Zeig mir das AKW, das du bauen willst.

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.

AKW ersetzen keinen einzigen Schritt der Energiewende.

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.

Die Krise war Gas, nicht Strom.

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.

Das Problem heißt Bürokratie, nicht Technologie.

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.

Aber SMRs lösen doch das Problem!

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.

Atomkraft ist doch abgeschaltet und erledigt!

Abgeschaltet heißt nicht erledigt. Endlagersuche, Zwischenlagerung und Finanzierung bleiben über Jahrzehnte bis Generationen ein Thema. Neue AKW würden diese Aufgabe nicht kleiner machen.

Deutschland muss sich doch selbst versorgen können!

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. Wie viel Unabhängigkeit man sich davon unabhängig leisten will, ist eine politische Abwägung — die Daten zeigen nur, dass Autarkie kein Synonym für Sicherheit ist.

Windkraftanlagen werden mit Dieselmotoren betrieben!

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.

Die Energiewende hat Deutschland deindustrialisiert.

Die deutsche Industrie steckt tatsächlich in einer Schwächephase: Der Produktionsindex liegt rund 13 % unter dem Niveau von 2018, seit 2019 sind gut 340.000 Industriejobs weggefallen. Die preisbereinigte Wertschöpfung ging allerdings nur um etwa 3 % zurück, weil Firmen einfache Fertigung verlagern und sich auf höherwertige Tätigkeiten verlegen. Die Ursachen sind zudem vielfältig — schwache Weltnachfrage, der Gaspreisschock 2022 nach dem russischen Lieferstopp, hohe Zinsen, der Umbruch in der Autoindustrie, Fachkräftemangel und Bürokratie. Hohe Energiekosten gehören dazu, doch die Krise allein der Energiewende zuzuschreiben blendet die übrigen Treiber aus. Bezeichnend: Chemie und Elektroindustrie haben trotz desselben Strompreises seit 2019 Beschäftigung aufgebaut.

Nirgends ist Strom so teuer wie bei uns — schuld ist die Energiewende.

Strom ist in Deutschland tatsächlich teuer: Die Industrie zahlte 2025 rund 17 % mehr als der EU-Durchschnitt. Den größeren Teil des Preises machen aber Netzentgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen aus — dazu der Gaspreis, der in Knappheitsstunden oft den Großhandelspreis bestimmt. Die Erzeugungskosten von Wind und Solar sind dagegen die niedrigsten im Neubau. Die hohen Preise sind also weniger Folge der Erneuerbaren als der Abgabenlast und der Gasabhängigkeit.

Mit neuen Gaskraftwerken und tausenden Kilometern Stromtrassen wird Strom nur teurer.

Es stimmt, dass Backup-Gaskraftwerke und Netzausbau Geld kosten. Die rund 12 GW neuen, wasserstofffähigen Gaskraftwerke sind aber als Reserve für Dunkelflauten geplant, nicht für den Dauerbetrieb — sie laufen nur wenige Stunden im Jahr und schlagen entsprechend wenig auf die durchschnittliche Kilowattstunde durch. Der Netzausbau wiederum kann teure Noteingriffe zur Netzstabilisierung verringern. Beides ist Versicherung gegen Engpässe, kein Preistreiber im Dauerbetrieb.

Bald müssen wir Wäsche waschen, wenn der Wind weht — Flatterstrom statt sicherer Versorgung.

Die schwankende Einspeisung aus Wind und Sonne ist eine reale Herausforderung — aber sie macht die Versorgung nicht unsicher. Selbst in der Dunkelflaute Anfang 2025 kam es laut Bundesnetzagentur nicht annähernd zu Engpässen. Ausgeglichen wird über Speicher, flexible Lasten und den europäischen Stromverbund. Lastmanagement heißt dabei nicht Verzicht, sondern Verbrauch dann, wenn Strom günstig und reichlich ist — oft automatisiert und ohne spürbaren Komfortverlust.

Die Energiewende ist keine Marktwirtschaft mehr, sondern Planwirtschaft.

Der Staat setzt bei der Energiewende Ziele und Rahmen — das tut er in der Energieversorgung aber seit jeher, von Bergbausubventionen bis zu Haftungsregeln für Atomkraft. Das zentrale Steuerungsinstrument ist heute der CO₂-Preis im Emissionshandel: Er verteuert klimaschädliche Energie und überlässt den konkreten Weg dem Markt. Dass Wind und Solar im Neubau am günstigsten sind, zeigt zudem: Auch ein rein an Kosten orientierter Markt würde stark auf Erneuerbare setzen. Externe Kosten einzupreisen ist Marktkorrektur, nicht Planwirtschaft.

Das Energieeffizienzgesetz zwingt die Wirtschaft zum Schrumpfen.

Der Einwand hat einen wahren Kern: Das EnEfG deckelt den Endenergieverbrauch absolut (2030 auf 1.867 TWh), und die DIHK rechnet vor, dass bei der zuletzt erreichten Effizienzsteigerung das BIP um knapp 9 % schrumpfen müsste, um das Ziel zu treffen. Das Ziel ist also ambitioniert. Es zwingt aber nicht zum Schrumpfen, sondern zu schnellerer Effizienz: 2008 bis 2024 stieg das BIP um 15 %, während der Energieverbrauch um 13 % fiel. Die Entkopplung läuft bereits — sie muss sich nur beschleunigen.

100 Prozent erneuerbar ist Träumerei — eine Industrienation läuft nicht auf Wind und Sonne.

Tatsächlich modellieren mehrere unabhängige Szenarienstudien — Fraunhofer ISE, das Ariadne-Projekt und Agora/Stiftung Klimaneutralität — ein klimaneutrales, nahezu vollständig erneuerbares Energiesystem für Deutschland bis 2045, mit zu jeder Stunde gesicherter Versorgung. Der Aufwand ist real: nötig sind massiver Wind- und Solarausbau (ISE rechnet mit grob 420 GW Photovoltaik und 290 GW Wind), Langzeitspeicher, wasserstofffähige Backup-Kraftwerke und ein großer Netzausbau. Die jährlichen Mehrkosten gegenüber einem Weiter-so beziffern die Studien aber als überschaubar — auf etwa 1 Prozent der Wirtschaftsleistung (Fraunhofer ISE) bzw. 16 bis 26 Milliarden Euro pro Jahr (Ariadne). ‚Unmöglich' ist es also nicht; es ist eine Planungs- und Investitionsaufgabe mit bekannten Stellschrauben.

Wir decken doch schon über die Hälfte mit Erneuerbaren — der Rest ist ein Klacks.

Die über 50 Prozent stimmen — aber nur beim Strom: 2025 deckten Erneuerbare 55,1 Prozent des Bruttostromverbrauchs. Strom ist allerdings nur etwa ein Fünftel des gesamten Energieverbrauchs. Rechnet man Wärme und Verkehr mit, lag der Erneuerbaren-Anteil am Endenergieverbrauch 2025 bei 23,8 Prozent, am Primärenergieverbrauch bei rund einem Fünftel. Der Wärmesektor kam auf 19, der Verkehr auf 8 Prozent. Der ‚Rest' ist also nicht der kleinere, sondern der größere Teil — und er erfordert zusätzlich, dass Heizungen und Fahrzeuge auf Strom umgestellt werden.

