am PEV |
|---|---|---|
| Letzte 3 AKW (2022/23) | ~33 TWh/a | 1,1% |
| Alle 6 AKW (Stand 2021) | ~69 TWh/a | 2,4% |
| Historischer AKW-Park (theoretisch) | ~150 TWh/a | nur wenige Prozent |
Entwicklung des Erneuerbaren-Anteils am Strommix
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Erneuerbaren-Anteil am Stromverbrauch | 55,3 % |
| Kohleverstromung | historischer Tiefstand |
| CO₂-Emissionen Strom ggü. 1990 | ca. -53 % (spez. Faktor) |
| Spezifischer CO₂-Emissionsfaktor 2024 | 363 g CO₂/kWh |
Quelle: Lazard LCOE+ v18.0 (Juni 2025), unsubventioniert, US-Marktdaten in USD/MWh.
LCOE nach Technologie (USD/MWh, unsubventioniert)
LCOE nach Technologie (USD/MWh, unsubventioniert)
| Technologie | LCOE (USD/MWh) | Anmerkung |
|---|---|---|
| Solar (Utility-Scale) | 38 - 78 | günstigste Neubauten im Lazard-Vergleich |
| Wind Onshore | 37 - 86 | klar unter Neubau-Kernkraft |
| Gas Combined Cycle | 48 - 109 | stark gaspreisabhängig |
| Wind Offshore | 74 - 139 | teurer als Onshore, aber unter Kernkraft möglich |
| Kohle | 69 - 168 | ohne externe Folgekosten |
| Kernkraft Neubau | 141 - 220 | teuerster großer Neubautyp im Vergleich |
Ergänzende LCOE-Werte
| Kategorie | LCOE | Quelle |
|---|---|---|
| Bestands-AKW (abbezahlt, Langzeitbetrieb) | < 40 USD/MWh | OECD/IEA-NEA 2020 |
| OECD-Modell „Nth-of-a-kind“ (3% Diskont) | 55 - 95 USD/MWh | OECD/IEA-NEA 2020 |
| Hinkley Point C (Strike Price Jan 2026) | ~127 GBP/MWh ≈ 15 Ct/kWh | inflationsindexiert, steigt weiter |
Westliche AKW-Neubauprojekte
| Projekt | Land | Bauzeit | Startbudget | Heute |
|---|---|---|---|---|
| Hinkley Point C | GB | 2017 - 2030+ | 18 Mrd. GBP | 35 Mrd. GBP (~48 Mrd. GBP nominal) |
| Flamanville 3 | FR | 2007 - 2024 | 3,3 Mrd. EUR | 23,7 Mrd. EUR (Rechnungshof) |
| Olkiluoto 3 | FI | 2005 - 2023 | 3 Mrd. EUR | ~11 Mrd. EUR |
| Vogtle 3&4 | USA | 2013 - 2023/24 | 14 Mrd. USD | ~35 Mrd. USD |
Barakah in den Vereinigten Arabischen Emiraten wird oft als Gegenbeispiel genannt. Das Projekt entstand aber unter sehr anderen Bedingungen: standardisierte südkoreanische Reaktortechnik, andere Genehmigungslogik und andere Kostenstrukturen. Es ist deshalb keine belastbare Blaupause für Deutschland oder andere westliche Demokratien.
Ursachen: Spannungsrisskorrosion an Kühlrohrleitungen (Sicherheitsinspektionen) und Kühlwassermangel durch Hitzewellen. Frankreich — das zu 70 % auf Atomstrom setzt — wurde zum Nettostromimporteur, u. a. aus Deutschland.
| Kennzahl | Wert | Quelle |
|---|---|---|
| Dunkelflautenlagen | reales Systemthema | BNetzA |
| Versorgungsengpässe Anfang 2025 | kein annähernder Engpass | BNetzA |
| Negativpreisstunden 2025 | 573 | BNetzA / SMARD |
| Schlüsselaufgabe | mehr Speicher, Netze und flexible Lasten | Systemische Einordnung |
Überbrückung heute: Gaskraftwerke, europäische Stromimporte, wachsend: Batteriespeicher. Kern des Problems: Nicht die Häufigkeit der Dunkelflauten, sondern fehlende Speicher und Netzkapazitäten.
