Energie

Alle Kernkraftwerke im aktiven Bau

Zwischen großen Ankündigungen und realen Bauprojekten gibt es signifikante Unterschiede.
Insbesondere im Energiesektor spielt das eine große Rolle, da auch Projekte mit über 10 Jahre an Planungszeit eingestellt werden können wie in Bulgarien.

Deshalb nutze ich die Daten der Internationale Atomenergie-Organisation (IAEO/IAEA), der weltweiten Aufsichtsbehörde für Kernkraft, für eine einfache Visualisierung der realen Bauprojekte.

Wie definiert die IAEA den realen Baustart eines Kernkraftwerkes?

Das Datum, an dem der erste große Beton für die Fundamentplatte des Reaktorgebäudes gegossen wird. Bei schwimmenden Kernkraftwerken ist das Baubeginn-Datum der Beginn des Plattformbaus.
Ab diesem Datum gilt der Reaktor als im Bau befindlich.
— Internationale Atomenergie-Organisation (IAEO/IAEA)

Das ist aktuell eine Betaversion und wird noch laufend erweitert.
Falls ihr Feedback habt, schickt dieses Feedback gerne in die Kommentare einer der Social-Media-Kanäle oder bei Youtube.

Kapitel 1: Deutschland

Der Versorgungssicherheitsbericht der Bundesnetzagentur

Ziel dieses Berichts ist es, den Zustand der Energiewende im Hinblick auf die Versorgungssicherheit zu analysieren.
Alle zwei Jahre mindestens soll es einen Blick auf die Versorgungssicherheit in Deutschland durch die Bundesnetzagentur geben.
Die Energiebranche zeichnet sich durch eine hohe Veränderungsgeschwindigkeit in Bezug auf fallende Kosten und systemverändernde Innovationen aus, die in anderen Branchen dieser Größenordnung kaum zu beobachten ist.
Der letzte Report wurde im Januar 2023 veröffentlicht.

Was beim ersten Lesen des Berichts direkt auffällt?

Es ist sehr ungewöhnlich, dass Akkuspeicher nicht umfassend abgebildet werden.
Dies bedeutet übersetzt, dass die größte Entwicklung im Energiesektor nahezu gar nicht berücksichtigt wird.
Basierend darauf, wie gewaltig diese Großakkuspeicher in Texas als Beispiel den Energiemarkt verändert, ist das eine sehr problematische Limitation.

Mit Blick auf ETS 2 sind die folgenden CO2-Werte nach IEA-Prognosen durchaus interessant.

Mein Beitrag zu den 20-Jahren-Kosten für Heizungen war mit Blick auf diese Prognose zu harmlos modelliert und ich habe die CO2-Preise zu niedrig angesetzt.
Im deutschen Diskurs geht der immense Einfluss durch CO2-Preise etwas unter und sorgt dafür, dass Parteien wie die AfD aktiv für Kohle werben können, ohne von den deutschen Wählern hart kritisiert zu werden.
Das ist aus meiner Sicht schade.

Zudem ist es interessant, die Prognose für den Stromverbrauch in Deutschland im direkten Vergleich zu den realen Stromverbrauchdaten zu betrachten.

Es ist bereits seit längerem bekannt, dass der Stromverbrauch in Deutschland nicht signifikant ansteigt, sondern eher leicht fällt.
In der Zukunft dürfte sich das durch steigende Elektrifizierung natürlich ändern, nur ist der Anstieg nicht so stark wie oft angenommen.

Die Eigenproduktion von Strom durch Bürger und Gewerbe führt zu einer Reduktion des Stromverbrauchs, der aus dem öffentlichen Netz bezogen wird.
Im Diskurs wird das gerne übersehen, welche Dimension der Selbstverbrauch angenommen hat:

Mit 12,9 TWh im Jahr 2024 entspricht dies knapp über 3 % der öffentlichen Nettostromerzeugung.
Zusätzlich mit Blick auf die kommenden Jahre mit steigenden Zahlen von Elektro-Autos und Wärmepumpen ist mehr potenzieller Eigenverbrauch realistisch zu erwarten.

Mit dieser Information könnt ihr leichter nachvollziehen, wieso die Last in Deutschland teilweise nicht so stark ansteigt wie erwartet.

Schauen wir uns die Ergebnisse des Berichts genauer an:

Die Bundesnetzagentur hat erklärt, dass die Versorgungssicherheit gewährleistet werden kann, sofern zusätzliche steuerbare Kapazitäten zur Verfügung stehen.
Grundsätzlich ist das keine neue Erkenntnisse, da auch zur Ampelzeit, sowie vor 15 Jahren bekannt war, dass es Gaskraftwerke für Dunkelflauten geben muss.
Ursprünglich mit Erdgas, perspektivisch dann mit Wasserstoff wie bei diesen drei konkreten in 1,5 Jahren gebauten Kraftwerken von ENBW.

Dennoch gibt es natürlich von Axel Springers WELT folgende Schlagzeile:

Es sollte klar sein, dass das nicht “plötzlich” 71 neue Gaskraftwerke sind, sondern das bereits seit über 15 Jahren bekannt ist.
Die Bundesnetzagentur hat lediglich die Zahl der benötigten Gaskraftwerke konkretisiert und auch die “in nur 10 Jahren” Annahme ist bizarr, da tatsächlich Gaskraftwerke relativ schnell gebaut werden können, siehe die ENBW Beispiele von oben.
Außerdem zeigt die Spanne von 22,4 GW bis zu 35,5 GW an steuerbaren Kapazitäten, dass es durchaus mit entsprechender Reformbereitschaft und aggressiveren Zubautempo von Photovoltaik und Windenergieanlagen auch mit weniger Gaskraftwerken gehen kann.
Darüber hinaus ignoriert das eben die Möglichkeiten von Großakkuspeicher, die bei immer stärker fallenden Preisen durchaus den Einsatz von Gaskraftwerken verringern kann.
Auch wenn Akkuspeicher aus meiner Sicht nicht die Lösung für Dunkelflauten sein kann, spielt es einen Unterschied, ob Privatpersonen oder Gewerbe ggf. selbst einen Akkuspeicher für die Nacht oder gar für mehr als einen Tag anschaffen, sofern der Preis pro kWh starker fällt als heute gedacht.

Konkret habe ich das bereits mehrfach kritisiert, dass der Preisabfall von Akkuspeichern in nahezu allen Studien der letzten fünf Jahren massiv unterschätzt wird.

Leider spielen Akkuspeicher in jedem Aspekt des Energiesystems so eine große Rolle, dass ich auch den Stromhandelssaldo Beitrag deshalb kritisch sehe:

Je stärker die Akkuspeicherpreise pro kWh und pro kW fallen, desto leichter und schneller kann man im Zeitraum Frühling bis Herbst mit Photovoltaik + Akkuspeicher den Strombedarf in Deutschland decken.
Der Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) ist zwar selbstredend immer noch vorhanden und eben bewusst darauf ausgelegt, dass die 36 Länder in Europa eben gemeinsam Strommengen miteinander handeln können, jedoch fällt der Bedarf mit Photovoltaik und Akkuspeichern stark weg.
Aus meiner Sicht werden wir schon 2035 sehen, dass die meisten Länder eben genau diese Route großteils abgeschlossen haben und eine nennenswerte Menge an Strom durch Photovoltaik in Akkuspeichern eingespeichert wird und dann Abends/Nachts ausgespeichert wird.
Es ist eben die günstigste Form der Stromerzeugung und setzt sich am freien Markt eher durch.
Dies geschieht, unabhängig davon, ob man ideologisch/dogmatisch dagegen ist.

Sämtliche Datensätze weltweit bestätigen diesen Trend:

Aus meiner Sicht ist der fehlende Fokus auf Akkuspeicher so desaströs für diesen Bericht.

Dieser Punkt des Kostenabfalls bei Akkuspeichern wird insbesondere auch noch relevant mit Blick auf Abbildung 17:

In dieser Grafik erkennt man es nicht so gut, in den Anhängen wird das besser visualisiert.
Laut den aktuellen Daten ohne die Entwicklung der Großakkuspeicher/Stationären Batteriespeichersysteme geht die Bundesnetzagentur in diesem Bericht davon, dass die Stationären Batterispeichersysteme bis 2035 sinken.

Ja, das ist das verzögerte Energiewende-Szenario, nur wie im Text in Anhang 5 erklärt wird, werden als Ersatz für bidirektionales Laden mehr Akkuspeicher angenommen.
Mit Blick auf die Anschlussanfragen im Jahr 2025, von denen vielleicht 10% verbaut werden, ist das eine völlig absurde Annahme.

Es gibt keine Welt, in der nur 2,1 GW an Stationären Batteriespeichersystemen im Jahr 2035 für Deutschland auftreten werden.
Denn an Leistung gibt es bereits im Juli 2025 mehr als das.

Das ist ein eklatanter Fehler in der Modellierung, die aus meiner Sicht den gesamten Versorgungssicherheitsbericht 2025 in Frage stellt.

Selbst der Systemstabilitätsbericht 2025 der vier Übertragungsnetzbetreiber rechnet mit einer deutlich größeren Rolle von Akkuspeichern als dieser Versorgungssicherheitsbericht.

Daher muss man sämtliche Erkenntnisse aus diesem Report mit immenser Vorsicht genießen, da so eine zentrale Komponente einfach fehlt.
Der nächste Versorgungssicherheitsbericht 2027 dürfte deutlich realitätsnäher ausfallen, da dutzende Großspeicherprojekte in Deutschland die aktuell modellierten Werte überschreiten wird.

Versteht mich nicht falsch. Das ist kein Vorwurf an das Team der Bundesnetzagentur, sondern eine Kritik an der Methodik und dem Zeitraum der Modellierung.
Persönlich gehe ich stark davon aus, da laut Anhang mit diesem Bericht Anfang 2024 begonnen wurde, dass die immensen Entwicklungen bei Akkuspeichern nicht ausreichend in die Forschungsarbeit aufgenommen wurden.
Nur muss man das bei der Einordnung dringend beachten, denn die Kostenstruktur des gesamten Energiesystems, sowie die Verhältnisse der verschiedenen Stromerzeugungsformen kann drastisch anders ausgelegt werden, sofern Akkuspeicher eine größere Rolle spielen.

Kurz gefasst: Der Versorgungssicherheitsbericht 2025 der Bundesnetzagentur vernachlässigt Akkuspeicher viel zu stark und rechnet mit einer geringeren Leistung an Akkuspeichern im Jahr 2035 als heute bereits installiert ist im Juli 2025. Damit sind die Erkenntnisse aus diesem Bericht eher überschaubar und sollte nicht ernsthaft für politische Entscheidungen verwendet werden.

Quantified Carbons neue Studie über Deutschlands Zukunft

Quantified Carbon kennt man bereits von ihrer Studie für WePlanet vom Januar 2025.
Aus meiner Sicht waren die Annahmen der Studie vom Januar völlig realitätsfern, da die Preisprognosen für Akkuspeicher für das Jahr 2040 bereits vor der Veröffentlichung der Studie unterschritten wurden.
Folglich wurden die Kostenvorteile für ein Kernkraftszenario als deutlich zu groß dargestellt.
Es ist spannend, dass diese “Power System Expansion - Germany” in der Literatur als Referenz für bestimmte Annahmen der Studie aus dem Januar 2025 angeführt wird.

Wer nur das Fazit sehen möchte, kann direkt zum Resultat springen.

Die Resultate der Studie sind aus wissenschaftlicher Perspektive zunächst faszinierend.

Wofür stehen die verschiedenen Kategorien?
All Tech rechnet ohne Verzögerungen durch Bürgerbewegungen und mit Neustart der abgeschalteten Kernkraftanlagen + neue Kernkraftanlagen nach dem Jahr 2040 in Deutschland.
Zusätzlich wird CO2 gespeichert und gelagert + Wasserstoff wird durch ein inländisches Netzwerk und Speicher produziert und gespeichert.
No CCS setzt sehr ähnliche Ansätze zu All Tech, arbeitet allerdings ohne Carbon Capture Storage.
No Nuclear setzt sehr ähnliche Ansätze zu All Tech, nur ohne Kernkraft.
No Nuclear + CCS rechnet ohne Kernkraft und Carbon Capture Storage und soll laut Studie recht nahe an der deutschen Politik liegen.
Diese Aussage war jedoch bereits Mitte 2024 nicht mehr korrekt, da zu diesem Zeitpunkt bereits mit CCS-Eckpunkten gearbeitet wurde.
Genauso rechnet die aktuelle Schwarz-Rote Bundesregierung (Blackrot-Koalition) ebenfalls mit CCS und daher ist das eine etwas ungewöhnliche Aussage auf Seite 7.
Merkt euch diese Resultate.
In diesem Beitrag werden einige dieser Aspekte einer umfassenden Analyse unterzogen, wovon einige schlecht altern werden.

Vorab:
Diese vorliegende Studie wurde möglicherweise etwas voreilig veröffentlicht, da einige ungewöhnliche Formfehler auftraten:

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Seite 56

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Seite 56

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Seite 27

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Seite 18

Selbstverständlich ist das kein großes Problem bezüglich des Studiendesigns, nur wirkt es etwas ungewöhnlich, dass beim Upload keiner nochmal drübergelesen hat.

Beginnen wir mit meinem ersten Problem:

In dieser Visualisierung sehen wir die gebaute Stromerzeugungskapazität nach variablen regenerativen und grundlastfähigen Energien.
Aus wissenschaftlicher Perspektive ist es erstaunlich, dass die Themen Biomasse und Biogas (Bio CHP) im Jahr 2050 überhaupt Erwähnung finden.
In meinem Biomasse Kritik Beitrag von letztem Monat habe ich bereits detailliert ausgeführt, wieso Biomasse ein absurder finanzieller Irrsinn für den Steuerzahler ist und die Verwendung von Biomasse und Biogas vehement und deutlich abzulehnen ist, sofern man ein kostengünstiges Gesamtsystem aufbauen will.

Kurz:
Biomasse/Biogas brauchte bei der letzten Ausschreibung im Juni 2025 im mengengewichteten Durchschnitt 16,53 Cent/kWh Mindestvergütung, während Photovoltaik (+ 2 Stunden Akkuspeicher) bei 6,15 Cent/kWh braucht.

Dazu kann man von einem Hektar landwirtschaftlicher Verlustfläche 720-mal (!) mehr Strom erzeugen im direkten Vergleich zur Biomasse.
Selbst im Jahr 2012 erschien diese Diskussion bereits als völlig absurd.
Dies ist umso mehr der Fall, wenn man sich vor Augen führt, dass im Jahr 2014 in Deutschland eine Fläche von 2.014.000 Hektar allein für Energiepflanzen genutzt wurde
Die Verwendung von Energiepflanzen ausschließlich für die Erzeugung von Biomasse oder Biogas ist eine sinnlose Verschwendung von Ressourcen, die mit einem hohen finanziellen und logistischen Aufwand einhergeht.

Außerdem findet man in dieser Übersicht eine recht kleine Menge an Akkuspeichern.
Der Grund dafür findet man im Netzentwicklungsplan 2023, da dort mit viel zu kleinen Mengen an Speichern gearbeitet wird und das nachvollziehbarerweise als Quelle verwendet wird.

Natürlich werden niemals 500 GW an Großakkuspeichern verbaut werden, da 2025 mit einer Spitzenlast von 75 GW physikalisch überhaupt kein Bedarf für diese Menge an Leistung ist.
Darüber hinaus muss man auch bedenken, dass aufgrund der aktuellen regulatorischen Verfahren viele Anbieter vorab Kapazitäten reservieren wollen, da nach dem First Come First Serve Prinzip gearbeitet wird.
Das soll überarbeitet werden und ist auch notwendig.
Heißt zusammengefasst: Nicht alles davon wird die nächsten Jahre gebaut werden.

Die rapide sinkenden Preise für Akkuspeicher, wie sie beispielsweise im Öl- und Gasbundesstaat Texas zu beobachten sind, haben den Netzbetreiber ERCOT zu Stabilisierungsmaßnahmen in Form von Akkuspeichern und der Nutzung eigener Reserven:

Warum wird wohl ein republikanischer Bundesstaat in den USA, der eine heimische immense Gas- und Ölproduktion hat, auf Batteriespeicher setzen?
Aufgrund der signifikant verbesserten Wirtschaftlichkeit und der Reduzierung des Stromausfallrisikos von 12 % auf unter 1 % durch den Einsatz dieser Akkuspeicher, ist diese Lösung besonders attraktiv.