Wir bräuchten das Zehnfache an Wind und Solar, um den Energiebedarf zu decken — das schafft niemand.

Die Größenordnung hat einen wahren Kern, und ‚Faktor 10' ist sogar nachrechenbar: Wind und Solar liefern heute rund 219 TWh; der gesamte deutsche Endenergiebedarf aus Strom, Wärme und Verkehr liegt bei rund 2.200 TWh. Wer diesen kompletten Bedarf eins-zu-eins mit dem heutigen Wind- und Solarstrom ersetzen wollte, käme tatsächlich auf rund das Zehnfache (am Primärenergieverbrauch von 2.911 TWh sogar auf das Dreizehnfache). Diese Rechnung unterstellt aber, dass jede fossile Kilowattstunde 1:1 durch eine Strom-Kilowattstunde ersetzt wird — und das stimmt nicht. Eine Wärmepumpe macht aus 1 kWh Strom 3 bis 4 kWh Wärme, ein E-Auto fährt mit rund einem Drittel der Energie eines Verbrenners. Mit diesen Effizienzgewinnen schrumpft die reale Aufgabe auf eine knappe Vervierfachung der installierten Leistung: von rund 195 GW Wind und Solar heute auf etwa 710 GW im klimaneutralen Szenario 2045. ‚Faktor 10' ist also die richtige Größenordnung für die einfachste Rechnung — die tatsächliche Bau-Aufgabe ist das Vierfache an Leistung. Groß, aber machbar: Beim Rekordtempo der letzten Jahre ist das eine Aufgabe von gut zwei Jahrzehnten, und der Flächenbedarf für Wind ist gesetzlich auf 2 % der Bundesfläche begrenzt.

Energiewende & Atomkraft: Argumente, Kosten, Versorgung

Hätten AKW die Gaskrise gelöst? Sind SMRs realistisch? Antworten zu Atomausstieg, Strommix und Versorgungssicherheit — Quellen BNetzA und Fraunhofer.

Stand: 2026-06-19 · 53 Quellen · 18 Argumente · 23 Faktenabschnitte · Wie geprüft wird · Fehler melden

