Warum Referenzprojekte wichtiger sind als Ideologien
Die Diskussion über Stromgestehungskosten wird in Deutschland häufig so geführt, als ließen sich energiepolitische Grundsatzentscheidungen kurzfristig korrigieren. Tatsächlich wirken energiepolitische Entscheidungen oft über Jahrzehnte. Die Konsequenzen guter wie schlechter Entscheidungen treten häufig erst mit erheblicher Verzögerung zutage. Dieser Time Lag reicht regelmäßig weit über eine einzelne, oft sogar über mehrere Legislaturperioden hinaus. Wer heute Kraftwerksoptionen, Netzinfrastrukturen, industrielle Kompetenzen oder Forschungsfelder aufgibt, erkennt die Folgen häufig erst dann, wenn sich neue Knappheiten, Preisrisiken oder geopolitische Abhängigkeiten bereits verfestigt haben.
Gerade deshalb lohnt sich ein nüchterner Blick auf die zuletzt diskutierten Stromgestehungskosten. Die bekannten westlichen Problemprojekte haben das Bild geprägt, dass neue Kernkraft grundsätzlich extrem teuer sei. Gleichzeitig zeigen internationale Vergleichsdaten, dass diese Einschätzung nur einen Teil der Realität erfasst. Allgemeine Kostenstudien wie die des Fraunhofer ISE weisen für neu zu bauende Kernkraftwerke eine sehr breite Spanne aus. Der Grund liegt darin, dass dort sehr unterschiedliche Projekt-, Finanzierungs- und Risikosituationen zusammenlaufen. Für neue Kernkraftwerke in Deutschland nennt das Fraunhofer ISE für 2024 eine Bandbreite von 13,6 bis 49,0 ct/kWh.
Die Aussagekraft pauschaler Kostenvergleiche bleibt deshalb begrenzt. Noch aufschlussreicher ist die Betrachtung konkreter internationaler Referenzprojekte. Denn die internationalen Erfahrungen zeigen, dass die Kosten neuer Kernkraftwerke weniger von der Reaktorphysik als von vier Faktoren bestimmt werden: Standardisierung, Projektorganisation, Finanzierungskosten und industriellen Lernkurven. Genau hier unterscheiden sich westliche Einzelprojekte häufig von standardisierten asiatischen Baureihen.
Tabelle 1: Stromgestehungskosten ausgewählter Optionen für gesicherte Leistung
Die Bandbreiten für Kernkraft und H₂-Kraftwerke basieren auf der Fraunhofer-ISE-Studie zu Stromgestehungskosten. Die Werte für südkoreanische APR-1400-Reaktoren beruhen auf einer modellhaften Szenariobetrachtung auf Basis öffentlich bekannter Investitionskosten, Auslastungs- und Finanzierungsannahmen sowie internationaler Projekterfahrungen. Geplante Projekte unterliegen naturgemäß Unsicherheiten.
Internationale Vergleichsdaten: Warum Referenzprojekte entscheidend sind
Die häufig zitierte Fraunhofer-Bandbreite von rund 13,6 bis 49 ct/kWh für neue Kernkraftwerke bildet ein breites Spektrum sehr unterschiedlicher Projektbedingungen ab. Sie umfasst sowohl westliche Problemprojekte mit erheblichen Verzögerungen als auch Projekte mit günstigeren Rahmenbedingungen. Die eigentliche energiepolitische Frage lautet daher nicht, ob Kernkraft grundsätzlich „billig“ oder „teuer“ ist. Entscheidend ist vielmehr, welche Referenzprojekte als Maßstab herangezogen werden und ob es gelingt, standardisierte, wiederholbare und finanzierbare Projektstrukturen aufzubauen.
Besonders interessant ist in diesem Zusammenhang das tschechische Projekt Dukovany. 2025 bestätigten tschechische Regierungs- und Branchenmeldungen die Auswahl eines von KHNP geführten südkoreanischen Konsortiums für neue Blöcke am Standort Dukovany; zugleich wurde über Größenordnungen von etwa 200 Milliarden tschechischen Kronen je Block berichtet. Damit wird Dukovany zu einem wichtigen europäischen Praxistest für die Frage, ob sich die südkoreanische Projekt- und Industrialisierungslogik auch innerhalb Europas erfolgreich umsetzen lässt.