In der Studie wird prognostiziert, dass der Markt für Akkuspeicher im Jahr 2025 ein Volumen von unter 50 GW erreichen wird.
Weder ergibt das in einer elektrifizierten Welt mit deutlich höheren Strombedarf dank Industrie/Wärme/Verkehrsektor ernsthaft Sinn, da die Spitzenlast deutlich höher sein sollte, noch berücksichtigt es die rapide fallenden Preise für Akkuspeicher, die eine signifikante Kostenreduktion für das gesamte System ermöglichen.

Die Studie macht aus meiner Sicht den Fehler, dass sie die Kostenreduktion und Systemstabilisierung von Akkuspeichern viel zu niedrig berechnen, wodurch regenerative Systeme viel zu teure Systemkosten haben. Der Blick nach Texas zeigt, wieso das bereits im Jahr 2025 ökonomisch irreführend ist.

Keiner erwartet, dass Deutschland eine Dunkelflaute mit Akkuspeicher bedient.
Für den Zeitraum von Frühling bis Herbst ist ein Zeitraum von über 12 Stunden in der Regel nicht sinnvoll, da die Kapazität des Akkuspeichers die Menge an Energie gar nicht mehr ausspeichern kann, bevor die Photovoltaikanlagen die Kapazität am Morgen wieder aufladen können.
In den Wintermonaten, in denen die Tage kürzer sind, wäre die Nutzung dann nur an wenigen Tagen möglich und wirtschaftlich sehr fragwürdig.
Kurzes Beispiel dazu:

Szenario 1 im Winter - Es ist sehr windig:

In Woche 51 2024 könnten die Akkuspeicher durchaus aufgeladen werden, am Dienstag Strom wieder abgeben, um dann ab Mittwoch bis Samstag aufgeladen kaum etwas beitragen zu können.
In so einer Woche im Winter wäre der Akku also selten nutzbar.

Szenario 2 im Winter - Es gibt Wind, allerdings bleibt es auch windstill.

Am Montag kann der Akkuspeicher durch Wind aufgeladen werden, kann ggf. den Dienstag auffangen und wäre dann bis Samstag relativ nutzlos.
Es ist ökonomisch vorteilhaft, wenn an einem Tag kein kostspieliges Erdgas oder Wasserstoff verbrannt werden muss.
Nur das hilft wenig, wenn die Lichter ausgehen.

In einer Dunkelflaute sind Akkuspeicher wie in Szenario 2 ebenso sinnlos, daher sind die da keine nennenswerte Hilfe.
So versteht ihr, warum Akkuspeicher für Dunkelflauten für ganz Deutschland keinen wirtschaftlichen Sinn ergeben.
Als Privatperson könnt ihr bei entsprechend günstigen Akkuspeichern auch für Wochen Akkuspeicher besorgen.
Mir ist keine Studie der letzten fünf bis zehn Jahre bekannt, die einen solchen Vorschlag aufstellt.

Machen wir weiter mit der Studie:

Auf Seite 42 finden wir eine Übersicht der verwendeten Studien.

In zahlreichen Beiträgen dieser Quellenliste wird immer wieder die Verwendung veralteter Studien kritisiert.
Ein Risiko bei mehr als zwei Jahre alten Studien ist das Unterschätzen der fallenden Kosten von Photovoltaik sowie Akkuspeicher und die signifikant erhöhten Kosten für Gas in Europa.
Die massiv steigenden Kosten, die durch den Ukraine-Konflikt verursacht wurden, haben sich selbstredend auch auf die Kostenberechnungen ausgewirkt.
Wenn ich in der Reference unter anderem die Studie von BEIS_2020 oder EU Reference Scenario 2020 sehe, sorgt das automatisch für eine gewisse Skepsis.
Denkt immer daran, dass eine Studie von 2020 häufig auf noch ältere Datensätze zurückgreift für die Analyse und dadurch bestimmte Kostenentwicklungen oder geopolitisch relevante Ereignisse nicht eingepreist sein können.

Wie bereits zuvor ausgeführt, diente das Beispiel von BloombergNEF als anschauliches Beispiel.
Wir reden also mit Preisen von 2019 zu 2024 von einer Preisreduktion von 56%.
Diese Studie soll eine Übersicht über die Gesamtkosten aufstellen und bewirbt zentral einen Kernkraftansatz.
Einer der Begründungen sind die signifikant niedrigeren Systemkosten.

In der Studie findet man einen Vergleich des All Tech (mit Kernkraft) und No Nucl. No CCS (ohne Kernkraft) unter Seite 70:

Wenn man also allein im historischen Kontext einen Preisverfall von 56 % effektiv ignoriert, weil die Daten veraltet sind und die Investitionskosten ab 2035 einen so großen Anteil der gesamten Systemkosten ausmachen, muss man das berücksichtigen.
Wie auf dieser Seite ersichtlich, wurde diese Studie womöglich zu früh publiziert.
Laut Figure-Beschreibung soll die eine Grafik oben und die andere unten sein bei einer Links-Rechts-Ansicht.
Das ist nicht weiter schlimm, jedoch ist es erstaunlich, dass dies vor der Veröffentlichung nicht erneut geprüft wurde.
Diese Studie ist zum Zeitpunkt meines Artikels hier beinahe zwei Monate online und das hat keiner gesehen?

Auch wenn die Investitionskosten in Figure 25 nicht ausschließlich auf Akkuspeicher zurückzuführen sind, sorgen fallende Kosten für Akkuspeicher dafür, dass immer mehr Verwendungszwecke für Akkuspeicher möglich werden.
Nicht nur für Regelenergie oder für Kurzzeitspeicher bis ggf. 12 Stunden, sondern auch für Betriebe und Privatpersonen in einem längeren Zeitraum, da es wirtschaftlich anwendbar ist.

Nur was nimmt die Studie für Preise pro kWh für Akkuspeicher an?

2040 ist das Zieljahr und wir rechnen mit 220 Euro/kW und 160 Euro/kWh.
Theoretisch kann man meine Kritik der Januarstudie wiederholen.
Nur haben wir neue Daten:

Wie schon weiter oben ausgeführt, ist es signifikant entscheidend, wie viele Milliarden Euro wir für eine Gesamtkostenberechnung investieren müssen, falls die realen 2024 (!) Kosten mit 165$/kWh niedriger sind als die Annahme für 2040 mit 160 Euro/kWh.
Wir reden von über 16 Jahren Unterschied.

Es gibt aktuell wenig Annahmen bei den aktuellen Trendentwicklungen, wieso Preise bis 2040 langsamer fallen sollten.
Natrium-Akkus haben aufgrund der 1.000-fach höheren Ressourcen-Verfügbarkeit signifikant niedrigere Kosten und werden in China sowie USA aktiv aufgebaut in der Praxis.

Kurz gefasst: In dieser Studie werden Akkuspeicher absurd teuer berechnet, obwohl bereits 2024 Akkuspeicher günstiger sind als für 2040 pro kWh.

Dazu möchte ich auch die Kernkraftkosten in Kapitel 4.4.5 aufgreifen.

In der Studie findet man einen Mittelwert von 5500 Euro/kW für die Investitionskosten von Kernkraftwerken.
Das ist nicht zu verteidigen für Mitteleuropa geschweige für Deutschland.

Vergleichen wir die Kosten für alle Projekte in Westeuropa mit Baustart seit 2005.

• Hinkley Point C (Baustart 2018) 57.022 Milliarden Euro kosten für 3,2 GW Leistung = 17.819 Euro pro kW.
• Sizewell C (Baustart noch nicht erfolgt) wird wohl bei 47.387 Milliarden Euro mit ebenfalls 3,2 GW Leistung landen mit absurden Kosten von 14.808,63 Euro pro kW.
• Flamanville 3 (Baustart 2007) kostet 19 Milliarden Euro für 1,65 GW Leistung also 11.515 Euro pro kW.
• Olkiluoto 3 (Baustart 2005) liegt bei 6.900 Euro pro kW.

Wie erklärt die Studie ihren Mittelwert?
So:

Mit Blick auf jedes einzelne Projekt in Mitteleuropa mit Baustart seit 2005 klingt das nicht sonderlich plausibel, wie die realistische Erwartung bei 3.300 Euro/kW liegen kann.
Zusätzlich ist die Sizewell-C-Rechnung einfach absurd falsch mit 5.500 Euro pro kW.
Momentane Schätzungen erwarten eher 14.808,63 Euro pro kW.
Das war auch weit vor Veröffentlichung der Studie bekannt.
Kein Wunder, dass die Kosten für die Kernkraftszenarien etwas niedriger zum deutschen Energiewendeszenario liegen, wenn man einfach völlig falsche Kostenannahmen vornimmt.

Dazu kommt noch eine absurde Schätzung:

Ja, die Studie nimmt für das All Tech Szenario an, dass es keinen nennenswerten Widerstand gegen Kernkraft gibt und der Bau schnell durchgeführt wird mit 5,5 Jahren Bauzeit für Kernkraft.

In Deutschland. 5,5 Jahre Bauzeit.

FLAMANVILLE-3 liegt bei 17 Jahren Bauzeit.
OLKILUOTO-3 liegt bei 17-18 Jahren Bauzeit.
Selbst wenn wir von Anlagen sprechen, die nicht einmal offiziell angefangen haben, kann man Paks II mit einer Verzögerung von sieben Jahren vor offiziellen Baustart sprechen.
Bei Paks II sollte es 2018 schon mit dem Bau losgehen idealerweise und 2025 geht es immer noch nicht offiziell los.
Das Projekt wurde 2009 vom Parlament beschlossen.

Kein Wunder, dass Modellierungen mit Kernkraft in der Studie gut davonkommen.
Wenn man einfach einen Großteil der Kosten ignoriert und ausblendet unter realitätsfernen Annahmen, dann sieht es ökonomisch gut aus.

Kurz gefasst: Die Studie nutzt völlig absurde Annahmen (Beispiel: Sizewell-C soll 5.500 Euro/kW, obwohl die Rechnung 14.808,63 Euro/kW beträgt) zu den Kosten und Bauzeit (5,5 Jahre Bauzeit für Kernkraftwerke in Deutschland), um Kernkraft künstlich günstig zu rechnen.

Seite 55 gibt uns ebenfalls einen interessanten Punkt:

Ein sehr beliebtes Argument bezüglich der Kernkraft ist die Reaktivierung der bestehenden Kernkraftwerke.
Die Studie der Radiant Energy Group hatte ich bereits im Dezember 2024 aufgrund der völlig hanebüchenen Annahmen vehement kritisiert.
Mindestens eine der Kernkraftanlagen verliert am 25. Oktober die eigenen Kühltürme.

Bisher wirkt es nicht so, als sei die Schwarz-Rote (Blackrot-Koalition) Bundesregierung wirklich interessiert, die Kernkraftwerke zurückzuholen.
Damit dürften die Kosten eher steigen als sinken, da für eine Laufzeitverlängerung mit niedrigen Kosten ein laufender Übergang notwendig ist.
Faszinierend ist auch Seite 63:

Selbst im Rahmen der Studie wird im All-Tech-Szenario davon ausgegangen, dass frühestens im Jahr 2045 10 GW an neugebauter Kapazität zur Verfügung stehen werden.
Vor dem Hintergrund der 5,5 Jahre andauernden Bauzeit erscheint diese Annahme und Rechnung durchaus faszinierend und deutlich widersprüchlich.
Nur sofern bis 2050 30 GW an Kernkraftkapazität gebaut wurde und diese 8 GW über 15-20 Jahre fehlen, dürfte das ein massiver Kostenanstieg für das All Tech. Szenario sein.
Dieses Szenario ist mit den acht Kernkraftwerken, die aktuell mit einer Gesamtleistung von 8 GW betrieben werden, nicht mehr realisierbar. Die Abschaltung der Anlagen sowie die bevorstehende Sprengung essenzieller Teile machen dies unmöglich.

Kurz gefasst: Die Studie nimmt für 8 GW Kernkraft sehr niedrige Kosten an für die Gesamtkostenrechnung, obwohl mindestens Gundremmingens Kühltürme am 25. Oktober gesprengt werden. Damit steigen die notwendigen Kosten für die Kernkraftszenarien drastisch an.

Danach kommen wir zu einem meiner zentralen Kritikpunkt:

Wir sehen in beiden Grafiken ein Sammelsurium an Szenarien, die unterschiedlichste Kostenberechnungen annehmen.
Mein zentraler Kritikpunkt betrifft den Anteil von Erdgas oder Wasserstoff an den Stromerzeugungskapazitäten.

In effektiv allen Grundszenarien und allen Sensibilitätsrechnungen (also ++ und —) wird mit einem signifikanten Anteil an Erdgas gerechnet.
Warum ist das selbst im Kernkraftszenario rechnerisch eine Annahme?
Weiter oben habe ich bereits ausgeführt, dass aus meiner Sicht Biomasse/Biogas ersatzlos und Erdgas so gut wie möglich durch Akkuspeicher ersetzt gehören, sodass Gas so selten wie möglich genutzt werden sollten.
Basierend an der Merit-Order und den verhältnismäßig günstigen Investitionskosten für Erdgaskraftwerke gegenüber den Betriebsstunden wäre das für eine Gesamtkostenrechnung von signifikantem Vorteil.
Interessanterweise ist im All Tech All ++ Szenario eine signifikante Kostenreduktion für alle Technologien einkalkuliert, sodass sich mir der sehr geringe Anteil an Akkuspeichern nicht erschließt.
Dank CO2-Preisen gibt es keine Rechnung, in dem ein CCS-System signifikant günstiger als das Ein- und Ausspeichern von Strom mit Akkuspeichern sein soll und die Studie probiert nicht einmal ansatzweise diese Frage zu beantworten.

Je nach Szenario rechnet man Erdgaskosten von 500 Milliarden Euro bis knapp 800 Milliarden Euro für den Zeitraum 2030-2050.
Wir sprechen also von einer außerordentlich hohen Summe, die durch die Kostenreduktion der Akkuspeicher immerhin im Frühling bis Herbst signifikant gesenkt werden kann.

Das VRE-Storage ++ Szenario soll laut Seite 21 signifikante Kostenreduktionen für Elektrolyseure und Akkuspeicher bringen.
Bedauerlicherweise wird nicht klargestellt, was dies konkret bedeutet, was die Studie und ihre Ergebnisse erneut unverständlich macht.
Immerhin erkennt man im Bild verhältnismäßig geringen Extrazubau an Akkuspeichern und kaum eine Kostenreduktion an Erdgas, was überhaupt keinen Sinn in einem Energiesystem der Zukunft ergibt.
Nach der Merit-Order wird man im Großteil des Jahres den Bedarf an Erdgas durch Akkuspeicher ersetzen können.
Die Modellierung suggeriert keinen Prozess der Art.
Im VRE-Storage++ Szenario Kernkraftkosten sind die Kosten erhöht, ohne dass die zugrunde liegenden Gründe dafür dargelegt werden.

Wie schon bei der WePlanet-Studie werden erneut signifikant überteuerte Investitionskosten angenommen, ohne dass eine logische Grundlage dafür ersichtlich ist.
Damit werden die Gesamtkosten für die Energiewende künstlich in die Höhe getrieben.

Der praktische Unterschied zwischen all diesen Szenarien ist hoch, die zentral gewählten Szenarien für das Fazit haben effektiv 500 Milliarden Euro Unterschied in der Kostenrechnung:

Wir reden laut Seite 98 von grob 500 Milliarden Euro Unterschied in den Gesamtkosten für die Energiewende.
Da Akkuspeicher erneut viel zu teuer gerechnet werden, Biogas bizarrerweise bis 2050 in allen Szenarien für die Erzeugung weiterverwendet wird (laut Table 14) und Kernkraft mit völlig hanebüchenen Annahmen (sei es die 5,5 Jahre Bauzeit sowie die viel zu niedrigen Euro/kW-Preise) günstig gerechnet wird, ist der reale Kostenunterschied entweder deutlich niedriger oder sogar ironischerweise deutlich günstiger für das regenerative Energiesystem.

Diese Absurdität zeigt sich auch in Figure 34 auf Seite 77:

Vorab: Das Wetterjahr 1991 war kein schlechtes Wetterjahr für regenerative Energien.
In dieser Grafik zeigt sich erneut, dass selbst diese Studie im Fall von aggressiven Kostenreduktionen von günstigeren Preisen für regenerative Energien ausgeht ohne CCS und ohne Kernkraft.