Argumente

Zeig mir das AKW, das du bauen willst. (Bewertung: Teilweise wahr): 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.
AKW ersetzen keinen einzigen Schritt der Energiewende. (Bewertung: Teilweise wahr): 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.
Die Krise war Gas, nicht Strom. (Bewertung: Teilweise wahr): 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.
Das Problem heißt Bürokratie, nicht Technologie. (Bewertung: Teilweise wahr): 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.
Aber SMRs lösen doch das Problem! (Bewertung: Überwiegend falsch): 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.
Atomkraft ist doch abgeschaltet und erledigt! (Bewertung: Falsch): Abgeschaltet heißt nicht erledigt. Endlagersuche, Zwischenlagerung und Finanzierung bleiben über Jahrzehnte bis Generationen ein Thema. Neue AKW würden diese Aufgabe nicht kleiner machen.
Deutschland muss sich doch selbst versorgen können! (Bewertung: Überwiegend falsch): 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. Wie viel Unabhängigkeit man sich davon unabhängig leisten will, ist eine politische Abwägung — die Daten zeigen nur, dass Autarkie kein Synonym für Sicherheit ist.
Windkraftanlagen werden mit Dieselmotoren betrieben! (Bewertung: Falsch): 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.
Die Energiewende hat Deutschland deindustrialisiert. (Bewertung: Irreführend): Die deutsche Industrie steckt tatsächlich in einer Schwächephase: Der Produktionsindex liegt rund 13 % unter dem Niveau von 2018, seit 2019 sind gut 340.000 Industriejobs weggefallen. Die preisbereinigte Wertschöpfung ging allerdings nur um etwa 3 % zurück, weil Firmen einfache Fertigung verlagern und sich auf höherwertige Tätigkeiten verlegen. Die Ursachen sind zudem vielfältig — schwache Weltnachfrage, der Gaspreisschock 2022 nach dem russischen Lieferstopp, hohe Zinsen, der Umbruch in der Autoindustrie, Fachkräftemangel und Bürokratie. Hohe Energiekosten gehören dazu, doch die Krise allein der Energiewende zuzuschreiben blendet die übrigen Treiber aus. Bezeichnend: Chemie und Elektroindustrie haben trotz desselben Strompreises seit 2019 Beschäftigung aufgebaut.
Nirgends ist Strom so teuer wie bei uns — schuld ist die Energiewende. (Bewertung: Irreführend): Strom ist in Deutschland tatsächlich teuer: Die Industrie zahlte 2025 rund 17 % mehr als der EU-Durchschnitt. Den größeren Teil des Preises machen aber Netzentgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen aus — dazu der Gaspreis, der in Knappheitsstunden oft den Großhandelspreis bestimmt. Die Erzeugungskosten von Wind und Solar sind dagegen die niedrigsten im Neubau. Die hohen Preise sind also weniger Folge der Erneuerbaren als der Abgabenlast und der Gasabhängigkeit.
Mit neuen Gaskraftwerken und tausenden Kilometern Stromtrassen wird Strom nur teurer. (Bewertung: Ohne Kontext irreführend): Es stimmt, dass Backup-Gaskraftwerke und Netzausbau Geld kosten. Die rund 12 GW neuen, wasserstofffähigen Gaskraftwerke sind aber als Reserve für Dunkelflauten geplant, nicht für den Dauerbetrieb — sie laufen nur wenige Stunden im Jahr und schlagen entsprechend wenig auf die durchschnittliche Kilowattstunde durch. Der Netzausbau wiederum kann teure Noteingriffe zur Netzstabilisierung verringern. Beides ist Versicherung gegen Engpässe, kein Preistreiber im Dauerbetrieb.
Bald müssen wir Wäsche waschen, wenn der Wind weht — Flatterstrom statt sicherer Versorgung. (Bewertung: Überwiegend falsch): Die schwankende Einspeisung aus Wind und Sonne ist eine reale Herausforderung — aber sie macht die Versorgung nicht unsicher. Selbst in der Dunkelflaute Anfang 2025 kam es laut Bundesnetzagentur nicht annähernd zu Engpässen. Ausgeglichen wird über Speicher, flexible Lasten und den europäischen Stromverbund. Lastmanagement heißt dabei nicht Verzicht, sondern Verbrauch dann, wenn Strom günstig und reichlich ist — oft automatisiert und ohne spürbaren Komfortverlust.
Die Energiewende ist keine Marktwirtschaft mehr, sondern Planwirtschaft. (Bewertung: Irreführend): Der Staat setzt bei der Energiewende Ziele und Rahmen — das tut er in der Energieversorgung aber seit jeher, von Bergbausubventionen bis zu Haftungsregeln für Atomkraft. Das zentrale Steuerungsinstrument ist heute der CO₂-Preis im Emissionshandel: Er verteuert klimaschädliche Energie und überlässt den konkreten Weg dem Markt. Dass Wind und Solar im Neubau am günstigsten sind, zeigt zudem: Auch ein rein an Kosten orientierter Markt würde stark auf Erneuerbare setzen. Externe Kosten einzupreisen ist Marktkorrektur, nicht Planwirtschaft.
Das Energieeffizienzgesetz zwingt die Wirtschaft zum Schrumpfen. (Bewertung: Ohne Kontext irreführend): Der Einwand hat einen wahren Kern: Das EnEfG deckelt den Endenergieverbrauch absolut (2030 auf 1.867 TWh), und die DIHK rechnet vor, dass bei der zuletzt erreichten Effizienzsteigerung das BIP um knapp 9 % schrumpfen müsste, um das Ziel zu treffen. Das Ziel ist also ambitioniert. Es zwingt aber nicht zum Schrumpfen, sondern zu schnellerer Effizienz: 2008 bis 2024 stieg das BIP um 15 %, während der Energieverbrauch um 13 % fiel. Die Entkopplung läuft bereits — sie muss sich nur beschleunigen.
100 Prozent erneuerbar ist Träumerei — eine Industrienation läuft nicht auf Wind und Sonne. (Bewertung: Irreführend): Tatsächlich modellieren mehrere unabhängige Szenarienstudien — Fraunhofer ISE, das Ariadne-Projekt und Agora/Stiftung Klimaneutralität — ein klimaneutrales, nahezu vollständig erneuerbares Energiesystem für Deutschland bis 2045, mit zu jeder Stunde gesicherter Versorgung. Der Aufwand ist real: nötig sind massiver Wind- und Solarausbau (ISE rechnet mit grob 420 GW Photovoltaik und 290 GW Wind), Langzeitspeicher, wasserstofffähige Backup-Kraftwerke und ein großer Netzausbau. Die jährlichen Mehrkosten gegenüber einem Weiter-so beziffern die Studien aber als überschaubar — auf etwa 1 Prozent der Wirtschaftsleistung (Fraunhofer ISE) bzw. 16 bis 26 Milliarden Euro pro Jahr (Ariadne). ‚Unmöglich' ist es also nicht; es ist eine Planungs- und Investitionsaufgabe mit bekannten Stellschrauben.
100 Prozent kriegen wir locker hin — einfach genug Windräder und Solar aufstellen, fertig. (Bewertung: Ohne Kontext irreführend): Beim Zubau von Wind und Solar liegt Deutschland tatsächlich gut im Rennen, und Erzeugungskapazität ist der einfachere Teil. Der schwierige Teil ist die zeitliche Lücke: Strom muss auch dann da sein, wenn wenig Wind und keine Sonne zusammenkommen. Modellrechnungen zeigen, dass die Kosten in den letzten Prozent Richtung 100 Prozent überproportional steigen, weil seltene, langanhaltende Dunkelflauten gesicherte Backup-Leistung oder eine starke Überbauung der Erzeugung mit Langzeitspeichern erfordern. Nötig sind deshalb zusätzlich Langzeitspeicher (Wasserstoffbedarf fürs Stromsystem bis zu rund 80 TWh), gesicherte Backup-Leistung (die Kraftwerksstrategie schreibt zunächst 12 GW wasserstofffähige Kraftwerke aus), ein großer Netzausbau und die Elektrifizierung von Wärme und Verkehr. ‚Einfach mehr aufstellen' beschreibt also nur den leichtesten Teil der Aufgabe.
Wir decken doch schon über die Hälfte mit Erneuerbaren — der Rest ist ein Klacks. (Bewertung: Ohne Kontext irreführend): Die über 50 Prozent stimmen — aber nur beim Strom: 2025 deckten Erneuerbare 55,1 Prozent des Bruttostromverbrauchs. Strom ist allerdings nur etwa ein Fünftel des gesamten Energieverbrauchs. Rechnet man Wärme und Verkehr mit, lag der Erneuerbaren-Anteil am Endenergieverbrauch 2025 bei 23,8 Prozent, am Primärenergieverbrauch bei rund einem Fünftel. Der Wärmesektor kam auf 19, der Verkehr auf 8 Prozent. Der ‚Rest' ist also nicht der kleinere, sondern der größere Teil — und er erfordert zusätzlich, dass Heizungen und Fahrzeuge auf Strom umgestellt werden.
Wir bräuchten das Zehnfache an Wind und Solar, um den Energiebedarf zu decken — das schafft niemand. (Bewertung: Teilweise wahr): Die Größenordnung hat einen wahren Kern, und ‚Faktor 10' ist sogar nachrechenbar: Wind und Solar liefern heute rund 219 TWh; der gesamte deutsche Endenergiebedarf aus Strom, Wärme und Verkehr liegt bei rund 2.200 TWh. Wer diesen kompletten Bedarf eins-zu-eins mit dem heutigen Wind- und Solarstrom ersetzen wollte, käme tatsächlich auf rund das Zehnfache (am Primärenergieverbrauch von 2.911 TWh sogar auf das Dreizehnfache). Diese Rechnung unterstellt aber, dass jede fossile Kilowattstunde 1:1 durch eine Strom-Kilowattstunde ersetzt wird — und das stimmt nicht. Eine Wärmepumpe macht aus 1 kWh Strom 3 bis 4 kWh Wärme, ein E-Auto fährt mit rund einem Drittel der Energie eines Verbrenners. Mit diesen Effizienzgewinnen schrumpft die reale Aufgabe auf eine knappe Vervierfachung der installierten Leistung: von rund 195 GW Wind und Solar heute auf etwa 710 GW im klimaneutralen Szenario 2045. ‚Faktor 10' ist also die richtige Größenordnung für die einfachste Rechnung — die tatsächliche Bau-Aufgabe ist das Vierfache an Leistung. Groß, aber machbar: Beim Rekordtempo der letzten Jahre ist das eine Aufgabe von gut zwei Jahrzehnten, und der Flächenbedarf für Wind ist gesetzlich auf 2 % der Bundesfläche begrenzt.

Fakten

Der Atomausstieg – Wer hat entschieden?

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)

Der Atomausstieg war ein CDU-geführter, parteiübergreifender Konsens – kein grünes Alleingangsprojekt.

Energiebedarf: Was hätten AKW geändert?

Primärenergieverbrauch 2025: ca. 2.931 TWh (10.553 PJ)

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

Selbst der historische deutsche AKW-Park hätte nur wenige Prozent des Primärenergieverbrauchs gedeckt.

Die Gaskrise 2022 – Warum AKW nicht geholfen hätten

- Wärme + Industrie: ~80 % (Erdgasverbrauch)
- Stromerzeugung: ~20 % (Erdgasverbrauch)

AKW erzeugen ausschließlich Strom. Sie ersetzen kein Gas in Gebäudeheizungen und Industrieöfen. Die Energiekrise 2022 war eine Gaskrise, keine Stromkrise.

Uranabhängigkeit: Souveränität?

- Kernenergie bleibt: importabhängig (bei Uran und Vorstufen)
- Konversion/Anreicherung: kritisch (teils über russisch geprägte Lieferketten)
- Abhängigkeiten: geopolitisch (werden nicht durch Atomkraft aufgehoben)

Kernkraft ersetzt eine fossile Abhängigkeit nicht durch Souveränität, sondern bleibt auf internationale nukleare Lieferketten angewiesen.