Parallel dazu verfolgt Polen mit der AP1000-Technologie von Westinghouse ein eigenes Kernkraftprogramm. Auch die polnischen Erfahrungen werden in den kommenden Jahren wichtige Erkenntnisse darüber liefern, welche Kosten, Bauzeiten und Finanzierungsstrukturen unter europäischen Rahmenbedingungen tatsächlich erreichbar sind. Für die Bewertung zählt damit weniger die abstrakte Debatte als die systematische Beobachtung realer Projekte.
Die Schweiz zeigt zudem, dass Kernenergie nach erfolgter Investition über Jahrzehnte sehr kostengünstig betrieben werden kann. Das Kernkraftwerk Gösgen produzierte 2024 rund 7,994 Milliarden kWh Strom; die normalisierten Produktionskosten lagen nach Betreiberangaben bei 4,44 Rappen pro kWh. Langfristige Betreiberangaben zeigen zudem, dass die Stromgestehungskosten des Werks über Jahrzehnte trotz erheblicher Modernisierungsinvestitionen niedrig geblieben sind. Die wirtschaftliche Herausforderung liegt daher weniger im laufenden Betrieb als vielmehr in Finanzierung, Genehmigung und Bau neuer Anlagen.
Stromgestehungskosten und Systemkosten
Für die energiepolitische Bewertung reicht die Betrachtung von Stromgestehungskosten allein jedoch nicht aus. Mit steigenden Anteilen volatiler Erzeugung aus Wind und Photovoltaik entstehen zusätzliche Anforderungen an Netzausbau, Speicher, Redispatch, Reservekraftwerke, Systemdienstleistungen, Digitalisierung und Netzstabilisierung. Die wirtschaftlich relevante Frage lautet deshalb nicht nur: Was kostet die Kilowattstunde am Kraftwerk? Sondern auch: Was kostet das Gesamtsystem, um Versorgungssicherheit in jeder Stunde des Jahres sicherzustellen?
Gerade dieser Punkt ist für die deutsche Debatte zentral. Stromgestehungskosten sind ein wichtiger Baustein, aber nicht die alleinige Entscheidungsgrundlage. Wer nur die günstigste Erzeugungstechnologie pro Kilowattstunde betrachtet, blendet einen Teil der tatsächlich entstehenden Systemkosten aus. Umgekehrt folgt daraus nicht, dass Kernkraft automatisch die beste Lösung wäre. Es folgt aber, dass die Diskussion über Kernkraft stets im Zusammenhang mit Vollsystemkosten und Versorgungssicherheit geführt werden sollte.
Hinzu kommt: Strom aus rückverstromtem Wasserstoff bleibt nach heutigem Kenntnisstand selbst in optimistischen Szenarien teuer und kostenunsicher, weil seine Wirtschaftlichkeit nicht nur von der Kraftwerkstechnik, sondern bereits von den vorgelagerten Kosten der Wasserstofferzeugung, Speicherung und Infrastruktur abhängt. Auch deshalb ist es sinnvoll, Stromgestehungskosten, Systemkosten und strategische Handlungsoptionen gemeinsam zu betrachten.
Kernkraft als strategische Technologieoption
Aus dieser Gegenüberstellung folgt keine einfache Rückkehrfantasie zur Kernkraft. Sie macht jedoch deutlich, dass Deutschland sich nicht darauf beschränken sollte, ausschließlich die teuersten westlichen Fehlentwicklungen als Referenz zu verwenden. Wenn andere Länder – insbesondere in Asien – durch Standardisierung, Projektkultur und industrielle Lernkurven deutlich günstigere und schnellere Realisierungen ermöglichen, stellt sich die strategische Frage, ob Deutschland dauerhaft auf diese Technologieoption verzichten möchte, obwohl sie für Versorgungssicherheit, Klimaneutralität, industrielle Wettbewerbsfähigkeit und hohe Verfügbarkeit relevant sein kann.