In der Studie wird kommentiert, dass das massive Überbauen der Solarkapazitäten u. a. zu günstigeren Preisen führt, diese Anlagen aber nicht sonderlich profitabel sind.
Warum das konkret nur in diesem Szenario ein Problem ist, obwohl Solar- und Windenergie niedrigere Grenzkosten und Betriebskosten als Kernenergie haben, wird nicht beantwortet und bleibt ein Rätsel.
Das spielt auf das Selbstkannibalisierungsproblem an, welches ich in einem meiner anderen Beiträge detaillierter ausgeführt habe und eins meiner ökonomischen Hauptkritikpunkte an Kernkraft im Energiemix der Zukunft darstellt mit Verweis auf Schwierigkeiten in anderen Ländern wie Finnland oder Frankreich.

Kurz gefasst: Die Gesamtkostenrechnungen der Studie ergeben keinen praktikablen Sinn, da Gaskapazitäten und Wasserstoffkapazitäten völlig überdimensioniert sind, Akkuspeicherkosten selbst im Idealszenario viel zu hoch angesetzt werden und Kernkraft mit absurd realitätsfernen Annahmen günstig gerechnet wird. Manche Annahmen werden gar nicht erst erklärt. Das hält einer ernsten Betrachtung nicht stand.

Jetzt folgt einer der schrägen Aspekte der Studie - Der Netzausbau:

Was ihr hier seht, ist ein Fiebertraum.
Es handelt sich um eine Spanne von 3.952 km bis 39.023 km (!!) an neuen Stromnetzleitungen.
Begründet wird diese massive Spanne durch den großen Bedarf an Leitungen für schwimmende Windkraft-Auf-See.
Konkret rechnet die Studie mit 214,7 km/GW für Offshore-Windkraft, 7,7 km/GW für Onshore-Windkraft und 18,3 km/GW für Photovoltaik und rechnet die Zukunftsszenarien darauf hoch.

Glücklicherweise stellt die Studie klar, dass in entsprechenden Energieparks meistens Stromerzeugungskapazitäten zusammengeführt werden, um den Netzausbau zu minimieren.
Gleichzeitig stellt dies ein weiteres Problem mit den in diesem Beitrag mehrfach kritisierten Szenarien zum Ausbau von Akkuspeichern dar.
Netzbooster sind bereits seit Jahren im Einsatz und können die Netzstabilität signifikant erhöhen und an einzelnen Stellen den konkreten Netzausbaubedarf sogar senken.

Im Systemstabilitätsbericht 2025 haben die Übertragungsnetzbetreiber bereits eine Vielzahl an Handlungsempfehlungen geliefert, um Großbatteriespeicher bzw. Akkuspeicher netzbildend und netzdienlich einzugliedern.

Mit dieser Netzdienlichkeit von Akkuspeichern kann der Netzausbau signifikant reduziert werden und stabilisiert das Stromnetz in einer regenerativen Zukunft.

Zusätzlich hat bereits der europäische Gerichtshof im Januar festgestellt, dass der Netzausbau in Europa immens viel Potential zum Kosteneinsparen für alle Mitgliedsstaaten haben kann.

Natürlich ist es im Kontext der Studie mit deutschem Fokus unmöglich, all diese Faktoren einzukalkulieren.
Nur ist eben Deutschland Teil des europäischen Supernetzes (ENTSO-E) und profitiert selbstredend als zentrales Land in Mitteleuropa von entsprechenden Investitionen.

Außerdem rechnet die Power System Expansion - Germany bei den schlimmsten Szenarien mit schwimmenden Windkraft-Auf-See-Anlagen, welche in der Praxis bisher nahezu nie verbaut werden und daher dieser immense Investitionsbedarf aus meiner Sicht völlig übertrieben ist.

Gleichzeitig ist der Netzausbau für das All++ Szenario mit 3.952 km an neuen Leitungen einfach absurd niedrig.
Das ist weniger als ein Drittel des Netzausbaus, den TenneT als Primärquelle in Fußnote 155 annimmt und zusätzlich mit dem aggressiven Ausbau von Rechenzentren weltweit und auch in Deutschland unplausibel.

Verteilnetze müssten für die Elektrifizierung der Zukunft, sei es in einem Energiesystem mit oder ohne Kernkraft deutlich ausgebaut werden, wenn Wärmepumpen und E-Autos in Massen die Straßen befahren.

Kurz gefasst: Der Netzausbau in dieser Studie ist sehr unterkomplex dargestellt und die Spanne von 3.952 km bis 39.023 km basiert an einem sehr linearen Modell, welches die Netzdienlichkeit von Akkuspeichern, europäischer Netzintegration und grundsätzlich die Realität von Energieparks sowie Verteilnetzen ignoriert.

• Die Studie nutzt unrealistische Annahmen für die Kosten von Kernkraftwerken (Beispiel: Sizewell-C wird mit 5.500 Euro/kW gerechnet, obwohl die Rechnung eher 14.808,63 Euro/kW beträgt) und unrealistisch kurze Bauzeiten (5,5 Jahre Bauzeit), damit Kernkraft günstig wirkt und die 30 GW an Kapazität gebaut werden können.

• Für eine günstigere Kernkraftrechnung wird angenommen, dass 8 GW an bestehenden Kernkraftanlagen wieder in Betrieb genommen werden können, obwohl mindestens Gundremmingens Kühltürme am 25. Oktober gesprengt werden und die anderen Anlagen wohl auch nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden können.

• Gleichzeitig rechnet die Studie Akkuspeicherkosten absurd hoch (160 Euro/kWh im Jahr 2040, obwohl 2024 bereits 165$/kWh realistisch sind) und rechnet den Erdgas- und Wasserstoffbedarf in allen Szenarien viel zu hoch, sodass die Gesamtkosten der Energiewende unrealistisch hoch wirken.

• Biomasse/Biogasanlagen werden in allen Szenarien als Ergänzung angesehen, obgleich die Kosten für diese völlig absurd hoch sind und es weder ökologisch noch ökonomisch eine plausible Alternative für ein 2050 Energiesystem sein kann.

Wie schon bei der WePlanet-Studie bin ich persönlich sehr enttäuscht.
Viele Annahmen halten nicht ansatzweise den Investitionskosten von 2025 stand, obwohl die Annahmen für 2040 präsentiert werden und zusätzlich wirkt es so, dass diese Studie womöglich 6-12 Monate vorher veröffentlicht werden sollte und jetzt mit veralteten Daten präsentiert wird.

Die 500-Milliarden-Euro-Systemkosteneinsparung schmilzt dahin.
Absurderweise präsentiert Abbildung 34 ein Szenario mit aggressiven Kostenreduktionen für regenerative Energien, welches zu günstigeren Preisen führt als das „technologieoffene” Kernkraftszenario.

Ironisch, da diese Studie auf Social Media eher von Kernkraftfans als Konter für regenerative Energien präsentiert wird.

Sollte man die EEG-Subventionen abschaffen?

Dank des Preisverfalls von regenerativen Energien kommt immer häufiger das Thema auf, dass man die EEG-Förderung abschaffen sollte wie z. B. in der Wirtschaftsinitiative der Ampel-Regierung:

Grundsätzlich ist dieser Gedanke nur logisch.
Wenn bestimmte Produkte oder Projekte ohne Förderung konkurrenzfähig sind, kann man darüber nachdenken, die bestehenden Förderungen zu senken oder gar abzuschaffen, um dieses Geld in andere neue potenziell lohnende Branchen zu verlagern.

Kurzfassung zur Erklärung der EEG-Förderung:
Mit der EEG-Förderung garantiert der Staat eine Minimumvergütung von 8,03 Cent pro eingespeiste Kilowattstunde (sofern es nur teilweise eingespeist wird).
Sofern der Marktwert niedriger als diesen Wert ist, würde der Staat einspringen und die Differenz erstatten.
Damit sollte Planungssicherheit geschafft werden, damit keiner in die regenerativen Energien investiert und auf den Kosten sitzen bleibt.
Nun zum Problem:

Je mehr Photovoltaik zugebaut wird und der erzeugte Strom nicht durch Akkuspeicher oder in Wasserstofferzeugung gespeichert werden kann, desto häufiger treten Stunden mit negativen Preisen an der Börse auf, da klassische Dach- oder Freiflächenanlagen so ausgerichtet sind, dass mittags zur Spitzenzeit, der meiste Strom erzeugt wird.
Stromnetze allein können keinen Strom speichern, also ist das Angebot höher als die Nachfrage und es wird Menschen Geld angeboten, dass sie den Strom abnehmen.

Falls euch Leute übrigens erzählen, dass nur Deutschland dieses Problem haben sollte, zeigt ihnen einfach mal die Übersicht vom Spotmarkt oben oder diese folgende Übersicht:

Negative Strompreise sind in der EU recht präsent durch den gewaltigen Zubau von regenerativen Energien.
Deutschland ist nicht einmal in den Top 3 der Stunden mit negativen Strompreisen, ironischerweise ist Finnland mit 44.2% Kernkraft und 19.4% Laufwasser Anteil an der Stromerzeugung ungeschlagene Nummer 1.

Hier könnten die Solarzäune oder auch nach Osten/Westen ausgerichtete Photovoltaikanlagen inklusive flächendeckenden Akkuspeicher durch die gleichmäßigere Erzeugung morgens und abends aushelfen.
Bevor wir zu meinen Lösungsvorschlägen bei diesem Thema kommen, etwas Wissen zur aktuellen Lage bei regenerativen Energien.

Schauen wir uns also zuerst die preislichen Entwicklungen verschiedener regenerative Energien als Grundlage:

Bei Photovoltaik gab es die letzten 20 Jahre einen absurden Preisabsturz, welchen ihr hier seht:

Hinweis: Das erste Beispiel ist eine 5 kWp-Anlage und das sind natürlich Durchschnittswerte, dementsprechend gibt es immer günstigere und teurere Anlagen und das zweite Beispiel sind drei Monatswerte in Dollar pro Wattpeak.
Je größer ihr eure Dachanlagen bzw. Freiflächenanlagen dimensioniert, desto günstiger dank Skaleneffekte sind diese pro kWp.

Ebenso senken sich die Preise für Akkuspeicher, welche netzdienlich integriert werden können:

Konkret zeigt diese Grafik + der Text auf Seite 22, welcher davon spricht, dass in den ersten Monaten 2024 die Preise bereits weit unter 100$/kWh gefallen sind, was insbesondere bei E-Auto-Akkus extrem auffällt.
Dort wird angenommen, dass 2025 die Akkupreise bei 36$/kWh einpendeln.
Somit könnten mit Akkuspeichern der Strom aus Photovoltaikanlagen eingespeichert und abends bzw. nachts verwendet werden, wodurch der Wert der Anlagen weiter steigt und die Erlöse aus Marktpreisen steigen können.

Bestätigt wird das durch BloombergNEFs Berichterstattung, welche im März 2024 die fallenden Fertigungskosten für LFP-Akkus bei 44$/kWh einstufen.

Phänomenaler Trend meiner Meinung nach.
Je günstiger die regenerativen Energien werden, desto mehr Leute können davon durch kreative Anwendungen profitieren, siehe hier:

Im ersten Moment mag das etwas absurd wirken, dass man einen Zaun mit Photovoltaik ausschmücken würde, dennoch ergibt es tatsächlich Sinn.
Heutzutage sind viele Photovoltaikmodule bifazial, was einfach nur zweigesichtig bedeutet und Vorder- wie Hinterseite Strom erzeugen kann.
Durch die Verwendung als Zaun hat man morgens und abends “mehr” Strom und einen gleichmäßigeren Ertrag, dessen Spitze nicht mittags ist.
Vom Gesamtertrag her sind solche Installationen etwas im Nachteil, wir reden da aber von ggf. 10% Unterschied und eine bessere Verteilung über den Tag, rechnet sich daher trotzdem.
Falls durch den Preisverfall Photovoltaikmodule günstiger ist als anderes Zaunmaterial, wieso nicht gleich verwenden?

Zurück zum eigentlichen Thema der EEG-Förderung.

Dieser ganze Exkurs der Preisentwicklung soll diesen Punkt bestätigen:

Immer mehr regenerative Anlagen werden förderfrei, also ohne direkte staatliche Subventionen, gebaut.

Ja, knapp 2 GWp ohne staatliche Förderung.
Geht aus meiner Sicht in die richtige Richtung.
Selbstverständlich würde ich mir wünschen, dass im besten Fall über 75% des Zubaus förderfrei ist.
Das dürfte noch einige Jahre dauern.

Dennoch gibt es eben große bekannte Beispiele:

Aus meiner Sicht zeigen all diese Entwicklungen für Photovoltaik, dass man definitiv über eine Absenkung der Förderung sprechen muss.

Dank der fallenden Preise sollte es immer häufiger umsetzbar sein, mit geringerer Förderung dennoch Photovoltaik aufs Dach oder in den Garten zu platzieren.
Wirtschaftlich bleiben diese Konfigurationen weiterhin insbesondere mit Blick auf Großverbraucher wie E-Autos oder Wärmepumpen, welche auch teilweise (im Herbst oder Frühling) durch die Photovoltaikanlage unschlagbar günstig betrieben können werden.

Zur Erinnerung, warum Deutschland immer noch diese Menge an Geld für EEG-Förderung bei Photovoltaik ausgibt:
EEG-Förderung gibt es immer für 20 Jahre und um das Problem zu zeigen, eine Übersicht der durchschnittlichen EEG-Vergütung in Euro-Cent pro Kilowattstunde:

Ja, tatsächlich lag die EEG-Vergütung 2022 durchschnittlich bei 21,3 Cent/kWh.
Das hängt damit zusammen, dass Altanlagen wie z. B. Anlagen 2004 bis 30 kWp mit 57,40 (!) Cent/kWh vergütet wurden.
Daran bemerkt ihr, wie weit sich Photovotoltaik entwickelt hat.
Ende 2024 fallen die teuersten Anlagen aus der Förderung raus und diese Durchschnittspreise gleichen sich jedes Jahr mehr der Neuförderung an.

Damit die Belastung für den Staat geringer wird und wir als Bevölkerung immer deutlicher sehen, wie sinnvoll die frühere Förderung war, brauchen wir Veränderung.

Mein Vorschlag:
Sofern man nicht einfach die Marktwerte als Vergütung anbieten will, was heutzutage auch durchaus ausreichen sollte, wäre 3-4 Cent/kWh ein besserer Wert.
Damit kann man Planungssicherheit erzeugen und statt Paragraf 49 EEG 2023, welches mit 1% geringerer Vergütung alle sechs Monate arbeitet, schlage ich 5% alle sechs Monate vor.

Mit der kommenden Überproduktionskrise im Akkuspeicherbereich rechne ich damit, dass man eine hohe Prozentzahl rechtfertigen kann, da Eigenverbrauch in Kombination mit größeren Akkuspeicher dominieren sollte im privaten Haushalt.
Trotz dieser Verringerung würde dennoch der Ausbau eine kleinere Delle erhalten, nur auf hohes Niveau verbleiben.

Denn Photovoltaik rechnet sich immer mehr, selbst für Industrie oder Gewerbekunden ohne großartige Förderung.

Politisch kann man genug weitere Anreize setzen, dass sich Städte/Dörfer oder gar ganze Landkreise besser versorgen können. Mehr dazu später.

Nächster Schritt - Windkraft

Gute Nachrichten gibt es beim Thema EEG-Förderung und Windkraft-Auf-See (/ Offshore Windkraft):

Seit 2023 werden Flächen für neue Offshore-Windparks für null Cent/kWh Mindestvergütung ausgegeben.

2023 gab es für die Nordsee-Flächen acht und für die Ostseefläche neun Gebote zu 0 Cent/kWh, sogenannte Null-Cent-Gebote, ab jetzt förderfrei.

Zusätzlich musste ein dynamisches Gebotsverfahren durchgeführt werden, wodurch der Staat 12,6 Milliarden 2023 einnehmen konnte, welche zu 90% in die Stromkostensenkung und zu jeweils fünf Prozent in Meeresnaturschutz und Förderung der umweltschonenden Fischerei.

Windkraft-Auf-See ist also schon im Idealzustand, dennoch ist vielen Bürgern in Deutschland gar nicht bekannt, dass Offshore-Anlagen gar keine Förderung mehr brauchen.

Auch 2024 sieht es sehr ähnlich aus:

Ebenfalls förderfreie Anlagen. Erneut einige Milliarden, die die Kosten für die Anbindung der Offshore Anlagen verringern.

Für Windkraft-Auf-See Anlagen ergibt die Diskussion also wenig Sinn, da es ohnehin 100% unerheblich ist, ob es die Förderung gibt oder nicht, die rechnen sich auf jeden Fall.