Strommix 2025: Wo stehen wir heute?

- Erneuerbare: 55,3 % (am Stromverbrauch 2025)
- Kohle: Tiefstand (historisch niedrig)
- CO₂/kWh vs. 1990: -53 % (Stromsektor (UBA))

Hinweis: Entwicklung des Erneuerbaren-Anteils am Strommix
- 2010: 17 %
- 2015: 31.5 %
- 2020: 45.3 %
- 2023: 51.8 %
- 2024: 56 %
- 2025: 55.3 %

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

2025 stammten 55,1 % des Bruttostromverbrauchs aus Erneuerbaren (BDEW/ZSW vorläufig); auf Basis der inländisch eingespeisten Stromerzeugung waren es 58,6 % (Destatis). Wind blieb mit 30,0 % wichtigste Quelle, Photovoltaik erreichte einen neuen Höchstwert von 16,0 %; Kohle fiel auf 22,1 %.

Stromgestehungskosten (LCOE) – Der Preisvergleich

Quelle: Lazard LCOE+ v18.0 (Juni 2025), unsubventioniert, US-Marktdaten in USD/MWh.

Hinweis: LCOE nach Technologie (USD/MWh, unsubventioniert)
- Solar (Utility-Scale): 38 bis 78 $/MWh
- Wind Onshore: 37 bis 86 $/MWh
- Gas Combined Cycle: 48 bis 109 $/MWh
- Wind Offshore: 74 bis 139 $/MWh
- Kohle: 69 bis 168 $/MWh
- Kernkraft Neubau: 141 bis 220 $/MWh

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

Neubau-Kernkraft ist in aktuellen Kostenvergleichen deutlich teurer als Solar- und Windkraft.

Industriestrompreis 2026-2028

Die Bundesregierung hat im Koalitionsausschuss einen Industriestrompreis für die Jahre 2026 bis 2028 beschlossen. Die EU-Kommission hat die Beihilferegelung im April 2026 genehmigt. Energieintensive Unternehmen aus 91 förderfähigen Branchen (u. a. Chemie, Glas, Gummi- und Kunststoffwaren, Teile der Halbleiterherstellung) bekommen ihren Strompreis auf 50 €/MWh (5 ct/kWh) gedeckelt — maximal für die Hälfte ihres Jahresverbrauchs.

Die Anträge werden 2027 rückwirkend für das gesamte Jahr 2026 gestellt; zuständig ist das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA). Politisch bleibt offen, ob der Industriestrompreis ab 2029 verlängert oder durch andere Instrumente abgelöst wird.

AKW-Neubau im Westen: Kein Projekt im Budget

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.

Kein westliches Neubauprojekt blieb im Budget: Flamanville 3 kostete statt 3,3 Mrd. am Ende 23,7 Mrd. €; Hinkley Point C stieg von 18 auf 35 Mrd. GBP. Die Bauzeiten lagen bei 13–18 Jahren statt der geplanten 5–6.
Wer heute einen Neubau beschließt, erhält in westlichen Demokratien mit hoher Wahrscheinlichkeit erst in den 2040er Jahren nennenswerten Strom aus dem Projekt.
In Deutschland: Kein Fachpersonal, keine Lieferketten, keine Genehmigungsstrukturen

Frankreich 2022: Warnung vor dem „Versorgungssicher“-Mythos

- Reaktoren offline: 32 von 56 (auf dem Höhepunkt (Aug/Sept 2022))
- verfügbare Leistung: < 30 GW (von 61,4 GW installiert — historisches Tief)
- Frankreich 2022: Nettoimporteur (u. a. aus Deutschland)

Auf dem Höhepunkt der Krise 2022 waren 32 von 56 französischen Reaktoren gleichzeitig abgeschaltet. Die verfügbare Leistung fiel unter 30 GW — ein historisches Tief seit 1999.

Ursachen: Spannungsrisskorrosion an Kühlrohrleitungen (Sicherheitsinspektionen) und Kühlwassermangel durch Hitzewellen. Frankreich — das zu 70 % auf Atomstrom setzt — wurde zum Nettostromimporteur, u. a. aus Deutschland.

AKW-Flotten sind nicht immun gegen Alterung, Klimawandel und gleichzeitige Wartungszyklen. „Kernkraft = Versorgungssicherheit“ ist eine Vereinfachung.

Dunkelflauten: Reales Problem, kein Showstopper

- Dunkelflauten: beherrschbar (fordern Flexibilität statt Panik)
- Versorgungsengpass: kein annähernder (laut BNetzA Anfang 2025)
- Negativpreisstunden: 573 Std. (2025)

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

Selbst in der Dunkelflautenlage Anfang 2025 kam es laut Bundesnetzagentur nicht annähernd zu Versorgungsengpässen.

Überbrückung heute: Gaskraftwerke, europäische Stromimporte, wachsend: Batteriespeicher. Kern des Problems: Nicht die Häufigkeit der Dunkelflauten, sondern fehlende Speicher und Netzkapazitäten.

Strombedarf 2045: Verdopplung durch Elektrifizierung

- Heute (2025): ~520 TWh (17 % Stromanteil)
- TWh bis 2045: 1.037–1.423 (47–59 % Stromanteil)

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%.

Selbst alle 17 historischen deutschen AKW hätten bei verdoppeltem Strombedarf nur ~10% gedeckt. Der EE-Ausbau bleibt in jedem Szenario unvermeidlich.

100%-Szenarien: Ist Vollversorgung machbar?

Mehrere unabhängige Szenarienstudien modellieren ein klimaneutrales, fast vollständig erneuerbares Energiesystem für Deutschland bis 2045 — mit zu jeder Stunde gesicherter Versorgung in allen Verbrauchssektoren. Das ist kein Selbstläufer, aber nach aktueller Studienlage technisch machbar und volkswirtschaftlich tragbar. Strittig ist weniger das Ob als Tempo, Kosten und der richtige Technologiemix.

- Photovoltaik 2045: ≈420 GW (Szenario technologieoffen (ISE))
- Windkraft 2045: ≈290 GW (On- und Offshore (ISE))
- TWh Strombedarf 2045: 1.150–1.650 (je nach Szenario (ISE))

Was die Transformation kostet – Szenarienvergleich

Studie	Kennzahl	Wert
Fraunhofer ISE (technologieoffen)	Mehrkosten ggü. fossilem System	≈54 Mrd. €/Jahr (~1,2 % des BIP)
Ariadne (2025)	Mehrkosten ggü. bestehender Politik	16–26 Mrd. €/Jahr
Ariadne (2025)	Gesamtinvestitionen Energiewende	116–131 Mrd. €/Jahr (~3,5 % des BIP)

Der schwierige Teil ist nicht die Erzeugung in sonnen- und windreichen Stunden, sondern die letzten Prozent gesicherter Versorgung. Modellrechnungen für stark dekarbonisierte Strommärkte zeigen, dass die Kosten in den letzten Prozent Richtung 100 % überproportional steigen: Seltene, aber langanhaltende Dunkelflauten erzwingen entweder gesicherte Backup-Leistung oder eine starke Überbauung der Erzeugung samt Langzeitspeichern. In einem reinen Wind-Solar-Speicher-System kann allein das letzte Prozent der Nachfrage rund ein Drittel der Systemkosten ausmachen — schon ein kleiner Anteil steuerbarer Kraftwerke senkt die Kosten dagegen deutlich. Genau hier setzen die konkreten Bausteine an: Langzeitspeicher (Wasserstoffbedarf fürs Stromsystem bis zu rund 80 TWh in 2045, im Kern der Modellläufe eher 34–44 TWh), wasserstofffähige Backup-Kraftwerke (die Kraftwerksstrategie schreibt zunächst 12 GW aus) und ein großer Netzausbau (der Netzentwicklungsplan veranschlagt für das Übertragungsnetz bis 2045 mehrere hundert Milliarden Euro).