Hinzu kommt, dass Deutschland nicht nur Kraftwerke abgeschaltet hat, sondern über Jahre auch Kompetenzen, industrielle Routinen und institutionelle Lernfähigkeit im Bereich der Kerntechnik verloren gegangen sind. Gleichzeitig verfügt Deutschland weiterhin über erhebliche Stärken in Werkstofftechnik, Maschinenbau, Automatisierung, Leittechnik, Chemie, Anlagenbau sowie Sicherheits- und Regelungstechnik. Ein möglicher Kompetenzaufbau würde daher nicht bei Null beginnen, wohl aber einen langen Zeithorizont und institutionelle Kontinuität erfordern.
Forschung statt Vorfestlegung
Vor diesem Hintergrund erscheint ein pragmatischer Ansatz sinnvoll. Deutschland sollte wieder stärker in kerntechnische Forschung investieren – technologieoffen, forschungsorientiert und ohne vorschnelle Festlegung auf ein einzelnes Design. Nötig wären insbesondere erneuerte Kompetenzen in Reaktorphysik, Werkstoff- und Sicherheitstechnik, Brennstoffkreisläufen, Systemintegration und nuklearer Regulierung. Ein solcher Schritt bedeutet nicht automatisch den Bau neuer Kraftwerke. Er würde jedoch sicherstellen, dass Deutschland Entwicklungen bei Großreaktoren, Small Modular Reactors, Hochtemperaturreaktoren oder fortgeschrittenen Brennstoffzyklen fachlich wieder auf Augenhöhe beurteilen kann.
Parallel dazu sollte Deutschland strategische Allianzen mit erfahrenen Kerntechniknationen prüfen. Insbesondere Südkorea hat gezeigt, dass standardisierte Reaktoren exportfähig, finanzierbar und international wettbewerbsfähig sein können.
Quellennachweis zum Artikel
Studien zu Stromgestehungskosten und Systemkosten
- Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE: Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien. Aktualisierte Studie 2024, Freiburg.
- International Energy Agency (IEA), OECD Nuclear Energy Agency (NEA): Projected Costs of Generating Electricity 2020. Paris, 2020.
- International Energy Agency (IEA): World Energy Outlook 2023. Paris, 2023.
- Internationale Kernkraftprojekte (Kosten, Bauzeiten, Betrieb)
- Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP): Projektunterlagen APR‑1400 (Barakah, Shin Kori u.a.), diverse technische und finanzielle Projektpräsentationen, 2018–2024.
- České přenosová soustava / ČEZ: Offizielle Informationen zum Neubauprojekt Dukovany 5, Projektsteckbriefe und Ausschreibungsunterlagen, 2022–2025.
- Westinghouse Electric Company / Polnische Regierung (Ministerstwo Klimatu i Środowiska): Programmunterlagen zum polnischen Kernenergieprogramm (AP1000), 2021–2025.
- Kernkraftwerk Gösgen-Däniken AG: Energieeffizienz und Stromgestehungskosten im laufenden Betrieb, Betreiberinformationen und Geschäftsberichte, diverse Jahrgänge.
Systemische Einordnung, Versorgungssicherheit, Rolle der Kernenergie
- Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK): Langfrist- und Szenarioanalysen zum deutschen Energiesystem, diverse Szenariorahmen und Langfristprognosen, 2021–2024.
- Umweltbundesamt (UBA): Wasserstoff – Schlüssel im künftigen Energiesystem, Dessau-Roßlau, 2024.
- Nuclear Energy Agency (NEA): The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, Paris, 2019.
Artikel / Hintergrund zur internationalen Kernenergiepolitik
- Nuklearforum Schweiz: Wasserstoff und Kernenergie – Potenziale für CO₂-armen Wasserstoff, Dossier, 2022.
- European Commission: EU Nuclear Illustrative Programme (PINC), Brüssel, 2024.