So klar sieht das bei Windkraft auf Land nicht aus:

Bei Windkraft-Auf-Land-Anlagen sieht man aktuell keine nennenswerte Senkung der Förderung.
Schauen wir uns neben der Übersicht von Windguard auch die aktuelle Ausschreibung der Bundesnetzagentur an:

Spezifisch in dieser Ausschreibung wurden die meisten Gebote für Anlagen in Bayern ausgegeben, da kann man argumentieren, dass Windkraft mit ihren geringeren Volllaststunden eine höhere Förderung braucht, um Planungssicherheit zu bieten.

Bei Windkraft-Auf-Land habe ich ehrlich gesagt keinen guten Vorschlag, wie man die Kosten signifikant senkt, außer eine Pflicht für Akkuspeicher zu inkludieren.
Investitionskosten werden dadurch selbstverständlich gesteigert, gleichzeitig der Wert des Stroms erhöht, sodass in windstilleren Zeiten durch die Akkuspeicher netzdienlicher eingespeist werden kann.

Früher wurde ein großer Teil, der EEG-Finanzierung durch die EEG-Umlage des Strompreises bezahlt, welche seit 1. Juli 2022 abgeschafft wurde.
Heutzutage wird es ausschließlich durch den Steuerzahler und den Haushalt des Bundes bezahlt.

Netzbetreiber müssen in Deutschland eine Prognose abgeben, welchen EEG-Finanzierungsbedarf sie sehen.
Oktober 2023 sollte dieser Wert für 2024 bei 10,6 Milliarden Euro liegen, dennoch ist schon Anfang 2024 klar gewesen, dass der deutsche Staat 7,8 Milliarden Euro mehr benötigen werde.

Kurze Erinnerung: EEG-Finanzierung bedeutet, dass den Betreibern pro kWh eine Mindestvergütung garantiert wird.
Als Beispiel die Ergebnisse vom 23.07.2024 der Bundesnetzagentur für Solaranlagen auf Gebäuden und Lärmschutzwänden gibt es einen mengengewichteten durchschnittlichen Zuschlagswert von 8,94 ct/kWh.
Wenn der Marktwert Solar im Juli bei 3,55 Cent/kWh liegt, muss diese Differenz von 5,39 Cent/kWh vom Steuerzahler bezahlt werden.

Der Grund für die 7,8 Milliarden mehr lag ganz einfach daran, dass die Börsenstrompreise schneller gefallen sind, als bei der Energiekrise von 2022 befürchtet wurde.
Eine gleichzeitig gute wie ungünstige Nachricht, da selbstredend der Steuerzahler mehr aus dem Bundeshaushalt für die Stromerzeugung bezahlen muss als durch den Preisverfall notwendig sein sollte.

Was wären meine Lösungsvorschläge?

• EEG-Förderung für Solar an Marktwerte koppeln oder eine deutlich niedrigere Mindestvergütung ansetzen (3-4 Cent/kWh)

• EEG-Förderung grundsätzlich mit Akkuspeichern verknüpfen. Verringert signifikant die Systemkosten, wenn Anlagen auch abends Strom ins Netz abgeben.

• Dynamische Stromtarife flächendeckend bewerben und Reize für Haushalte und Industrie schaffen. Habeck hat bereits mit dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende die Option geschaffen, dass alle Stromanbieter ab 2025 dynamische Stromtarife anbieten müssen.

• Dynamische Netzentgelte flächendeckend einführen. Meines Wissens geht die Bundesnetzagentur bereits mit der Integration von steuerbaren Ver­brauch­sein­rich­tun­gen in diese Richtung, allerdings geht es bei diesem Thema um eine lokale Überlastung des Netzes und Rabatte, falls deine Großverbraucher sich dimmen lassen. Daher variable Netzentgelte, um Anreize für netzdienlichere Verbrauche zu schaffen. Spart wieder Systemkosten.

• Grundlagen schaffen, dass auch Privathaushalte komfortabel und leichter erst mittags anfangen ihren Heimspeicher aufzuladen (falls man direkt morgens anfängt, kann er mittags bereits voll sein) und dann abends ins Netz wieder einzuspeisen. Damit könnte man den Marktwert von Solar immens steigern, wenn man die Bürger mitnimmt.

• Vehicle to Home / Vehicle To Grid / Vehicle To Business aggressiver vorantreiben. Die kommenden Jahre werden deutlich mehr Millionen E-Autos durch die Straßen rollen und mit entsprechend weitsichtiger Planung könnte man einen nicht kleinen Teil der Speicherleistung auch damit verbinden. Es gibt zwar bereits einen Entwurf zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht, nur dieser allein wird die meisten Hürden nicht abbauen. Mehr Anreize werden eine gute Idee.

• Energy Sharing endlich umsetzen. Energy Sharing bedeutet, dass z. B. eine Windenergieanlage in 5-10 KM-Entfernung so zu begünstigen, dass Bürger in direkter Umgebung teilweise durch diese versorgt werden und durch die Nichtverwendung von bestimmten Netzebenen Netzentgelte sparen können. Netzentgelte machen 11,53 Cent/kWh aus und wenn man da 25%-50% sparen könnte, wäre das ein gewaltiger Anreiz, lokal vor Ort mehr regenerative Energien auszubauen und diese netzdienlich zu verwenden.

Zusammengefasst:
Ja, mindestens für Photovoltaik sollte die EEG-Förderung massiv gesenkt werden. Für die erzeugte Menge an Strom und den gefallenen Investitionenskosten sind die absoluten Summen verglichen mit Windkraft einfach nicht mehr zu rechtfertigen.
Nein, für Windkraft-Auf-Land wäre das Abschaffen aktuell nicht gut, eher eine Anforderung von Akkuspeicher inkludieren.
Ja, bei Windkraft-Auf-See spielt das legitim keine Rolle, ob die Förderung besteht, diese kann dafür abgeschafft werden.
Nein, wenn wir über Biomasse reden ist das etwas kompliziert und aktuell nicht realistisch ohne Förderung. Entweder wollen wir Stromerzeugung aus Biomasse oder nicht, das muss ein Land entscheiden.

Eine weitsichtige Regierung hat genug Probleme abseits der Förderung anzugehen und auch wenn diese Ampelregierung aus meiner Sicht im Energiebereich die beste Arbeit in 30 Jahren erledigt, wenn man diese mit Vorgängerregierungen vergleicht, gibt es noch immens viel zu erledigen.
Man würde sich wünschen, die Ampelregierung würde diesen öffentlichen unsinnigen Kindergarten alle zwei Wochen beenden und aktiver an den Problemen arbeiten.
Sei es Entbürokratisierung durch Praxis Checks oder eben Implementierung neuer politischer Werkzeuge.

Es gibt genug zu tun.
Ein Land der Tüftler und Erfinder sollte sich um diese Herausforderungen kümmern, um weltweit nicht zurückzufallen.

Wie teuer ist es Mitte 2024, eine kWh Strom zu produzieren?

Die Gestehungskosten (Stromproduktionskosten) für verschiedene Energiequellen von Juli 2024.

Selbst in Deutschland wird festgestellt, dass PV-Freiflächenanlagen mit Akkuspeicher günstiger sind als Braun- und Steinkohle oder Erdgas, was sich mit den Erkenntnissen der internationalen Energieagentur für nahezu jede Region des Planetens deckt.
Dank der niedrigeren Systemkosten bzw. Vollkosten durch Akkuspeicher, welche teures Einspeisemangement und Redispatchmaßnahmen verringert ist das auch logisch zu erklären.
Sofern Akkuspeicher es ermöglichen, dass PV-Strom über den Tag eingespeichert und über die Nacht ausgespeichert wird, spart das signifikante Kosten für Backupkraftwerke.

Zum ersten Mal sehen wir vom Fraunhofer Institut ISE Berechnungen für Agri-PV, Wasserstoffkraftwerke und neue Kernkraftanlagen.

Grundsätzlich wären nach der Studie PV-Freiflächenanlagen und Onshore-Windenergieanlage mit Kosten von 4,1 Cent/KWh bis 9,2 Cent/KWh am günstigsten.
Detailliert werden die Kosten so aufgelistet:

• Stromgestehungskosten von PV-Anlagen zwischen 4,1 und 14,4 €Cent/kWh variieren.
• PV-Batteriesysteme variieren zwischen 6,0 und 22,5 €Cent/kWh.
• Onshore-Windenergieanlagen (WEA) liegen im Jahr 2024 zwischen 4,3 und 9,2 €Cent/kWh.
• Offshore-Windanlagen kosten zwischen 5,5 und 10,3 €Cent/kWh.
• Biogas liegen bei Substratkosten von 8,8 €Cent/kWh zwischen 20,2 und 32,5 €Cent/kWh.
• Mit fester Biomasse sind die Stromgestehungskosten mit Werten zwischen 11,5 und 23,5 €Cent/kWh geringer.
• Neue Braunkohlekraftwerke würden die Stromgestehungskosten heute zwischen 15,1 und 25,7 €Cent/kWh liegen.
• Große Steinkohlekraftwerke liegen etwas höher, zwischen 17,3 und 29,3 €Cent/kWh.
• GuD-Kraftwerke weisen günstigere Stromgestehungskosten auf, zwischen 10,9 und 18,1 €Cent/kWh.
• Gasturbinenkraftwerke für den kurzfristigen flexiblen Einsatz haben Stromgestehungskosten zwischen 15,4 und 32,6 €Cent/kWh.
• Gas- zu Wasserstoffkraftwerken/Turbinen liegen zwischen 20,4 und 35,6 €Cent/kWh.
• Neu zu bauende Kernkraftwerken befinden sich zu 13,6 bis 49,0 €Cent/kWh (zur Erinnerung, die Zahlen sind nicht plausibel und führe ich weiter unten aus.)

Wie setzen sich diese Zahlen zusammen?
Wird ebenfalls in der Studie so erklärt:

Paar Gedanken dazu:

• Zu Beginn Akkuspeicherpreise rechnen mit 500 Euro Investitionskosten pro kWh für kleine Anlagen unter 30 kWp 1:1 (*das bedeutet z. B. 20 kWp Anlage mit 20 kWh Speicher),
  450 Euro pro kWh für 2:1 (das bedeutet z. B. 100 kWp Anlage mit 50 kWp) Anlagen zwischen 30 kWp bis 1 MWp und 400 Euro pro kWh für 3:2 Anlagen über 1 MWp.

Zusätzlich wie schon im Kapitel über die Studie der Wirtschaftsweisen Grimm erklärt, sind diese Annahmen für Akkuspeicher bereits im Jahr 2024 massiv überbewertet und sorgen für ein zu pessimistisches Bild der Kosten.

Selbst in den USA findet man Preise von 139$/kWh 2023 und in China sind die Preise sogar noch deutlich niedriger:

Versteht mich nicht falsch, natürlich sind das eben nicht die aktuellen Preise für Deutschland.
Bis 2026 erwarte ich persönlich, dass auch die Preise in Deutschland so drastisch abstürzen werden.
Nur gibt es einen Ausblick wie schnell und drastisch die Kosten fallen werden.

Denn wenn die Investitionskosten für Akkuspeicher von 500 Euro die kWh auf unter 100 Euro fallen, lösen sich die Energiespeicherprobleme von selbst, denn schon jetzt findet man energieintensive Unternehmen, welche zusätzlich zu gigantischen PV-Anlagen einen großen Akkuspeicher zusätzlich bauen.

Jetzt noch ein paar Worte zu den Kernkraftanlagen:
Einigen Leuten wird die absurd breite Spanne an Stromgestehungskosten für neue Kernkraftanlagen ins Auge gesprungen sein.

Eine Beschwerde meinerseits: 45 Jahren an Lebensdauer für ein Kernkraftwerk ist heutzutage etwas gering eingeschätzt und sollte höher sein bei 60 Jahren.
Wenn die Lebensdauer höher ist, kann mehr Strom erzeugt werden und die höheren Investitionssummen können durch niedrigere Strompreise pro kWh über die längere Lebenszeit verteilt werden.

In dieser Studie wird mit den Variationen der Volllaststunden argumentiert:

“Volllast” als Wert ist recht einfach zu verstehen, denn damit spricht man von der Zeit, die eine Anlage in Stunden im Jahr mit der Solleistung, also Volllast, laufen würde.

Fraunhofer spricht da auf einen Trend an, den man insbesondere in Frankreich häufiger sieht:

Bereits im Jahr 2024 müssen Kernkraftanlagen in Frankreich häufiger runtergefahren werden oder gar abgeschaltet werden, da die Preise zu niedrig abstürzen durch die regenerativen Energien.
Diese Entwicklung ist ein Wirtschaftlichkeitsproblem für bestehende und neue Kernkraftanlagen.

Neue Kernkraftanlagen haben immens hohe Investitionskosten, welche normalerweise über die lange Lebenszeit der Anlagen wieder eingespielt werden.
Falls allerdings immer mehr Kernkraftanlagen runtergedrosselt oder gar abgeschaltet werden müssen, da die geringeren OPEX (Betriebskosten) und Investitionskosten von Wind- und Solarenergie die Strompreise zu stark senken, reden wir von richtigen Kostengräben.

Daher nimmt das Fraunhofer Institut solche immensen Spannen an, da selbstverständlich je nach Hoch/Niedrig Szenario über die Jahre 2024, 2035 und 2045 über die ganzen Jahre absurd unterschiedliche Mengen an erzeugten Strom entstehen, welche dann die Investitionskosten kompensieren müssten.

Genau dieses Problem ist der Grund, warum ich schon vor einigen Jahren von einer Pro-Kernkraft-Position zu einer Anti-Kernkraft-Position gewechselt habe.
Photovoltaik und Windenergieanlagen mitsamt Akkuspeicher werden deutlich günstiger, bringen technische Weiterentwicklungen in kürzester Zeit in die Produktion und sind leichter in eine Kreislaufwirtschaft zu überführen.
Kernkraft kann das systemisch und zeitlich einfach nicht.

Bauzeiten sind immens lang, brauchen gerne mal über 10 Jahren zur Fertigstellung, neue Generationen benötigen gerne mal ein Demonstrationskraftwerk, ein Testkraftwerk (mit geringerer Leistung) und dann eine kommerzielle Version, welche alle erst einmal gebaut werden müssen und eine ernstzunehmende Recyclingmethode für den Großteil des Mülls ist bisher nicht gefunden. (Nein, Dual Fluid ist nicht einmal der Demonstrationsreaktor fertig, der muss erstmal gebaut werden.)
Quasi 20 Jahre Entwicklungszeit für Kernkraftgenerationen vs. 1,5 Jahre bei PV und 3 Jahren bei Windkraftweiterentwicklungen.
Was wirkt wohl zuverlässiger und besser?

Hat einen Grund, warum selbst die USA mittlerweile von April 24 bis April 25 über 99% (!) Zubau von PV/Windkraft und Akkuspeichern erreicht haben.

Ja. Über 99%. Ernsthaft. USA verfügt über keine CO2-Abgabe flächendeckend und selbst über Kohlereserven, die sie abbauen könnten.
Dennoch schlägt der Zubau in diese Richtung.
So sehr diese Tatsachen manche Pro-Kernkraft-Vertreter nicht hören wollen.

Damit man allerdings nicht nur eine Quelle für diese Kostenfrage hat, greifen wir noch einen der bekanntesten Reports zu Energiefragen weltweit auf.

Den World Energy Outlook 2024 der internationalen Energieagentur (Oktober 2025 gibt es die 2025 Version, Update kommt dann:)

Der Bericht der IEA ist von Oktober 2024.

Zum Verständnis der Angaben der internationalen Energieagentur hier:

• Capacity factor – Kapazitätsfaktor bedeutet sehr vereinfacht, wie viele Vollaststunden eine Energiequelle im Schnitt hat. Wie man am Bild erkennt, ist das grade bei Wind und Solar sehr regional abhängig.
  Ein Jahr hat 8760 Stunden, also bedeuten 90% Kapazitätsfaktor, dass die Energiequelle im Durchschnitt in ca. 7884 Stunden die Nennleistung erbringen kann (unter Normalbedingungen).
• LCOE – Levelized Cost of Electricity oder Energy –> Stromgestehungskosten bedeutet recht simpel die Rechnung aus Kapitalkosten (Investitionen durch Fremdkapital und Finanzierungskosten), den Betriebskosten und den Brennstoffkosten über den geplanten Betriebszeitraum.
• VALCOE – Value-adjusted levelised cost of electricity –> Stromgestehungskosten (mit Systemkosten inkludiert sinngemäß) – Sehr ähnlich zu LCOE, nur soll der VALCOE auch den Kapazitätsfaktor berücksichtigen und die Kosten, die mit regenerativen Energien (z. B.) für Backup und co notwendig sind.
  Der Gedanke der internationalen Energieagentur ist, dass man mit dem Wert besser die verschiedenen Arten an Stromquellen vergleichen kann.