- Erneuerbare am Stromverbrauch: 55,1 % (2025 (UBA))
- am Endenergieverbrauch: 23,8 % (2025, inkl. Wärme & Verkehr (UBA))
- am Primärenergieverbrauch: ~20 % (2024 (AGEB))

Vollversorgung ist damit weniger eine Frage des Ob als des Wie: Beim Strom (55 %) ist Deutschland auf Kurs, Wärme (19 %) und Verkehr (8 %) hinken hinterher. Der Aufwand verschiebt sich von der reinen Erzeugung hin zu Speichern, Netzen, Backup und der Elektrifizierung von Heizung und Verkehr.

Faktor 10? Wie viel Wind und Solar wirklich nötig sind

Wie viel mehr Wind und Solar braucht Deutschland, um seinen Energiebedarf erneuerbar zu decken? Die Antwort hängt entscheidend davon ab, was man misst: erzeugte Energie oder installierte Leistung, nur den Stromsektor oder die gesamte Energie, und ob man die Effizienzgewinne der Elektrifizierung mitrechnet. Je nach Annahme reicht die Spanne von knapp dem Vierfachen bis zum Dreizehnfachen. Die oft genannte Zahl ‚Faktor 10' beschreibt dabei einen ganz bestimmten Fall.

Wie viel mehr Wind und Solar? Vier Bezugsgrößen im Vergleich

Bezugsgröße	Heute	Ziel	Faktor	Annahme
Primärenergie ersetzen	219 TWh Wind+Solar	2.911 TWh	~13×	jede fossile kWh 1:1 durch Strom
Endenergie ersetzen	219 TWh Wind+Solar	~2.200 TWh	~10×	Strom+Wärme+Verkehr 1:1, ohne Effizienzgewinn
Stromerzeugung 2045	219 TWh Wind+Solar	~1.100–1.400 TWh	~5–6×	mit Elektrifizierungs-Effizienz (ISE/Ariadne)
Installierte Leistung	~195 GW Wind+Solar	~710 GW	knapp 4×	ISE-Szenario 2045 (420 GW PV + 290 GW Wind)

- Wind + Solar 2025: 219 TWh (132 TWh Wind + 87 TWh PV)
- installiert heute: ~195 GW (117 GW PV + ~78 GW Wind (Ende 2025))
- nötig 2045: ~710 GW (ISE-Szenario: 420 GW PV + 290 GW Wind)

Hinweis: Installierte Wind- und Solarleistung: heute vs. ISE-Szenario 2045
- Wind + Solar installiert (Ende 2025 → 2045): aktuell 195 GW, Ziel 710 GW

‚Faktor 10' stimmt für die einfachste Rechnung: den gesamten heutigen Endenergiebedarf (Strom, Wärme und Verkehr zusammen, rund 2.200 TWh) eins-zu-eins mit dem heutigen Wind- und Solarstrom (219 TWh) zu ersetzen. Diese Annahme unterstellt aber, dass jede fossile Kilowattstunde 1:1 durch eine Strom-Kilowattstunde ersetzt werden müsste.

Genau diese 1:1-Annahme trifft nicht zu, weil Strom viele Anwendungen deutlich effizienter antreibt als Verbrennung. Eine Wärmepumpe macht aus 1 kWh Strom je nach Anlage rund 3 bis 4 kWh Heizwärme; ein batterieelektrisches Auto erreicht über die gesamte Kette einen Wirkungsgrad von rund 75 % und damit ein Vielfaches eines Verbrenners — es nutzt also grob ein Drittel der Energie für dieselbe Strecke. Deshalb sinkt der gesamte Energiebedarf bei konsequenter Elektrifizierung laut Szenarienstudien um rund ein Drittel — und der nötige Wind- und Solarzubau schrumpft entsprechend.

Rechnet man die Effizienzgewinne mit, bleibt als reale Bau-Aufgabe eine knappe Vervierfachung der installierten Leistung — von rund 195 GW Wind und Solar heute auf etwa 710 GW im klimaneutralen Szenario 2045. Die erzeugte Strommenge müsste dabei auf grob das Fünf- bis Sechsfache steigen, nicht auf das Zehnfache.

Anschaulich heißt das: Beim Rekordtempo der letzten Jahre (gut 20 GW Wind- und Solarzubau pro Jahr) ist eine Vervierfachung der Leistung eine Aufgabe von gut zwei Jahrzehnten — also genau das Zeitfenster bis 2045, wobei das jährliche Tempo dafür noch etwas zulegen muss. Den Flächenbedarf für die Windräder hat der Gesetzgeber im Windenergieflächenbedarfsgesetz auf 2 % der Bundesfläche bis 2032 festgelegt; ein großer Teil der zusätzlichen Solarleistung lässt sich zudem auf Dächern und entlang von Verkehrswegen unterbringen.

Speicherausbau: Der Markt drängt, die Bürokratie bremst

- beantragt: 400 GW (Leistung 2024)
- beantragt: 661 GWh (Kapazität 2024)
- Anschlusszusagen: 25 GW (Leistung 2024)
- Anschlusszusagen: 46 GWh (Kapazität 2024)

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

400 GW beantragte Speicherleistung – der Markt will, aber Netzanschlüsse und Genehmigungsverfahren bremsen.

Engpass: Nicht Investoreninteresse oder Technologie, sondern Netzanschlüsse, Genehmigungsverfahren und regulatorische Unsicherheit.

Small Modular Reactors: Viel Hype, wenig Realität

- kommerzielle SMR: 0 (im Westen in Betrieb)
- weitestes westliches Projekt: Darlington (BWRX-300, Kanada)
- NuScale CFPP: 2023 (eingestellt)

Das Darlington-Projekt in Kanada ist derzeit das weiteste westliche SMR-Neubauvorhaben. Es ist aber noch kein Beleg für einen kommerziell etablierten SMR-Markt.
Das US-Projekt NuScale CFPP wurde 2023 gestoppt. Das zeigt, wie unsicher Kosten, Abnahme und Zeitpläne bei SMR-Vorhaben bisher sind.
SMR sind derzeit eher ein Technologieversprechen als eine kurzfristig belastbare Antwort auf die deutsche Stromversorgung.