Bruttostromverbrauch – Entwicklung
| Zeitpunkt | Bruttostromverbrauch | Stromanteil am Energiemix |
|---|---|---|
| Heute (2025) | ~520 TWh | 17% |
| 2030 (Ariadne) | 681 – 807 TWh | ~25–30% |
| 2045 (Ariadne) | 1.037 – 1.423 TWh | 47 – 59% |
Treiber des Mehrbedarfs: Direkte Elektrifizierung (Wärmepumpen + E-Autos ersetzen Gasheizungen und Verbrenner), grüner Wasserstoff (400–620 TWh Strom allein für Elektrolyseure in Stahl, Chemie, Luftfahrt) und ein Gegeneffekt: Gesamtenergiebedarf sinkt dank Effizienz um 32–38%.
| Kennzahl | Wert | Quelle |
|---|---|---|
| Beantragte Leistung (2024, ab Mittelspannung) | ~400 GW | BNetzA 11/2025 |
| Beantragte Kapazität (2024) | 661 GWh | BNetzA 11/2025 |
| Erteilte Anschlusszusagen (2024) | 25 GW / 46 GWh | BNetzA 11/2025 |
| Kernaussage | Interesse sehr hoch, Umsetzung deutlich langsamer | BNetzA |
Engpass: Nicht Investoreninteresse oder Technologie, sondern Netzanschlüsse, Genehmigungsverfahren und regulatorische Unsicherheit.
Selbst wenn Deutschland heute ein SMR-Projekt startete, würde es den Ausbau von Netzen, Speichern und Erneuerbaren in diesem Jahrzehnt nicht ersetzen.
Jährlicher EE-Zubau (GW)
Die Ziele für 2030 erfordern noch mehr: 19,6 GW/Jahr Solar und 9,4 GW/Jahr Wind onshore. Der Fokus muss auf EE-Beschleunigung liegen, nicht auf AKW-Debatten.
Atomkraft bleibt in der EU wichtig, ist aber ein Minderheitenpfad. Der europäische Trend bei Neubau und Strommix geht klar stärker in Richtung Erneuerbare.
Stromimport/-export ist kein Zeichen von Schwäche, sondern intelligentes System-Design. Es ist billiger als jedes Land für sich allein.
Antwort: Große westliche AKW-Neubauten sind teuer, dauern lange und bleiben regelmäßig nicht im Startbudget. In Deutschland kämen zusätzlich fehlende Lieferketten, Fachkräfte und Genehmigungsroutinen hinzu. Wer heute neu beschließt, bekommt realistisch erst in den 2040er Jahren relevanten Strom.
Antwort: Auch ein großer AKW-Neubau würde Netze, Speicher, flexible Lasten und Erneuerbare nicht ersetzen. Bei wachsendem Strombedarf bleibt der Ausbau dieser Infrastruktur in jedem realistischen Szenario unvermeidlich.
Antwort: Die Energiekrise 2022 war vor allem eine Gaskrise. Kernkraft erzeugt Strom, ersetzt aber kein Gas in Heizungen oder Industrieöfen. Zudem bleibt auch Atomkraft auf internationale Lieferketten angewiesen.
Antwort: Der Speichermarkt zeigt viel Interesse, aber Netzanschlüsse, Genehmigungen und Regulierung bremsen die Umsetzung. Das Problem ist deshalb heute oft weniger die Technik als die Geschwindigkeit von Verfahren und Netzausbau.
Antwort: SMR sind bislang eher ein Technologieversprechen als ein erprobter Massenmarkt. Im Westen gibt es noch keinen kommerziell etablierten SMR-Betrieb; selbst das fortgeschrittene Darlington-Projekt liefert keine kurzfristige Antwort für Deutschland. Parallel braucht es trotzdem Netze, Speicher und Erneuerbare.
Antwort: Abgeschaltet heißt nicht erledigt. Endlagersuche, Zwischenlagerung und Finanzierung bleiben über Jahrzehnte bis Generationen ein Thema. Neue AKW würden diese Aufgabe nicht kleiner machen.
Antwort: Der europäische Stromverbund ist Teil der Versorgungssicherheit. Import und Export gleichen regionale Unterschiede aus und sind kein Versagenssignal. Vollständige Autarkie wäre teurer und systemisch unflexibler als ein gut vernetztes europäisches Stromsystem.
Antwort: Nein. Windräder wandeln Windenergie über einen Generator in Strom um — dafür brauchen sie keinen Diesel. Was stimmt: In seltenen Ausnahmefällen kommen Dieselaggregate zum Einsatz — etwa 2023 in Schottland, als 71 Turbinen nach einem Netzfehler bei Frost mit Diesel warmgehalten wurden. Das war eine Notfallmaßnahme, kein Regelbetrieb. Das Pitch-System, das die Rotorblätter bei Sturm aus dem Wind dreht, nutzt Batterien oder Ultrakondensatoren. Auch Schmieröl im Getriebe ist kein Treibstoff. Laut Umweltbundesamt hat eine Windkraftanlage die Energie für ihren Bau nach wenigen Monaten wieder eingespielt.