Wie man sieht, egal, ob nach LCOE/VALCOE, regenerative Energien sind jetzt, wie auch in ca. 30 Jahren die deutlich günstigere Alternativen zu z. B. Kernkraft. MWh in KWh umzurechnen ist recht simpel.
Einfach den Wert USD/MWh durch 10 teilen, dann habt ihr den Dollarcent Kosten pro KWh Wert.

Hat Deutschland die teuersten Strompreise?

“Deutschland hat die teuersten Strompreise weltweit!” ist eine Aussage, die man sehr häufig hört.
Praktischerweise hat die EU eine regelmäßig aktualisierte Ansicht über die Strompreise der EU-27 Mitgliedsstaaten.

Es gibt einmal die Übersicht für Privathaushalte und einmal für Industrie.

Zuerst die Privathaushalte:

Hier sieht man den Preisvergleich für Kunden mit einem Verbrauch zwischen 2500 KWh bis 5000 KWh.
Da spielen die unglaublich teuren Stromtarife im Bestand eine Rolle, denn über 20 Millionen Haushalte in Deutschland haben in 19 Jahren noch nie ihren Stromanbieter gewechselt.

Macht das. Für die Anleitung einfach diesem Link folgen.

Ja, Strom ist in Deutschland aktuell noch teuer. Das wird keiner anzweifeln. Dennoch sollte man Abstand davon halten, dass Deutschland die weltweit teuersten Strompreise hat.
Denn wenn der Strom in Deutschland grundsätzlich so teuer ist, dann müsste man das an den Großhandelspreisen sehen:

Wie man bei ACER sehen kann, passt diese Aussage nicht.
Denn viele Länder bezahlen bestimmte Abgaben, die z. B. in Deutschland direkt über den Strompreis abgerechnet werden, aus dem eigenen Haushalt und verzerren das Bild.

Oder als ein Beispiel Frankreich.
Das Land wird oft genannt, dass es signifikant günstigeren Strom hat, auch für Privathaushalte.

Puissance steht für Anschlussleistung, da man in Frankreich je nach Wohnfläche deutlich teurere Grundpreise hat.
Deutschland hat normalerweise keine Variation für private Haushalte im Grundpreis.
9 kVA mit 15,79 Euro Grundpreis findet man häufig bei einer Wohnfläche von 80-100 qm².
12 kVA mit 19,04 Euro für die mit mehr als 100 qm².
Ab 15 kVA mit 22,07 Euro Grundpreis über 160 qm².
Da bringt es, je nach Verbrauch, nicht sonderlich viel, dass der Arbeitspreis minimal günstiger (im direkten Vergleich zu Neukundenpreisen) ist, sofern dann der höhere Grundpreis die Ersparnis auffrisst.

Deshalb sind solche Aussagen des weltweit teuersten Strompreise unseriös und einfach falsch.

Seit 2023 beträgt die EEG-Umlage 0 Cent.
Sobald sich die Beschaffungskosten für Strom wieder normalisiert haben über die kommenden 12-18 Monate bei den Langzeitverträgen der Stromanbieter, ist es realistisch, dass der Strom 2024-2025 ein gutes Stück günstiger sein wird als ihr das zu den Zeiten von 2019 gesehen habt.

Anschließend die Industriepreise:

Im Falle der Industriepreise, mit Referenzverbrauch von 500 MWh bis 2000 MWh, befindet sich Deutschland auf Platz 3.
Ja, dennoch sind die Kosten in dieser Zeiteinheit beim besten Willen nicht ideal, daher gibt es für die Ampel weiterhin viel zu tun.
Aus meiner Sicht muss es so einfach wie möglich sein, solche Konzepte wie dieses zu kopieren und für so viele Industriezweige wie möglich umzusetzen.
Da gibt es allein aus bürokratischer Sicht noch genug zu tun, auch wenn die Ampel für die Energiewende bereits einiges umgesetzt hat, wie in diesem Kapitel weiter unten gezeigt wird.

Zusammengefasst: Nein, Deutschland hat nicht die weltweit teuersten Strompreise.
Vor allem, wenn man dazu noch beachtet, wie unterschiedlich das Medianeinkommen in der EU27 ist, sollte klar sein, dass DE unmöglich die teuersten Strompreise haben kann.

Wie wechsele ich meinen Stromanbieter?

Tatsächlich gibt es wenig in Deutschland, das einfacher ist als ein Strom- oder Gaswechsel.

Vorab der wichtigste Hinweis:
Nein, es gibt kein Risiko, dass man am Ende ohne Gas oder Strom dasteht.

In Deutschland gibt es eine Grundversorgungspflicht.

Selbst im chaotischsten Zwischenfall ist man immer versorgt, sofern nicht Bob der Baumeister das nahegelegende Umspannwerk umbaggert.
Deutlich vereinfacht gesagt ändert sich beim Stromanbieterwechsel allein nichts, da der Strom eben weiter durch dieselben Leitungen fließt.
Eine sichere und zuverlässige Stromversorgung ist gesetzlich gegeben und Deutschland hat das zweitstabilste Stromnetz der Welt.
Keine Sorge.

Also keine Sorge, wenn das die Angst ist, die vom Wechsel abhält, die ist völlig unberechtigt.

Wieso mache ich diese Anleitung?

Simpler Grund: Über 20 Millionen Haushalte (~50%) in Deutschland haben in den letzten 20 Jahren nie ihren Stromanbieter gewechselt.

Wahrlich frustrierend, diese Verschwendung an Geld zu sehen.
Leider lieben Stromanbieter es, ihre Bestandskunden mit überteuerten Tarifen abzuzocken und auch bei den aktuell stark fallenden Strompreisen diese Rabatte erst mit sehr langer Verzögerung weiterzugeben.

Dadurch entstehen solche Differenzen der Strompreise:

42,22 ct/kWh.
Das ist der durchschnittliche Strompreis für einen Haushalt in ct/kWh, Jahresverbrauch 3.500 kWh.

Während auf der anderen Seite Deutschland diese Neukundenpreise hat:

26,6 ct/kWh.

Wir reden hier von signifikanten Unterschieden und reden noch nicht von zusätzlichen Themen wie dynamischen Stromtarifen, die ebenfalls zu guten Einsparungen führen.

Deshalb hier ein paar Tipps zum Thema, worauf man achten sollte.

Grundsätzlich:

• Vertragslaufzeit: maximal 12 Monate.

Preise dürften über die Jahre weiter sinken, daher ergeben Verträge über 12 Monate wenig Sinn.

• Preisgarantie: maximal 12 Monate.
• Kündigungsfrist: maximal 6 Wochen.
• Falls euer (privater) Stromvertrag vor dem 1. März 2022 geschlossen wurde, wechselt dringend.

Seit März 2022 gibt es das Gesetz für fairere Verträge.

Wichtiger Bestandteil dieses Gesetzes ist, dass ab dem 1. März 2022 alle Gesetze zu regelmäßigen Dienstleistungen und Warenlieferungen mit automatischen Vertragsverlängerungen nach der ersten Vertragsverlängerung automatisch eine Kündigungsfrist von höchstens einem Monat enthalten und sich eben nicht automatisch 1 oder 2 Jahre verlängern.
Hinweis: Das gilt auch, wenn ihr z. B. beim aktuell vorhandenen Anbieter einen günstigeren Tarif wählen wollt.
Selbst wenn das aus meiner Sicht nicht die idealste Situation ist, sofern ihr Geld spart, kann es trotzdem eine gute Idee sein.
Ja, das gilt für Fitnessstudio-Mitgliedschaften, für Internet/Handyverträge und auch für Strom- und Gasverträge.
Denkt dran, bei alten Verträgen vor März 2022 gilt das nicht, es lohnt sich allein dafür bei langjährigen Verträgen zu wechseln.

• Bitte achtet bei Tarifen mit Bonus darauf, dass ihr diese nur wählt, sofern ihr jährlich wechselt. Diese Tarife können nach dem ersten Jahr schnell teurer sein als Alternativen.
  Dank des Gesetzes für faire Verträge ist das Risiko deutlich entschärfter, dennoch relevant.
  Außerdem achtet darauf, ob der Bonus überhaupt ausgezahlt wurde. Leider gibt es einige Anbieter, die erst fröhlich mit rechtlichen Mitteln erinnert werden müssen, was sie euch versprochen haben.

• Sofern ihr eine Preisanpassung nach oben ODER unten erhalten habt, könnt ihr auf ein Sonderkündigungsrecht zurückgreifen. Das müsst ihr allerdings manuell machen!
  Achtung: Das bezieht sich auch bei angepassten Steuern, Umlagen oder Entgelten, natürlich aber nicht bei einer Umsatzsteuer/Mehrwertsteueranpassung.

Immer daran denken, selbst wenn dein Anbieter den Preis um fünf Cent/kWh senkt, kann es dennoch der Fall sein, dass dein bestehender Tarif viel zu teuer ist.
Kurz die Suchmaschine deiner Wahl starten und überprüfen, ob es sich lohnt.

Wie so häufig hat die Verbraucherzentrale auch für diese Frage der Sonderkündigung einen Musterbrief, welchen ihr verwenden könnt.

Zusätzlich ist es in Deutschland so geregelt, dass man abseits des Falls der Sonderkündigung für den regulären Wechsel kaum etwas machen muss.
Als Stromkunde erteilst du deinem neuen Anbieter den Auftrag, in deinem Namen zu kündigen.

Grundsätzlich hängen Grundpreis stark davon ab, in welcher Region und in welcher Postleitzahl ihr lebt.
Das kann ich euch pauschal nicht beantworten, was da normal ist.

Dennoch sollte euer Grundpreis nicht über 13~15 Euro im Monat sein.
Beim Arbeitspreis sollte es idealerweise nicht mehr als 32 ct/kWh sein.

Darüber hinaus kann es Situationen geben, in der mehr als 15 Euro im Monat Sinn ergeben.
Beispielsweise wenn ihr einen Jahresverbrauch von 3.000 kWh zum Arbeitspreis von 18 Ct/kWh erhaltet, der Grundpreis aber bei 18,90 Euro liegt.

Überprüft bei Vergleichsportalen wie Check24 und Verivox, dass ihr den günstigsten Preis ausgewählt habt und nicht einen Unsinn mit Empfehlungen auswählt.
Dadurch fallen die guten Deals manchmal raus.
Zusätzlich solltet ihr beide Plattformen verwenden, da verschiedene Anbieter verschiedene Plattformen bevorzugen.

Was sind dynamische Stromtarife?

Ihr werdet bei der Suche über dynamische Stromtarife stolpern.
Bei diesen Stromtarifen seid ihr von den Börsenstrompreisen abhängig.
Sind die Preise wegen viel Wind- oder PV-Strom sehr niedrig, erhaltet ihr günstige Preise.
Gilt ebenso für Zeiten mit hohen Strompreisen.

Dank des Zubaus von regenerativen Energien dürfte die Variation des Preises ansteigen und daher ordentlich Geld gespart werden.
Mit einem Smartmeter profitiert ihr am meisten davon. Ohne diese wird es mit den monatlichen Durchschnittswerten berechnet.
Anekdotisch gibt es in meinem Umfeld einige Leute, die von dynamischen Tarifen schwärmen.
Persönlich fahre ich mit diesen auch gut, nur das müsst ihr selbst entscheiden.

Vorteil der meisten dynamischen Anbieter: Ihr seid meist ohnehin nur einen Monat Vertragslaufzeit gebunden und daher könnt ihr recht schnell wieder wechseln, sofern eure Erfahrung negativ ist.

2025 sind alle Anbieter gezwungen, dynamische Stromtarife anzubieten.
Nein, ihr müsst die nicht auswählen, hier geht es um die Option.

Auch diese Regeln wurden durch Habecks Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende eingeführt. Da ich ein großer Freund von Optionen bin, begrüße ich diese Entwicklung sehr.

Kann mich der Stromanbieter nicht ablehnen, wenn ich zu oft wechsele?

Problematisch kann es sein, wenn man zu oft den Stromanbieter wechselt.
Potenziell kann ein Stromanbieter dann den Wechsel ablehnen.
Kontraktionszwang/Vertragszwang gibt es ausschließlich für die Grundversorgung.

Ablehnungsmotivation ist leicht zu erklären. Falls man jährlich die Boni mitnehmen möchte, kann man als Kunde für Anbieter, welche sehr knapp die Preise kalkulieren, ein Verlustgeschäft werden.
Wie so häufig spekulieren auch Stromanbieter darauf, dass man zu faul zum Wechseln ist und den Vertrag endlos laufen lässt.
Mit Verweis zum Anfang des Beitrages habe ich euch bereits gezeigt, dass wir hier von stabilen ~20 Millionen Haushalten (!) sprechen, die offensichtlich genau zu dieser Beschreibung und Kalkulation passen.

Glücklicherweise gibt es allerdings den guten alten Datenschutz.
Ja, ausnahmsweise ist der nicht vorgeschoben als Ausrede, weil jemand nicht arbeiten will und einen Kunden verarschen will, sondern er hilft auch hier immens.

Verwendet einen Musterbrief der Verbraucherzentrale bei eurem alten Anbieter und verlangt die Löschung personenbezogener Daten nach Artikel 17 Datenschutz-Grundverordnung (DSGVO).
Europäische Bürger haben ein Recht auf Vergessenwerden. Nutzt die Vorteile der EU.

Hört sich möglicherweise schräg an, nur das hat einen logischen Hintergrund.

Ablehnungen aufgrund der häufigen Wechsel können vom Anbieter nur erfasst werden, wenn sie überhaupt Daten zu euch haben.
In der DSGVO gibt es natürlich auch Fristen, wie lange Buchungen/Rechnungsunterlagen aufbewahrt werden.
Immerhin lasst ihr diese aber durch den Musterbrief der Verbraucherzentrale (Danke für eure wichtige Arbeit!) auch diese sperren.

Dadurch hat zwar der Anbieter die Rechnungsdaten, für die Abfrage beim Stromanbieterwechseln können diese nicht verwendet werden. Hoppla.

Voilà, ihr könnt fleißig weiterwechseln.

Wir reden von einem der einfachsten Prozesse in Deutschland.
Aus meiner Sicht ist es Bürgerpflicht, diese ordentlich auszunutzen.

Hat Habeck bei der Kernkraftabschaltung gelogen?

Alle sechs Monate kommt die Kernkraftdebatte zurück.
War die Kernkraftabschaltung ein Fehler? Sollte man sie rückabwickeln?
Ärgerlicherweise eine Diskussion, die selten inhaltlich oder konstruktiv geführt wird.

Diesmal schwirrt diese Story durch die Medienlandschaft:

Schauen wir uns den Fall genau an.

Zuerst verweist Cicero auf eine Mail von Markus Krebber.

Erstaunlich, dass dieser Teil im Beitrag so kurzgehalten wird.
Es wird davon gesprochen, dass sich das Papier neutral lese.

Was steht denn auf diesen drei Seiten, die ihr hier findet, noch?

Geprüft werden müsste auch, ob und inwieweit für einen mittel- bis langfristigen Weiterbetrieb nach 2022 Nachrüstungen notwendig wären, die für den aktuellen Restbetrieb bis Ende 2022 nicht mehr erforderlich wa­ren.
Kurzfristig wären etwaige Nachrüstanforderungen vermutlich kaum umsetz­bar.
Daher müsste dann ein aufsichtlich zugelassener Weiterbetrieb mit darauf an­gepassten Sicherheitsanforderungen geprüft werden.
Eine Laufzeitverlängerung durch lediglich Streichung der atomrechtlich bestehen­den Laufzeitbegrenzungen erscheint zudem verfassungsrechtlich nicht unkritisch.
Die Anlagen verfügen über keine frischen Brennelemente mehr. Eine Beschaffung, Herstellung und atomrechtliche Freigabe zur Herstellung eines funktionsfähigen Re­aktorkerns beträgt etwa 1,5- 2 Jahre.
Selbst bei sofortiger Bestellung und beschleunigter Abwicklung ist deshalb mit einer Nutzung nicht vor Ende 2023 zu rechnen.
Fazit: Ein Weiterbetrieb der Kernenergie wäre mit erheblichen juristischen und ökonomischen Risiken verbunden.
— (Mutmaßlich) RWE-Chef Markus Krebber

Zusammengefasst liest sich das doch absolut nicht neutral.