Selbst wenn Deutschland heute ein SMR-Projekt startete, würde es den Ausbau von Netzen, Speichern und Erneuerbaren in diesem Jahrzehnt nicht ersetzen.

Atommüll: Das vergessene Milliardenproblem

- Einzahlung in KENFO: 24,1 Mrd. € (durch AKW-Betreiber)
- früheste Standortentscheidung: 2050 (laut BGE)
- möglich nach Rechtsrahmen: 2074 (bei langem Verfahren)
- Zwischenlagerung: Jahrzehnte (bleibt in jedem Fall nötig)

Die Betreiber zahlten rund 24,1 Mrd. Euro in den KENFO-Fonds ein. Damit ist das Problem aber nicht erledigt: Suche, Genehmigung und Bau eines Endlagers bleiben langfristige Staatsaufgaben.
Eine Standortentscheidung ist laut BGE frühestens um 2050 denkbar; nach aktuellem Rechtsrahmen kann sich das Verfahren auch deutlich länger hinziehen.
Atommüll bleibt ein Langfristproblem über Generationen. Neue AKW würden diese Aufgabe nicht lösen, sondern vergrößern.
Langfristige Risiken und Folgekosten bleiben trotz Fondsmodell in erheblichem Maß beim Staat.

EE-Ausbau: 21 GW in einem Jahr – Rekordtempo

Hinweis: Jährlicher EE-Zubau (GW)
- 2023: 17
- 2024: 19
- 2025: 21

2025: 16,4 GW Solar + 4,6 GW Wind onshore + 0,3 GW Wind offshore = 21,3 GW Zubau.
EE-Gesamtkapazität Deutschland: ~210 GW (Stand Ende 2025).
Wind-Genehmigungen 2025: 20,8 GW genehmigt – die Pipeline für Folgejahre wächst.
Zum Vergleich: Ein großes AKW = ~1,4 GW. Deutschland baut pro Jahr das Äquivalent von ~15 AKW-Blöcken an EE-Kapazität zu.

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.

Q1 2026 setzt sich der Trend fort: 1.065 MW Wind onshore wurden neu in Betrieb genommen (+3,5 % gegenüber Q1 2025), zusätzlich 467,6 MW Wind offshore. PV-Zubau Januar 2026: 1.149 MW, Februar 930 MW. Branchenexperten erwarten für das Gesamtjahr 2026 bis zu 20 GW PV-Zubau.

EU-Vergleich: Erneuerbare überholen Atom europaweit

- Erneuerbare: 46,9 % (an der EU-Nettoerzeugung 2024)
- Atom-Anteil: 23,3 % (an der EU-Nettoerzeugung 2024)
- EU-Staaten: 12/27 (betreiben AKW)
- FR allein: 58,6 % (des EU-Atomstroms)

Erneuerbare haben die Atomkraft im EU-Strommix klar überholt.
Bei den Erneuerbaren lagen 2024 laut Eurostat Dänemark, Portugal und Kroatien besonders weit vorn.
Länder wie Dänemark und Österreich zeigen: Hohe Versorgungssicherheit auch ohne ein einziges AKW.

Atomkraft bleibt in der EU wichtig, ist aber ein Minderheitenpfad. Der europäische Trend bei Neubau und Strommix geht klar stärker in Richtung Erneuerbare.

Europäischer Stromverbund: Deutschland ist keine Insel

- Import 2025: 76,2 TWh (Stromverbund mit Nachbarländern)
- Export 2025: 54,3 TWh (Stromverbund mit Nachbarländern)
- EE-Rekord: 67,5 % (Q2 2025)

Nettoimport 2025: 21,9 TWh – 22,6 % weniger als 2024. Tendenz: Importbedarf sinkt.
Der europäische Verbund gleicht regionale Wetter-, Last- und Preisunterschiede durch Importe und Exporte aus.
EU-Regel: Mindestens 70 % der physischen Übertragungskapazität muss für grenzüberschreitenden Handel verfügbar sein.

Stromimport/-export ist kein Zeichen von Schwäche, sondern intelligentes System-Design. Es ist billiger als jedes Land für sich allein.

Strompreis: hoch — aber warum eigentlich?

- Industriestrompreis 2025: ~18 ct/kWh (mittleres Verbrauchsband (Eurostat))
- über EU-Durchschnitt: +17 % (Industrie 2025)
- Beschaffung & Vertrieb: ~41 % (am Haushaltspreis (BDEW))

Der deutsche Strompreis ist im internationalen Vergleich hoch: Industriekunden im mittleren Verbrauchsband zahlten 2025 laut Eurostat rund 18 ct/kWh — etwa 17 % mehr als der EU-Durchschnitt. Der Preis besteht aber aus mehreren Bausteinen: Beim Haushaltsstrompreis (rund 37 ct/kWh) entfallen laut BDEW etwa 41 % auf Beschaffung und Vertrieb, der Rest auf Netzentgelte (25 %) sowie Steuern, Abgaben und Umlagen (34 %).

Netzentgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen machen zusammen den größeren Teil des Strompreises aus — nicht die Erzeugungskosten der Erneuerbaren.

Industrie unter Druck: ein Faktor, viele Ursachen

- Produktionsindex vs. 2018: -13 % (verarbeitendes Gewerbe)
- Industriejobs weg: 341.500 (seit 2019 (EY))
- weniger Industriebeschäftigte: ~6 % (2019-2025)

Der Produktionsindex des verarbeitenden Gewerbes liegt rund 13 % unter dem Niveau von 2018; seit 2019 sind laut EY rund 341.500 Industriejobs weggefallen (gut 6 %), allein 2025 etwa 124.100.
Die preisbereinigte Bruttowertschöpfung der Industrie fiel 2018-2024 nur um rund 3 %. Der Produktionsindex überzeichnet den Rückgang, weil Firmen einfache Fertigung verlagern und sich im Inland auf Entwicklung, Dienstleistungen und höherwertige Tätigkeiten konzentrieren.
Besonders betroffen ist die Autoindustrie — dort ging seit 2019 etwa jeder siebte Job verloren. Chemie/Pharma (+3 %) und Elektroindustrie (+2 %) legten im selben Zeitraum dagegen zu.

Die Ursachen sind vielfältig: schwache Weltnachfrage (vor allem aus China), der Gaspreisschock 2022 nach dem russischen Lieferstopp, hohe Zinsen, der Umbruch in der Autoindustrie, Fachkräftemangel und Bürokratie. Hohe Energiekosten sind ein Faktor unter mehreren — eine allein auf die Energiewende verengte Erklärung greift zu kurz.

Backup-Kraftwerke und Netze: Versicherung, nicht Dauerlast

- neue regelbare Leistung: 12 GW (ausgeschrieben ab 2026)
- wasserstofffähig: H₂-ready (Dekarbonisierung bis 2045)
- Funktion: Backup (Dunkelflaute & Netzstabilität)

Die Kraftwerksstrategie schreibt rund 12 GW neue, wasserstofffähige Gaskraftwerke aus. Sie sollen als Reserve einspringen, wenn Wind und Sonne nicht liefern — nicht im Dauerbetrieb laufen.

Reservekraftwerke laufen nur wenige Volllaststunden im Jahr. Ihr Beitrag zur durchschnittlichen Stromrechnung bleibt deshalb begrenzt, auch wenn Gasstrom je Kilowattstunde teuer ist. Der Netzausbau verursacht zwar Kosten, kann aber zugleich teure Eingriffe zur Netzstabilisierung (Redispatch) verringern.

Wachstum, Energie und Emissionen entkoppeln

- BIP 2008-2024: +15 % (real gestiegen)
- Endenergieverbrauch: -13 % (2008-2024)
- EnEfG-Deckel 2030: 1.867 TWh (-26,5 % ggü. 2008)

Zwischen 2008 und 2024 stieg das Bruttoinlandsprodukt um 15 %, während der Endenergieverbrauch um 13 % sank — Wirtschaftsleistung und Energieverbrauch haben sich also bereits entkoppelt.
Das Energieeffizienzgesetz (EnEfG) deckelt den Endenergieverbrauch 2030 auf 1.867 TWh (-26,5 % gegenüber 2008). Die DIHK warnt: Bei der zuletzt erreichten Effizienzsteigerung von 1,7 % pro Jahr müsste das BIP um knapp 9 % schrumpfen, um das Ziel zu treffen — nötig wären rund 3,3 % pro Jahr.

Das Gesetz begrenzt den Energieverbrauch, nicht die Wirtschaftsleistung. Ob daraus ein Schrumpfungszwang wird, hängt vom Tempo der Energieproduktivität ab. Die bisherige Entkopplung zeigt: Wachstum bei sinkendem Energieverbrauch ist möglich — das Tempo muss aber deutlich zunehmen.