Man ahnt, dass sich dieser irreführende Spaß durch den gesamten Bericht zieht und dieser “Skandal”, wie so oft, komplett überzogen wurde, um erneut Panik und Wut zu schüren.

Die Links zu den gesamten PDFs ohne Paywall aufrufbar.

Vom Beginn des Artikels:

Der mit Grünen-Parteisoldaten besetzte Führungszirkel des Wirtschafts- und des für nukleare Sicherheit zuständigen Umweltministeriums hat alle wesentlichen Schritte unter sich ausgemacht.
— Cicero Autor

Ist der Autor ernsthaft überrascht darüber, dass ein von den Grünen geführtes Ministerium auch ggf. Mitarbeiter aus dem grünen Umfeld beinhaltet?
So läuft das in der Realpolitik immer, seit Jahrzehnten.
Manchmal fragt man sich doch ein wenig, ob manche Autoren ihre Leser für dumm verkaufen wollen.

Persönlich stört mich an diesem Artikel sehr, dass es um das Veröffentlichen von internen Akten und Informationen geht, die einen Missstand aufklären sollen.
Transparenz ist ein wichtiges Gut, ich bin sogar ein großer Freund von radikaler Transparenz, damit man als Bürger besser durchblicken kann, falls Unsinn angestellt wird.
Sofern du von Steuerzahlern bezahlt wirst, hast du, aus meiner Sicht, transparent zu sein.

Hier allerdings hören wir im Artikel nebulös angedeutete Verläufe der Staatssekretäre, die durch die zitierten Beiträge und veröffentlichten Auszüge nicht ersichtlich sind.
Ominöse Annahmen, die durch die Veröffentlichungen null gedeckt sind.
Oder anders gesagt, warum zur Hölle wird so absurd selektiv veröffentlicht?

Wenn schon beim Beispiel weiter oben so bizarr geschnitten wird, um komischerweise die negativen Attribute zu verschweigen, was bedeutet das potenziell für die Teile, die Cicero nicht teilt?

Dieser Abschnitt ist sehr ironisch.
Denn der Autor bei Cicero verbreitet hier selbst die Unwahrheit.

Cicero zitiert es so:

Es gehört zur Prüfungsaufgabe auch meines Ministeriums, auch diese Frage zu beantworten, antwortete er und fügte schnell hinzu, dass eine Laufzeitverlängerung für den kommenden Winter nicht helfen würde, da die Atomkraftwerke nur unter höchsten Sicherheitsbedenken und möglicherweise mit noch nicht gesicherten Brennstoffzulieferungen weiterbetrieben werden könnten.
— Robert Habeck (Cicero)

Jetzt das Originalzitat (Ab 05:39) aus Bericht aus Berlin

Es gehört zur Prüfungsaufgabe auch meines Ministeriums, auch diese Frage zu beantworten. Und wie es die drei großen Betreiber von Atomkraftwerken, die wir noch haben, gestern öffentlich gemacht haben, würde uns das für den Winter 2022/2023 nicht helfen, weil die Vorbereitungen der Abschaltung bereits fortgeschritten sind, dass die Atomkraftwerke nur unter höchsten Sicherheitsbedenken und möglicherweise mit noch nicht gesicherten Brennstoffzulieferungen weiterbetrieben werden könnten.
— Robert Habeck (Bericht aus Berlin)

Inwiefern jetzt Robert Habeck damit “entweder absichtlich oder weil er es nicht besser wusste” die Unwahrheit verbreitete, bleibt offen.
Inhaltlich macht es einen essenziellen Unterschied, ob man suggeriert, dass der Wirtschaftsminister diesen Eindruck verfolgt wegen der Beratung des eigenen Hauses oder ob das (auch) wegen der Eindrücke der Betreiber erfolgt ist.
Denn erstens sagt das der RWE-Chef oben ebenfalls als Fazit von Punkt 2 und 3 in den Quellen des Autors, der das souverän unterschlägt, und zweitens hat Preussenelektra tatsächlich zur Zeit des Beitrages genau das gesagt, was Habeck im Beitrag behauptet.

Geschenkt hatte sich die Position der Kernkraftbetreiber über die kommenden Monate mehrmals verändert und so ganz entscheiden konnte sich keiner, ob es nun geht oder nicht geht, nur E.ON mit Preussenelektra und der RWE-Chef hatten deutliche Worte gefunden.
Warum soll bitte der Wirtschaftsminister zu der Höhezeit der Krise, vier Tage nach Vollinvasion der Ukraine, annehmen, dass die Kernkraftbetreiber im Laufe der Monate ihre inhaltlichen Bewertungen des Betriebes ändern?

Außerdem finden die nächsten Kritikpunkte des Autors im Laufe des Artikels zeitlich im März 2022 statt, nach dem Bericht aus Berlin Beitrag.

Potzblitz!
Diese Grünen können jetzt noch nicht einmal eine Zeitreise durchlaufen und vorab hellsehen, was die Mitarbeiter später fertig geschrieben haben.

Gehen wir zum nächsten Teil:

Hier habe ich wenig Beschwerden.
Klar, es fehlt die Differenzierung im Artikel zwischen der Verwendung von Gaskraftwerken für wenige Stunden oder gar Tage, nur das ändert die Kernerkenntnisse des Beitrages nicht.
Lest die vier Seiten nach, das geht schnell.

Es ist 100% korrekt, dass Kernkraftwerke im Kontext der Merit-Order Ersparnisse bringen.
Meistens beziehen sich Leute auf eine Kurzstudie von Veronika Grimm vom Oktober 2022, welche man hier findet.

Kleiner Hinweis, warum diese Studie für die “Ersparnisse” nur wenig eignet.
Überprüft die Methodik auf ihre Annahmen.
Ergeben die angenommenen Werte zur Zeit der veröffentlichten Studie Sinn oder waren die realen Werte bzw. Preise in diesem Kontext schon kurz nach Veröffentlichung weit unter den vermuteten Werten der Studie?

Grimm und die anderen Wissenschaftler rechneten mit Gaspreisen von 120,3 Euro/MWh (optimistisch) und 243,7 Euro/MWh (pessimistisch) für das Jahr 2024.
Wie sehen die Preise tatsächlich aus?

Kein Monat nach Veröffentlichung der Kurzstudie war der Preis weit unter den Annahmen der Studie, im Jahr 2023 war der Preis im Schnitt bei unter der Hälfte des optimistischen Szenarios.
2024 ist der Wert nicht einmal bei einem Drittel (!) der Prognose.

Es ist, aus meiner Sicht, absurd irreführend und eine Beleidigung eurer Intelligenz, wenn euch Leute diese Studie von Grimm vorlegen. Diese hat spannende Erkenntnisse und Rechnungen, nur sind die Annahmen eben absurd veraltet und nicht anwendbar, außer du willst Leute verunsichern.

Jetzt kommt einer der absurdesten Teile des Artikels, der Teil über das Umweltministerium und deren Referenten.
Im Artikel wird angesprochen, dass es zwei Dokumente gab, welche über den Weiterbetrieb der Kernkraftwerke sprechen, die inhaltlich drastisch unterschiedlich wären.

Aus Sicht der Grünen hat sich diese Personal­entscheidung gelohnt. Denn kaum im Amt, zeigte Niehaus, wozu er geholt wurde: Als Abteilungsleiter schrieb er einen Vermerk der ihm untergebenen Fachleute so um, dass er zum politisch vorgegebenen Ziel passte. Wer die beiden Versionen nebeneinanderlegt, kommt ins Staunen.
— Cicero

Eine Sache ist korrekt, der erste Teil auf der ersten Seite wurde geändert und der Hinweis, dass die GRS und Arbeitsgruppe S III 2 beteiligt waren, fehlt. So weit ist der Teil richtig.

Jetzt kommt allerdings der Teil, bei dem dieser Beitrag völligen Schwachsinn erzählt.

Die Verfasser beschreiben einen Weiterbetrieb der damals noch laufenden Atomkraftwerke „über mehrere Jahre“ als „mit der Aufrechterhaltung der nuklearen Sicherheit vereinbar“ und legen dar, welche Schritte dazu notwendig wären.
— Cicero

In der neuen Version vom 3. März – die nicht mehr namentlich, sondern nur mit „Abteilung S“ gezeichnet ist – fehlte die Aussage, dass eine echte Laufzeitverlängerung mit neuen Brennstäben für mehrere Jahre sicherheitstechnisch möglich wäre.
— Cicero

Haben es die Autoren mit Absicht nicht geschafft, mehr als EINE EINZIGE SEITE dieser beiden Dokumente (Version 1 mit vier, Version 2 mit sechs Seiten) zu lesen?

Für den geneigten Leser finden sich Version 1 hier und für Version 2 einfach da klicken.

Spezifisch wird sich über das Vorwort des Vermerks beschwert.

Wenn man sich allerdings daran erinnert, dass eine Maus tatsächlich ein Mausrad besitzt oder sich die Pfeiltasten an der Tastatur überraschenderweise zum Navigieren durch Dokumente eignen, findet man Folgendes heraus:

Ironischerweise findet sich in beiden Versionen der Hinweis, dass die Option einer langjährigen Verlängerung möglich ist.
Beide Versionen sind von den einzelnen Betrachtungspunkten sogar großteils unverändert, weshalb der Hinweis im Artikel, dass die GRS nicht erneut befragt wurde, völlig unsinnig ist.
Ja, nicht wenige ihrer Beiträge wurden 1 zu 1 übertragen.
Natürlich braucht man da nicht nochmal denselben Input innerhalb von zwei Tagen.
Version 1 stammt vom 01.03.2022, Version 2 vom 03.03.2022.

Als Leser sollte man sich wirklich fragen, was die ganze Zeit überhaupt gemacht wurde, wenn bei diesen beiden Dokumenten mit weniger als elf Seiten solche groben Fehler begangen werden.

Zusätzlich ein weiteres Zitat, was ich spannend finde:

Die von Abteilungsleiter Niehaus hineingeschriebene Behauptung, dass nicht einmal eine Kurzzeitverlängerung um wenige Monate sicherheitstechnisch vertretbar sei, war offenkundig falsch
— Cicero

In Version 2 wird am Ende davon gesprochen, dass es eine Abwägungssache ist und unter anderem “der geringe Beitrag der drei Atomkraftwerke für die Stromversorgung (…)” dazu führt, dass eine Laufzeitverlängerung abzulehnen sei.

Persönlich stimme ich der Sorge um die Sicherheit ebenfalls nicht zu, nur ist die Annahme, dass der Anteil der Kernkraft im Strommix zu gering ist, als dass es für die Stabilität relevant wäre, korrekt.

Außerdem befinden wir uns eine längere Zeit nicht mehr in der Krise, um genau das nachträglich zu bestätigen.

Sei es der Winter 2023/2024 oder die Zeit nahe Frühling 2023.
Es wurde klar, dass auch ohne Kernkraftwerke die Stromversorgung stabil bleiben, würde aufgrund des milden Winters.

Ist etwas mit den Kernkraftwerken passiert? Nein.
Waren sie allerdings für die Sicherheit nötig? Ebenfalls nein.

Daher ist das Thema unsinnig.

Zusätzlich möchte ich darauf aufmerksam machen, dass die Beschwerde über Version 2 etwas absurd wirkt.

Beginnen wir mit der Tatsache, dass auf Seite 1 von drei Szenarien gesprochen wird, die im Sinne der nuklearen Sicherheit ist. Szenario A bedeutet wortwörtlich die Abschaltung.

“Endgültige Abschaltung” gibt es bei Version 2 nicht.

Absurderweise ist die Version der Aufsicht, die nach einigen Menschen bösartig umgeschrieben wurde, eher realistischer.
Endgültige Abschaltung war sogar im März 2022 unrealistisch und wurde als Option gestrichen.
Final greift die Abteilung auf, dass es sich aufgrund des geringen Beitrags der drei Atomkraftwerke für die Stromversorgung nicht lohnt, das erhöhte Risiko in Kauf zu nehmen.

September 2022 sah Habeck das immerhin schon anders.
Am Ende wurde Szenario B (Version 1) oder Szenario A (Version 2) umgesetzt, Streckbetrieb.

Unabhängig von den Kosten.

Wie die GRS auf Seite 3+4 korrekt beschreibt, sind die Kosten für Instandhaltung/Ersatzteilbevorratung und Personal nicht gering und es ist unklar, wieso gerade Deutschland alle sechs Monate diese unsinnige starre Ansicht auf die Kernkraft hat.
Immerhin zeigt der globale Trend, wo es hingeht.

In den neusten Berichten sind Photovoltaik + Speicherprojekte der IEA wirtschaftlich (nach VALCOE) signifikant günstiger als Kernkraftanlagen.

Mir ist schon klar, dass auch diese Desinformationsschleuder erneut verwendet wird, um gegen den weltweiten Trend zu argumentieren.
Kann man machen, ist wirtschaftlich allerdings absolut unsinnig.

Zum Finale geht es um den veröffentlichten Prüfvermerk auf der Webseite des Bundeswirtschaftsministeriums inklusive FAQ.

Bevor Staatssekretär Tidow diese wichtigen Korrekturen übernehmen und an Patrick Graichen weiterleiten konnte, hatte dieser seinen fehlerhaften Entwurf schon längst an den Minister geschickt. „Stefan Tidow wird noch ein paar Ergänzungen vornehmen, aber im Grunde kann das dann auch die Basis für die Kommunikation der beiden Häuser nächste Woche sein“, schrieb er dazu am Freitagabend an Robert Habeck. Und der hatte am Wochenende nichts Besseres zu tun, als den im Bürokratendeutsch verfassten Vermerk in einen ausschweifenden Frage-und-Antwort-Text umzudichten
— Cicero

Möglicherweise habe ich eine etwas ungewöhnliche Anspruchshaltung an Politiker, nur bin ich persönlich ein Freund davon, wenn Politiker bei solchen historischen Krisen tatsächlich auch am Wochenende arbeiten und sich vorbereiten, und Notizen schreiben.
Für den Cicero Autor möglicherweise ungewöhnlich, dass Inhalte vorbereitet werden bei der katastrophalen Recherche, nur dafür werden Politiker von Steuergeldern bezahlt.

Meine größte Überraschung des Beitrages bleibt der Aiwanger Brief.

Auf Seite 2 behauptet Aiwanger, dass die Bundesregierung fehlinformiert sei, ”(…) dass Uran nur aus Russland bezogen werden könne”.
Nach Aussage von Aiwanger wegen des Prüfvermerks wirkt das ebenfalls irreführend.

Nur steht das gar nicht im Prüfvermerk, da steht etwas Gas und bei anderen Beiträgen von Kohle mit Bezug auf Kompensationsmöglichkeiten.
Uran aus Russland ist da nicht Thema.
Also ist unklar, wieso Aiwanger das so konkret als Beispiel benennt.

Trotzdem lobe ich gerne Aiwanger.
Die Gutachten bezüglich ISAR 2 und Gundremmingen C waren vorausschauend und eine richtige Entscheidung, für den Fall der Fälle etwas in der Hand zu haben.
Nach diesen negativen Zeilen möchte ich auch positive Punkte benennen.

Was ist jetzt das Fazit dieser ganzen Nummer?

Abschließend bleibe ich bei meiner Position.
Radikale Transparenz bei Politikern und Entscheidungen ist eine gute Sache.
Dieser Beitrag von Cicero ist ein Desaster.
Selektive Veröffentlichung der Unterlagen, einfach komplette Falschaussagen, um von einer massiven Täuschung zu reden, die mit der Realität kaum was zu tun hat.

Der verzweifelte Schrei der Pro-Kernkraft-Fraktion, die einen derben Skandal erschaffen wollen, während die Realität gezeigt hat:

Gasmangel gab es keinen, die Speicher waren deutlich gefüllter als gedacht.
Kohlekraftwerke mussten über den Winter kaum laufen und nicht wenige Kraftwerksblöcke wurden April 2024 abgeschaltet.

Es ging auch ohne die Kernkraftanlagen und auch ein Jahr nach der Abschaltung sehen die Daten der Nettostromerzeugung nicht so schlimm aus, wie es gern dargestellt wird.

Mit 121,6 TWh (2024) gegenüber 121,1 TWh (2023) steigert sich auch die Last, während der Strommix immer sauberer wird.
Passiert in ganz Europa, auch wenn das manche Menschen nicht hören wollen.

Also setzen wir uns an die Herausforderungen der Energiewende und blicken in die Zukunft, nicht in die Vergangenheit mit Kernkraft.

UPDATE 1

Tatsächlich geht die Sage weiter.