Quellen

Lazard LCOE+ v18.0 (Juni 2025) — https://www.lazard.com/media/5tlbhyla/lazards-lcoeplus-june-2025-_vf.pdf
Ariadne: Die Energiewende kosteneffizient gestalten – Szenarien zur Klimaneutralität 2045 (März 2025, aktualisiert Nov. 2025) – Strombedarf 2030/2045, Mehrkosten, Elektrifizierungspfade — https://ariadneprojekt.de/publikation/report-szenarien-zur-klimaneutralitat-2045/
AGEB: Energieverbrauch wird 2025 stagnieren — https://ag-energiebilanzen.de/energieverbrauch-wird-2025-stagnieren/
BNetzA: Hohe Nachfrage nach Netzanschlüssen für Batteriespeicher (12.11.2025) — https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2025/20251112_Batteriespeicher.html
Agora Energiewende: Stand der Dinge 2025 – Strommix, CO₂-Emissionen, EE-Ausbaustand — https://www.agora-energiewende.de/
UBA: Spezifische CO₂-Emissionen Strommix – CO₂-Emissionsfaktoren 1990–2024 — https://www.umweltbundesamt.de/themen/co2-emissionen-pro-kilowattstunde-strom-2024
IAEA / Statista: Kernenergie-Anteil Deutschland – Historische Anteile 2003–2023 — https://de.statista.com/statistik/daten/studie/29295/
BEE: Strombedarfsanalyse (2025) – Sektorenkopplung und H₂-Erzeugung — https://www.bee-ev.de/
BNetzA Insight: Dunkelflaute? Kein Grund zur Panik — https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Allgemeines/DieBundesnetzagentur/Insight/Texte/Energiewende/Dunkelflaute.html
KENFO: Über den KENFO — https://www.kenfo.de/der-fonds/ueber-den-kenfo
BMUV/BMUKN: Deutschland beendet das Zeitalter der Atomkraft — https://www.bmuv.de/PM10553
EDF: Stress corrosion phenomenon and adjustment of 2022 French nuclear output estimate — https://www.edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/journalists/all-press-releases/update-on-the-stress-corrosion-phenomenon-and-adjustment-of-2022-french-nuclear-output-estimate
Euratom Supply Agency Annual Report 2024 — https://op.europa.eu/s/z9yD
Eurostat: Nuclear energy statistics 2024 — https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Nuclear_energy_statistics
EDF 2024 financial statements: Hinkley Point C update — https://www.edf.fr/sites/groupe/files/2025-03/annual-results-2024-consolidated-financial-statements-2025-03-05.pdf
Southern Company Annual Report 2024: Vogtle update — https://investor.southerncompany.com/files/doc_financials/2024/annual/2024-annual-report.pdf
TVO: Olkiluoto 3 project history and settlement — https://www.tvo.fi/en/index/news/pressreleasesstockexchangereleases/2018/hD4GZkgAO.html
World Nuclear Association: France nuclear power profile (Flamanville 3) — https://world-nuclear.org/information-library/country-profiles/countries-a-f/france
ENEC and KEPCO announce financial close for Barakah Nuclear Energy Plant — https://www.enec.gov.ae/news/latest-news/enec-and-kepco-announce-financial-close-for-barakah-nuclear-energy-plant/
World Nuclear News: Barakah 4 enters commercial operation — https://www.world-nuclear-news.org/articles/barakah-4-landmark-announced-as-world-nuclear-symp
SMARD/BNetzA: Jahresrückblick 2025 — https://www.smard.de/page/home/topic-article/216804/218954/hoechste-pv-einspeisung-in-jedem-quartal
Ontario Power Generation: Darlington SMR project — https://www.opg.com/projects-services/projects/nuclear/smr/darlington-smr/
UAMPS and NuScale terminate the Carbon Free Power Project (2023) — https://business.smdailypress.com/smdailypress/article/bizwire-2023-11-8-utah-associated-municipal-power-systems-uamps-and-nuscale-power-agree-to-terminate-the-carbon-free-power-project-cfpp
BGE: Vorschläge zur Beschleunigung der Endlagersuche (21.03.2025) — https://www.bge.de/de/bge/presse/pressemitteilungen/pressemitteilung/news/2025/3/bge-macht-vorschlaege-zur-beschleunigung-der-endlagersuche/
Eurostat: Electricity from renewable sources reached 46.9% in 2024 — https://ec.europa.eu/eurostat/web/products-eurostat-news/w/ddn-20250319-1
ACER: Monitoring the 70% cross-zonal capacity rule — https://www.acer.europa.eu/news-and-events/news/acers-monitoring-finds-much-stake-grid-operators-are-still-far-making-70-transmission-capacity-available-cross-zonal-electricity-trade
dpa-Faktencheck: Windräder werden nur in Ausnahmefällen mit Diesel betrieben — https://dpa-factchecking.com/austria/241218-99-366803/
Science Feedback: Diesel generators did not power wind farms in Scotland, nor anywhere else — https://science.feedback.org/review/diesel-generators-do-not-power-wind-farms/
Destatis – Stromerzeugung Deutschland 2025 (Photovoltaik und Erdgas auf Höchstwerten, März 2026) — https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2026/03/PD26_073_43312.html
BMWE – Industriestrompreis 2026-2028 (EU-Kommission genehmigt, April 2026) — https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2026/04/20260416-industriestrompreis-wird-eingefuehrt.html
IWR – Windenergie-Zubau Q1 2026 (Wind onshore +3,5 %) — https://www.iwr.de/news/windenergie-zubau-in-deutschland-steigt-im-ersten-quartal-2026-um-fast-50-prozent-windstromerzeugung-legt-kraeftig-zu-news39623
Eurostat: Electricity price statistics — Industriestrompreise EU (2. Halbjahr 2025) — https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Electricity_price_statistics
BDEW-Strompreisanalyse (2026) — Zusammensetzung des Strompreises — https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bdew-strompreisanalyse/
ifo Institut: Strukturwandel im Verarbeitenden Gewerbe (2025) — https://www.ifo.de/DocDL/sd-digital-2025-05-lehmann-etal-strukturwandel-verarbeitendes-gewerbe.pdf
Destatis: Produktion im Produzierenden Gewerbe 2025 (-1,1 % zum Vorjahr) — https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2026/02/PD26_043_421.html
EY-Industriebarometer Q1 2026 — 341.500 Industriejobs seit 2019 verloren — https://www.ey.com/de_de/newsroom/2026/05/ey-industriebarometer-q1-2026
BMWE: Grundsatzeinigung mit der EU-Kommission über die Kraftwerksstrategie (Jan. 2026) — https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2026/01/20260115-grundsatzeinigung-mit-europaeischen-kommission-ueber-eckpunkte-der-kraftwerksstrategie.html
DIHK: Wie die absoluten Einsparziele aus dem Energieeffizienzgesetz auf das Wirtschaftswachstum wirken — https://www.dihk.de/de/newsroom/wie-die-absoluten-einsparziele-aus-dem-energieeffizienzgesetz-auf-das-wirtschaftswachstum-wirken-178844
Energieeffizienzgesetz (EnEfG) — gesetze-im-internet.de — https://www.gesetze-im-internet.de/enefg/
Fraunhofer ISE: Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem (Update Nov. 2024) – PV-/Wind-Ausbau 2045, stündliche Versorgungssicherheit — https://www.ise.fraunhofer.de/en/press-media/press-releases/2024/achieving-climate-neutrality-fraunhofer-ise-study-shows-regional-transformation-pathways-for-german-energy-system.html
EWI Köln: Wasserstoffspeicher in Deutschland und Europa – modellbasierte Analyse bis 2050 (2024) — https://www.ewi.uni-koeln.de/de/publikationen/wasserstoffspeicher-in-deutschland-und-europa/
Umweltbundesamt (UBA)/AGEE-Stat: Erneuerbare Energien in Deutschland 2025 – Anteile Strom, Endenergie, Wärme, Verkehr — https://www.umweltbundesamt.de/themen/erneuerbare-energien-in-deutschland-wachstum-2025
AG Energiebilanzen (AGEB): Erneuerbare decken ein Fünftel des Energieverbrauchs (Primärenergie 2024) — https://ag-energiebilanzen.de/erneuerbare-decken-ein-fuenftel-des-energieverbrauchs/
Übertragungsnetzbetreiber/Bundesnetzagentur: Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045 (Entwurf 2025) – Netzausbaukosten — https://www.netzentwicklungsplan.de/
Agora Energiewende/Verkehrswende & Stiftung Klimaneutralität: Klimaneutrales Deutschland 2045 — https://www.agora-energiewende.de/aktuelles/klimaneutralitaet-in-deutschland-bereits-2045-moeglich-vollversion-erschienen
NREL/Cole et al.: Quantifying the challenge of reaching a 100% renewable energy power system (Joule, 2021) – nichtlineare Grenzkosten der letzten Prozent — https://www.osti.gov/biblio/1812702
Dunsmore/Arthur/Kemp: Modelling reliability under deep decarbonisation of the European electricity grid (RESCORE, arXiv-Preprint, Nov. 2025) – Kosten der letzten Prozent Versorgungssicherheit — https://arxiv.org/abs/2503.23604
Fraunhofer ISE / energy-charts.info: Öffentliche Nettostromerzeugung 2025 – Wind (132 TWh) und Photovoltaik (87 TWh) erstmals an der Spitze — https://www.ise.fraunhofer.de/en/press-media/press-releases/2026/german-public-electricity-generation-in-2025-wind-and-solar-power-take-the-lead.html
Bundesnetzagentur: Ausbau Erneuerbarer Energien 2025 (08.01.2026) – installierte Leistung PV 117 GW, Wind onshore 68,1 GW, Wind offshore 9,5 GW — https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260108_EEG.html
Umweltbundesamt / AG Energiebilanzen: Endenergieverbrauch nach Energieträgern und Sektoren – 2024 auf historischem Tiefstand seit der Wiedervereinigung (2023: rund 2.280 TWh / 8.200 PJ) — https://www.umweltbundesamt.de/daten/umweltzustand-trends/energie/endenergieverbrauch-nach-energietraegern-sektoren
Umweltbundesamt: Umgebungswärme und Wärmepumpen – Jahresarbeitszahl (1 kWh Strom ergibt rund 3–4 kWh Wärme) — https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/umgebungswaerme-waermepumpen
Umweltbundesamt: Wasserstoff im Verkehr (FAQ) – Gesamtwirkungsgrad batterieelektrisches Auto rund 75 % (Well-to-Wheel) — https://www.umweltbundesamt.de/themen/verkehr/kraftstoffe-antriebe/wasserstoff-im-verkehr-haeufig-gestellte-fragen
Umweltbundesamt: Ausbau der Windenergie an Land – 2-Prozent-Flächenziel (Windenergieflächenbedarfsgesetz, 1,4 % bis 2027, 2 % bis 2032) — https://www.umweltbundesamt.de/themen/ausbau-der-windenergie-an-land-2-prozent-ziel

Alle Angaben basieren auf öffentlich zugänglichen Primär- oder belastbaren Fachquellen (Stand Juni 2026). Zentrale neuere Quellen: BDEW/ZSW (EE-Anteil 2025), Destatis (Stromerzeugung 2025 endgültig), Bundesnetzagentur (Strommarktdaten 2025), IWR (Windausbau Q1 2026), BMWE (Industriestrompreis 2026-2028, EU-Kommission-Genehmigung April 2026), Fraunhofer ISE / energy-charts.info, Lazard LCOE+ v18.0. Für die wirtschaftspolitische Einordnung zusätzlich: ifo/Destatis (Industrieproduktion), EY-Industriebarometer (Industriebeschäftigung), Eurostat/BDEW (Strompreise), BMWE (Kraftwerksstrategie 2026), DIHK und EnEfG (Energieeffizienzziele). Für die Machbarkeit einer Vollversorgung zusätzlich: Fraunhofer ISE (Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem), Ariadne (Szenarien zur Klimaneutralität 2045), Agora/Stiftung Klimaneutralität (Klimaneutrales Deutschland 2045), EWI (Wasserstoffspeicher), UBA/AGEE-Stat und AGEB (EE-Anteile Strom/Endenergie/Primärenergie) sowie Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045. Zur überproportionalen Kostensteigerung der letzten Prozent Richtung 100 %: NREL/Cole et al. (Joule 2021) und Dunsmore et al. (RESCORE, arXiv-Preprint 2025).

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