Mit einem neuen Artikel sollen weitere Details der Habeck AKW-Files enthüllt werden.

Zu Beginn geht es um die Sondersitzungen der jeweiligen Ausschüsse, die Licht ins Dunkel der Situation bringen sollten.
Eine erstrebenswerte Sache, denn radikale Transparenz der Regierung ist zu begrüßen.

Fangen wir direkt mit einer Aussage im neuen Artikel an, die eigenartig ist:

Doch was Robert Habeck inhaltlich in dieser Sitzung zu bieten hatte, war dermaßen widersprüchlich und zum Teil schlicht falsch, dass der Eindruck entstand: Hier verstrickt sich ein Geschichtenerzähler in seine eigenen Märchen.
— Cicero

Weder im Artikel vom 26.April 2024, noch im aktuellen Artikel wird konkret, ob andere Aussagen außerhalb des Artikels vom 30.04.2024 gemeint sind.
Falls es sich nur auf eine Aussage gegen Ende des Beitrages bezieht, findet ihr meinen Kommentar dazu weiter unten.

Zusätzlich muss ich klarstellen, dass es nicht ganz klar ist, wann Habeck in dieser Form in den Akten oder seit Veröffentlichung der Berichterstattung gesagt hat, dass eine Laufzeitverlängerung nicht möglich sei.
Im ‘Bericht aus Berlin’-Beitrag weiter oben war das eben nicht die Aussage, sondern dass es für das Lösen der Gasproblematik im Winter 2022/2023 nicht reichen würde und unter nur “hohen Sicherheitsbedenken” erfolgen müsste.
Könnte sich auf die RWE-Chef-Aussage beziehen, der von erhöhten Risiken spricht, nur ist die Spekulation.
Direkt verlinkt wird ärgerlichweise nicht - wie so häufig bei nebulösen Aussagen.

Vom Zeitpunkt her könnte Cicero eine “Pressekonferenz” nach den Sondersitzungen meinen, immerhin gab es dort ein Statement von Habeck.

Bei Minute 2:09 wird darüber gesprochen, dass es schriftliche Unterlagen von E.ON. geben würde, die meines Wissens noch nicht von Cicero oder dem Ministerium veröffentlicht wurden.
Auch hier wird das so nicht formuliert.

Wie schon weiter oben kritisiert, wirkt das sehr skandalisierend, ohne ausreichende Substanz zu haben.
Bei der Veröffentlichung dieser ganzen Dokumente dürfte doch nennenswerter Sprengstoff dabei sein, würde man meinen.

Fahren wir fort:

RWE, E.on und EnBW hätten ihm im Frühjahr 2022 mitgeteilt, dass die vorhandenen Brennelemente nur noch bis Jahresende ausreichten und die Beschaffung neuer Brennelemente anderthalb Jahre dauern würde. Eine Laufzeitverlängerung sei daher nicht möglich.
— Cicero

Schon wieder dieser Spaß:
Es wurde bereits im Hauptteil dieses Beitrages erklärt, dass mindestens der RWE-Chef-Krebber und der Betreiber PreussenElektra die konträre Position zur Zeit des BaB-Beitrages hatten, dass das Verlängern ohne ggf. kostenintensive Maßnahmen nicht umsetzbar sind:

Fazit: Ein ununterbrochener Welterbetrieb der am 31.12.2022 außer Betrieb gehenden Anlagen ist nicht mehr möglich, ein späterer Weiterbetrieb würde mit erheblichen Anstrengungen verbunden sein und darauf angepasster Sicherheitsanforderungen bedürfen.
— Markus Krebber

Die Anlagen verfügen über keine frischen Brennelemente mehr. Eine Beschaffung, Herstellung und atonrechtliche Freigabe zur Herstellung eines funktionsfähigen Reaktorkerns beträgt etwa 1,5- 2 Jahre.
— Markus Krebber

Der in Deutschland beschlossene Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie wurde ja schon 2010 gesetzlich verankert. Daher bereiten wir uns schon seit Jahren sowohl technisch als auch organisatorisch auf die Stilllegung unserer Anlagen vor. Dies hat zur Folge, dass wir nicht mehr über Brennelemente verfügen, die wir für einen Weiterbetrieb von Isar 2 bräuchten
— PreussenElektra

Natürlich ist es richtig, dass das keine Laufzeitverlängerung ausschließt, nur muss man die zeitliche Abfolge im Kopf behalten.

Schon im Hauptbeitrag hatte Cicero, aus meiner Sicht, unsauber gearbeitet und Aussagen der Betreiber nach dem Bericht aus Berlin Beitrag als Kritikpunkt für die Aussage im BaB-Beitrag verwendet, die so in der Form zeitlich nicht nachweisbar von allen drei Anbietern gefallen sind, wie weiter oben bereits erklärt.

Dazu passt auch ein wunderbares, neues Dokument von ENBW, welches Cicero erst jetzt veröffentlicht.
Transparenz ist schön, selbst wenn sie interessanterweise so scheibchenweise stattfindet.

Der Vorschlag des Energiekonzerns lautet: Die Kraftwerksleistung im Sommer und Herbst (wenn viel Strom aus Photovoltaik und Windkraft zur Verfügung steht) zu drosseln, um mit den vorhandenen Brennelementen über den Winter 2022/2023 hinweg mehr Strom produzieren zu können. Und gleichzeitig sofort neue Brennelemente bestellen, damit diese für den Winter 2023/2024 zur Verfügung stehen.
— Cicero

Aus meiner Sicht gibt es nichts zu meckern, die beiden Seiten sagen das, was die Visualisierung darstellt. Nur wieso erst jetzt die Veröffentlichung?

Klar, am Ende kann es auch wieder der Fall sein, dass dieser Brief von 02.03.2022 ein Widerspruch zu anderen Aussagen von ENBW sind, die vorher gefallen sind bzw. in direkten Gesprächen andere Aussagen gefallen sind.
Möglicherweise erfahren wir das erst wieder in einer Woche.
Nur zeigt dieser Teil auf Seite 2 von 2, wieso die Mitarbeiter im Wirtschaftsministerium und Umweltministerium bei der Einschätzung skeptisch geblieben sein könnten.

Nach dem Desaster von 2011 haben die Konzerne stabile 2,4 Milliarden Entschädigung erhalten für effektiv gar nichts.

Jetzt erneut diese Debatte aufzumachen und schon wieder potenziell Milliarden für die Technologie rauszuwerfen, wirkt nicht zielführend.

Fahren wir fort:

Dass die lange Beschaffungsdauer neuer Brennelemente ein unüberwindbares Hindernis für eine richtige Laufzeitverlängerung um mehrere Jahre gewesen wäre, wie es Robert Habeck nun wieder behauptet hat, ist falsch.
— Cicero

Woher kommt denn jetzt schon wieder diese steile These?

Erstens: Mitarbeiter von ENBW und der RWE-Chef sagen, der Zeitraum sei korrekt.
Zweitens: Im E-Mail-Verkehr (siehe Screenshot unten) sprechen auch beteiligte Beamte/Mitarbeiter darüber, dass mit Fristen von 15-18 Monate kalkuliert wurde.
Drittens: “Ein unüberwindbares Hindernis” wirkt - erneut - meiner Auffassung nach, nach Skandalisierung, welche in den bisher veröffentlichten Dokumenten gar nicht veröffentlicht und belegt wurden. Selbstverständlich möchte ich nicht anzweifeln, dass diese in nachfolgenden Beiträgen noch folgen könnten, nur dann folgt erneut die Frage, wieso das nicht direkt veröffentlicht wurde?

Danach wird angesprochen, dass auch tatsächlich Mitarbeiter aus Habecks Ministerium probiert haben, über verschiedene Wege rechtzeitig Brennelemente zu besorgen.

Im ersten Moment mag es absurd klingen, dass man die Brennelemente aus verschiedenen Reaktoren untereinander austauschen würde, nur kann das in der Theorie tatsächlich passieren, sofern es derselbe Reaktortyp ist und wir von derselben Größe und Zusammensetzung der Brennelemente sprechen.

In der Praxis ergibt das natürlich selten bis nie Sinn und hinsichtlich des Verlauf der Mails wirkt es auch so, als sei es wenigstens angesprochen worden. Leider wurde durch den Artikel nicht bekannt, ob das beim Umweltministerium weiter angesprochen wurde.

Ich lasse das jetzt mal auf sich beruhen, weil das BMUV sicherlich ohnehin entsprechend informiert ist.
— Christian Maaß

Jedenfalls wird behauptet, dass das BMUV (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz) informiert wäre.

Selbstredend kann man kritisieren, dass nicht ausreichend hinterhergerannt wurde, nur war es im Sommer, verhältnismäßig früh, klar, dass Deutschland eher den Pfad des Streckbetriebs einschlägt.

Gegen Ende findet man anscheinend die Information, die zu Beginn dieses Updates bzw. des Artikels angedeutet wurde.

Doch was Robert Habeck inhaltlich in dieser Sitzung zu bieten hatte, war dermaßen widersprüchlich und zum Teil schlicht falsch, dass der Eindruck entstand: Hier verstrickt sich ein Geschichtenerzähler in seine eigenen Märchen.
— Cicero

Diese Aussage des Widerspruchs ist zu Beginn des Artikels gefallen.
Aus meiner Sicht kann ich nicht ganz folgen, inwiefern das jetzt eine Verstrickung in eigene Märchen sein soll.

Nach Aussage von Cicero soll Graichen die Information nicht weitergeleitet haben, ein Umstand, den man definitiv kritisieren kann. Nur er und die Leute (hier Fachebene), die ihm das zugeschickt haben, sollen das diskutiert haben.

Inwiefern ist das jetzt ”(…) dermaßen widersprüchlich und zum Teil schlicht falsch (…)?”
Das weiß wohl nur Cicero.

Was wäre mein Fazit zu diesem Update?

Grundsätzlich finde ich den ENBW-Beitrag sehr interessant.
Wieso dieser erst Tage später veröffentlicht wurde, bleibt mir ein Rätsel.

Denn im Gegensatz zur z. B. irreführenden Darstellung des Briefes des RWE-Chefs Krebber kann man durchaus valide Kritik herauslesen.

Nur stimme ich weiterhin nicht dem Eindruck einiger Nutzer auf Social Media und in der Presselandschaft zu, dass von Habeck massiv gelogen und Informationen unterschlagen worden seien.

Sobald man sich detailliert in die Unterlagen einarbeitet, ergibt das auch herzlich wenig Sinn.
Insbesondere da sich der Wirtschaftsminister für den Streckbetrieb von 2 Kernkraftwerken eingesetzt hatte, spezifisch Isar 2 und Neckarwestheim 2.
Mein Eindruck ist, dass das eben auch anhand der Informationen erfolgte, die nach Ende Februar 2022 aufgetrieben wurden.

Klar, das ist Spekulation auf meiner Seite, nur sehe ich in den Unterlagen von Cicero eben nicht nennenswerte Gegenargumente zu dieser These.

Das Fazit vom Hauptartikel bleibt aktuell (Ende April 2024) bestehen.

Der Bild-Unsinn und das interne Preussenelektra-Dokument.

Natürlich beteiligt sich die BILD doch noch an diesem Fest von Desinformationen.
Diesmal zitiert die Bild ein internes Schreiben von PreussenElektra mit folgendem Inhalt:

In einer Sondersitzung des Bundestagsausschusses für Klimaschutz und Energie bezog Bundeswirtschaftsminister Habeck am vergangenen Freitag Stellung zu den Vorwürfen in Folge der Berichterstattung des Magazins “Cicero”. Im Kern geht es um die Frage, ob die Entscheidung über den befristeten Weiterbetrieb der Kernkraftwerke tatsächlich auf einer technologie- und ergebnisoffenen Prüfung beruht. Habeck erklärte am Freitag, er und sein Ministerium hätten die Frage eines Weiterbetriebs der Kernkraftwerke “sorgfältig und sachorientiert” geprüft.
Auf Nachfrage verwies Habeck auf den Anfang März 2022 von den Kraftwerksbetreibern geäußerte Endlichkeit der Brennelemente mit den Worten: ”(…) die Brennelemente sind auf das Ende des Jahres 2022 konfiguriert. Mehr ist nicht drin.” Damit wird der Sachverhalt erheblich verkürzt und wesentliche Argumente, die die Machbarkeit eines Weiterbetriebs belegen, werden ausgeblendet. Zum anderen wird nun der Eindruck erweckt, wir hätten uns grundsätzlich einem längerfristigen Weiterbetrieb verschlossen. Dies können wir nicht stehenlassen. Wir als PreussenElektra haben uns zu jeder Zeit offen für eine Prüfung und Umsetzung eines Weiterbetriebs gezeigt und dies - wo immer möglich - artikuliert. Darauf verweisen wir derzeit auch gegenüber anfragenden Medien.
Fazit: Unser Angebot, den Weiterbetrieb von KKI 2 zu prüfen und umzusetzen, stand. Es fehlte jedoch am notwendigen politischen Willen dazu, was auch durch die prompte Veröffentlichung des ministeriellen Prüfvermerks belegt, ist.

— Preussenelektra intern

Daraus zieht die BILD, dass E.ON sich nicht verweigern würde, wenn die Bundesregierung es nur möchte.

Mittlerweile wissen wir allerdings etwas mehr, was den Aussagen von Preussenelektra einige Fragezeichen verpasst.

Habeck hatte angekündigt, dass die Unterlagen dem Wirtschaftsausschuss zur Verfügung gestellt werden sollte, um das Cicero-Drama um die AKW-Files aufzuklären.
Genau das wurde auch gemacht:

Ja, 305 Dokumente wurden veröffentlicht.
Auch wenn manche der Dokumente absurderweise eine (also wirklich 1) Seite haben und viele davon wenig Erkenntnisgewinn für die Diskussion haben, gibt es dennoch einige, welche durchaus spannend sind.
Zurück zum Thema.

Am 24.02.2022, direkt am Tag der Vollinvasion der Ukraine, gab es also direkt die ersten Briefe, die Cicero entweder nicht hatte oder nicht veröffentlicht hat und, welch Überraschung, tatsächlich steht auch von E.ON sehr eindeutig, dass die Bestellung der Brennelemente “normaler Weise 18Monate plus” dauern.

Außerdem sind die Aussagen “Wir müssten unsere Ausrichtung der letzten 10 Jahre auf Laufzeitende und Rückbau umdrehen” und “Passt nicht zu unserer strategischen Ausrichtung” schon etwas deutlich, dass E.ON aus meiner Sicht aufgrund der diversen Herausforderungen eher auf das langfristige Weiterbetreiben verzichten möchte .

Darauffolgend ein weiterer spannender Punkt:

Innerhalb der veröffentlichten Unterlagen kristallisiert sich ein klares Bild.
Was die Betreiber nach außen kommunizieren wollen und was sie dem Ministerium mitteilen, ist offensichtlich vehement unterschiedlich.
Resultierend daraus haben wir den Salat aktuell.
Viel “HABECK HAT GELOGEN” als Meinung mit wenig Fakten dahinter.

Lasse mich gerne vom Gegenteil überzeugen, inwiefern vom Wirtschafts- wie auch Umweltministerium gelogen wurde oder massiv die Bevölkerung in die Irre geführt wurde - Bisher gab es herzlich wenig, was diese Einschätzung rechtfertigen würde.

Gibt dem ganzen Thema zum Start der AKW-Files noch einmal einen anderen Klang. Dennoch ist mir nicht bekannt, ob dieser Brief Cicero auch vorlag.

Wieso genau soll jetzt dieser Brief bei den Fakten ein Problem für Habeck darstellen?

Es ist schon seit einer Weile im Protokoll der Telefonschaltkonferenz zur Frage der Verlängerung der Laufzeiten der Atomkraftwerke zum 7.3.2022 dokumentiert,, dass man als E.ON die Aussagen akzeptiert, die Habeck in der Öffentlichkeit zu der Zeit gesagt hat.

Zusätzlich finde ich das Protokoll immens wichtig, abseits der Konterfunktion für den BILD-Artikel.

Bitte lest euch diesen Teil durch.

Die Atomkraftwerkbetreiber wollten bei diesem technisch machbaren Szenario den Staat als “Eigner” sehen, der vollen Kontrolle über das Verfahren in Umfang und Tiefe haben würde und gleichzeitig Investitionen, Kosten, Erträge tragen bzw. erhalten würde.
Tatsächlich eine Verstaatlichung der Kernkraftanlagen.

Solange der Staat nach dem 2,4 Milliarden Desaster erneut beträchtlich Geld verschwendet, um die Anlagen weiterzubetreiben, haben die Anbieter Interesse, klar.
Nur sollten wir bedenken, wie problematisch allein die Haushaltsstreitigkeiten letztes Jahr oder auch die Bauernproteste gezeigt haben, dass das Rauswerfen von Milliarden an Euros potenziell keine so gute Idee ist, wenn günstigere Alternativen im Raum stehen.

Im Diskurs um die AKW-Files ändern sich regelmäßig die konkreten Aussagen, wieso Habecks Ministerium oder er selbst gelogen haben soll. Achtet mal spezifisch darauf, wenn euch Leute sagen, dass das Ministerium gelogen hat, was damit gemeint ist.

Wie in diesem Beitrag und den Updates oder auch in den neuen 305 Dokumenten schon erklärt, ergibt das wenig Sinn.

Ist Deutschland bei Energiethemen ein Geisterfahrer?

Aktuell hört man im Diskurs häufig, dass der Fokus auf regenerative Energien eine Eigenheit von Deutschland sei. Ohne China, ohne USA und ohne den Rest der Welt ist der Weg von Deutschland ein Irrweg.

Sobald es um Fakten geht, stellt man schnell fest, dass im Gegensatz zur gängigen Rhetorik von AfD und CDU tatsächlich die gesamte Welt sehr radikal umstellt und regenerative Energien zubauen.
Mit ca. 92-93% des weltweiten gesamten Zubaus kann man schlecht davon reden, dass Deutschland mit regenerativen Energien ein Geisterfahrer sei.
Selbst falls man detailliert in die Entwicklungen größerer Nationen schaut.

In den USA findet man ebenfalls einen sehr deutlichen Trend. Wie hier gezeigt haben Kernkraftprojekte in den USA Schwierigkeiten. Insbesondere die, für Kernkraftfreunde, aufregenden kleinen modularen Kernkraftanlagen bestehen bisher noch aus Träumen und Wünschen und scheitern in der Realität zuverlässig.
Auch in anderen Nationen wird also eher auf regenerative Energien gesetzt.
Kein Alleingang von Deutschland.

Auch in China explodieren die Zubauten an regenerativen Energien.
91% des weltweiten Zubaus in der ersten Halbjahreshälfte 2023.
Also nein, auf gar keinen Fall kann man behaupten, dass nur Deutschland viel macht.
Überraschenderweise ist eher das Gegenteil der Fall.
Es sollte bei der aktuellen Diskussion darum gehen, so schnell wie möglich die Missstände der letzten zehn Jahre aufzuholen und nicht zurückzufallen.

Dann das finale populäre Argument.

“Alle um Deutschland bauen Kernkraftanlagen ohne Ende. Das ist pur deutsche Ideologie.”

Also. Wenn seit 2007 kein einziger Baustart von AKW in der EU27 (also um Deutschland herum) stattgefunden hat, ist diese These etwas schwer vermittelbar. Im Diskurs fällt deutlich auf, dass gerne von Projekten gesprochen wird, die irgendwann beginnen sollen.
Wie man im Kernkraftkapitel genau nachlesen kann, dauern neue Kernkraftanlagen sehr lange, gerne 9+ Jahre für neue KKW oder 6-9 Jahre für neue Blöcke bei bestehenden Anlagen. Das sind nur die Bauzeiten, nicht die vorbereitete Zeit davor.

Folgend kann man sich denken, dass bei der Geschwindigkeit des Zubaus von regenerativen Energien die Rolle von Kernkraft immer weiter sinken wird.
Selbst falls überraschenderweise jedes Land auf dem Planeten spontan entscheidet im großen Stil in Kernkraft reinzuinvestieren, was bei den VALCOE-Kostenprognosen (Gestehungskosten, der den Kapazitätsfaktor berücksichtigt) der IEA eher absurd wirkt, spricht die Zeit dagegen.
Kosten von PV- und Windkraftprojekten sind eben deutlich niedriger.
Sonst würde die gesamte Welt nicht soviel zubauen.

Wie sieht die momentane Nettostromentwicklung seit 2002 aus?

Energy-Charts ist eine hervorragende Webseite, die eine umfassende Übersicht über die Energieversorgung verschiedener Länder bietet. Wärmstens zu empfehlen.
Klickt auf das Bild, falls ihr diese Informationen sucht.

Nun zur historischen Betrachtung der Nettostromentwicklung:

Dieses Bild findet man auf Seite 16 und zeigt, wie viel bereits, trotz massiver Ausbremsung seit 2012 von CDU/FDP, erreicht wurde und dass das Ziel nicht unmöglich ist.

Die Grafik zeigt die Nettostromerzeugung aus Kraftwerken zur öffentlichen Stromversorgung. Das ist der Strommix, der tatsächlich aus der Steckdose kommt.
Die Erzeugung aus Kraftwerken von „Betrieben im verarbeitenden Gewerbe sowie im Bergbau und in der Gewinnung von Steinen und Erden“, d.h. die industrielle Erzeugung für den Eigenverbrauch, ist bei dieser Darstellung nicht berücksichtigt.

Diese Bilder nutzen das Jahr 2024 zur Übersicht. Seite 14 des Links.
Beim Anklicken solltet ihr automatisch zur entsprechenden Seite gebracht werden.

Wie viel Strom importiert bzw. exportiert Deutschland?

Deutschland ist grundsätzlich eine Nettoexportnation, was bedeutet, dass mehr Strom exportiert als importiert wird.
Außerdem muss man daran denken, dass es nichts Schlimmes ist, wenn Strom importiert wird. Das ist beabsichtigt im europäischen Verbundnetz ENTSO-E und völlig normal.

Wie man sieht, hat Deutschland grade im Winter einen gewaltigen Stromüberschuss.
Das lässt sich damit begründen, dass Wind mehr Volllaststunden hat als Solar (da Wind auch nachts gerne mal weht, hingegen Solar nachts eher weniger funktioniert)
2023 hat Deutschland zum ersten Mal in 20 Jahren mehr importieren als exportieren müssen.
Strom ist nach der Energiekrise 2022 deutlich günstiger geworden und auch das Importieren aus Nachbarländern ist günstiger geworden.
2024 bestätigt sich diese Einschätzung.
Deutschland sollte dringend den Netzausbau vorantreiben und Speicherkapazitäten zubauen, damit man den Importbedarf senken kann durch noch günstigere Erzeugung von Strom.
Bald folgt in dieser Quellenliste ein Kapitel zu Speichern, in dem ich auch berechnen möchte, wie viel Deutschland zubauen müsste, damit man über die Dunkelflauten günstig kommt.
Durch den aggressiven Zubau von regenerativen Energien ist es durchaus realistisch, dass DE auch bis 2024 deutlicher Nettoimporteur ist. Nicht, weil die Kapazitäten fehlen, denn Deutschland kann sich zu 100% selbst versorgen, selbst in Dunkelflauten, nur ist es günstiger, den Stromhandel zu nutzen.

Nun gibt es mehr Daten zum Stromaustauschsaldo:

Wenn euch Leute erzählen wollen, dass Deutschland ein Stromproblem und ohne Kernkraft zerbricht, dann wird euch Nonsens erzählt.
Basierend darauf, dass Deutschland auch Januar 2024 noch nicht zerbrochen ist und auch keinerlei flächendeckende Blackouts stattgefunden haben, dürfte sich diese Annahme bestätigt haben.
Deutschland kann auch gut ohne Kernkraft überstehen und wie die Internationale Energieagentur bereits wiederholt festgestellt hat (Ja, das beinhaltet auch die Berücksichtigung des Kapazitätsfaktors, daher auch der VALCOE-Wert), ist Kernkraft die teurere Stromversorgung in der EU.

Denn wie die letzten 13 Jahre immer wieder festgestellt werden konnte: Trotz zunehmenden Anteiles von regenerativen Energien im Strommix ist die Stabilität des Stromnetzes nicht automatisch in Gefahr, sondern kann dennoch eines der Zuverlässigsten der ganzen Welt sein. Dies zeigt das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE in der „durchschnittlichen Strom-Unterbrechungsdauer pro Kunde“ – Übersicht.

Deutschland bezieht einen Großteil des importierten Stroms aus Dänemark, Norwegen, Schweden und begrenzt Polen/Niederlande.
Also auch der übliche Spruch “Deutschland holt sich dreckigen Strom aus Polen oder ““teuren”“ Strom aus Frankreich” ist, wenn man nüchtern die Fakten betrachtet, völliger Unsinn.

Mit dem Ausstieg aus der Kernkraft zum 15.04.2023 gab es die Sorge, ob Deutschland dadurch zum Nettoimportland beim Thema Strom wird. Das ist 2023 auch der Fall gewesen.
Durch den aggressiven Zubau von regenerativen Energien in der gesamten EU sind die Börsenpreise signifikant gefallen.
Dadurch ergibt es für Deutschland Sinn mehr Strom aus den Nachbarländern zu importieren, wenn es ohnehin günstiger als Gas- oder Kohlekraft ist.

Auch wenn im allgemeinen Diskurs jede importierte KWh scheinbar zu minimaler Panik oder Empörung sorgt, das ist nichts besonderes.
Es ist nicht schlecht.
Sollte Deutschland weit mehr in Akkuspeicher und Wasserstoffkraftwerke investieren, um dann überschüssigen Strom zwischenzuspeichern? 100%.
Nur das ist ein längerer Weg dahin.

Auch die Aussage, dass Deutschland günstig Strom verkauft und teuer Strom importiert, hält sich sehr stur im allgemeinen Diskurs.

Hier findet man die Daten dazu.

Auch war es die letzten Jahrzehnte nicht der Fall, dass Deutschland mehr Kosten als Einnahmen im Außenhandel hat.

Auch das findet man gut dokumentiert.

Der Systemkosten Faktor (LFSCOE)

Im Kontext der Energiewende gibt es verschiedene Kennzahlen, um die Kosten pro Megawattstunde verschiedener Stromerzeugungsquellen zu bewerten.
Eine der am häufigsten verwendeten ist der LCOE-Wert (Levelized Cost of Electricity). Trotz seiner weiten Verbreitung steht dieser jedoch in der Kritik, da er die spezifischen Eigenschaften und Systemkosten (wie den Netzausbau) von variablen regenerativen Energien wie Photovoltaik und Windenergie nicht präzise abbilden kann.
Insbesondere die Schwankungen und vergleichsweise niedrigen Kapazitätsfaktoren dieser Technologien – oftmals im Bereich von 10 bis 25 % – führen zu einer eingeschränkten Aussagekraft.

Die Internationale Energieagentur (IEA) hat als Reaktion darauf den VALCOE-Wert (Value-Adjusted Levelized Cost of Electricity) eingeführt, um die Vergleichbarkeit verschiedener Stromerzeugungsarten zu verbessern.
Konkret sieht das so aus:

VALCOE soll die Mehrkosten, die durch die geringeren Volllaststunden von Solar- und Windkraft im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken wie Gas-, Kern- oder Wasserkraftwerken entstehen, realistischer darstellen.
Nur ist der VALCOE-Wert nicht der Einzige, der die Kosten für die Stromerzeugung besser darstellen soll.

Deshalb kommen wir jetzt zum eigentlichen Thema dieses Beitrages:
Der LFSCOE-Wert (Levelized Full System Costs of Electricity) soll, ähnlich wie der VALCOE, eine Alternative zur Berechnung der Stromkosten verschiedener Stromerzeugungsformen sein.

Wer diese Quellenliste schon häufiger verwendet hat, wird allein an dieser ersten Seite bemerken, dass die Studie schon knapp vier Jahre alt ist.

Bei meiner Analyse des CDU-Wahlprogrammes hatte ich bereits zur DENA-Studie von 2018 erwähnt, dass solche Studien trotz des Alters einen interessanten Mehrwert liefern können.
Jedoch werden sie durch die rapide Entwicklung im Stromsektor - insbesondere durch den signifikanten Preisverfall bei zahlreichen Komponenten - häufig überholt.

Ein vergleichbares Problem zeigt sich auch bei der hier diskutierten Studie von Robert Idel.
Schauen wir uns die Details an:

Bei solchen Studien ist die Methodik entscheidend.
Wie akkurat oder brauchbar eine Studie für eine Bewertung ist, hängt am Ende davon ab, mit welchen Annahmen sie rechnen.
In diesem Fall stammt die Hauptdatenquelle aus dem Jahr 2020, einer Veröffentlichung der EIA (Energy Information Administration - Energieministerium in den USA).
Diese veralteten Annahmen führen zu erheblichen Schwächen und zu meiner Kritik.
Nach der internationalen Energieagentur und ihrem World Energy Outlook 2024 rechnet man als Beispiel mit Akkuspeicherpreisen von 250$/kWh, während die Studie eher mit Investitionskosten von 1.383$/kW rechnet (Hinweis: kW und kWh ist NICHT dasselbe. Aus der Praxis gibt es da gerne mal Preisschwankungen von +-25% je nach Land.) und das macht einiges aus.
Ebenso wurden die Kosten für Photovoltaiksysteme überschätzt. Die Studie nutzt Annahmen, die für 2020 noch valide waren, während die aktuellen Investitionskosten laut IEA-Report für die EU mittlerweile bei etwa 750 USD pro kW liegen - Fast eine Halbierung.

Warum genau diese Werte so entscheidend sind, erklärt sich bei der Rechnung und den Ergebnissen der Studie bei Table 2:

Die Studie modelliert ein Szenario, in dem 100 % des Strombedarfs entweder aus einer einzelnen Technologie (z. B. Windkraft, Photovoltaik) oder aus einer Kombination von Wind- und Solarenergie gedeckt wird.
Deshalb gibt es diese Variation bei Storage Dispatch, wie viel vorher eingespeicherter Strom für das Stromnetz aus den Akkuspeichern kommt.
Jedoch ist eine Stromversorgung, die ausschließlich auf eine einzige Quelle und Akkuspeicher setzt, in der Praxis für Deutschland weder sinnvoll noch geplant.
Weder von der Bundesregierung noch von auch nur einer einzigen NGO in ihren Untersuchungen bis 2045.
Denn eine allgemeine Weisheit gilt auch für Deutschland:

Photovoltaik ist im Sommer stark, Windkraft ist im Winter stark und es wäre komplett wahnsinnig, die Winterzeiten vollständig mit mehr Photovoltaik und im Sommer vollständig auf Windenergie zu verlassen.
Weiter oben habe ich bereits angesprochen, dass die Investitionskosten (CAPEX) für Photovoltaik und Akkuspeicher viel zu hoch angesetzt sind.
Das sehen wir aktuell bei den angenommenen Werten bei Table 3, denn das ist harter Tobak:

Stromerzeugungskapazitäten von 3709 GWp in Deutschland ist absolut wahnsinnig und wer meinen Beitrag zu genug Platz für 100% Photovoltaik Stromerzeugung in Deutschland gelesen hat, weiß, dass man mit dieser Menge an Stromerzeugung nicht nur den gesamten Strombedarf von Deutschland aus Photovoltaik erzeugen kann, sondern ein Vielfaches des gesamten Primärenergieverbrauches abdecken könnte.
Ja. Alles aus Industrie, Mobilität, Wärme und Stromerzeugung vollständig aus Photovoltaik versorgt.
Falls du die Verteilnetze und Übertragungsnetze explodieren lassen willst, kannst du natürlich sowas planen.
Ein solches Szenario ist dennoch weder technisch noch wirtschaftlich umsetzbar.

Ein weiteres Beispiel ist der Rückgang der angenommenen Stromgestehungskosten bei einem Anteil von 95 % Stromerzeugung (Seite 22) aus Photovoltaik. Laut der Studie sinken die Kosten von 1.548 USD/MWh auf 849 USD/MWh. Würden jedoch die mittlerweile stark gesunkenen Investitionskosten berücksichtigt, wäre das Ergebnis deutlich günstiger:

Wenn man diese Tabelle dann noch nachjustiert für die eklatant gefallenen Preise für Photovoltaik und Akkuspeicher sieht es gar nicht mehr so dramatisch aus.
Damit zerfällt diese sehr populäre Studie gegen regenerative Energien in sich zusammen.

Zusätzlich spricht die Studie den massiven Einfluss von Akkuspeicher-Investitionskosten auf die Berechnungen an:

Ja, die Studie sagt selbst im Abschnitt auf Seite 17 vor diesem Bild, dass selbst mit 95% Kostenreduktion in Deutschland Akkuspeicher nicht günstig genug wären, um wirtschaftlicher als fossile Ressourcen zu sein.

Nur mein Gegenargument ist, dass mit dem derartig starken Absturz der Investitionskosten für Photovoltaik, dass mittlerweile sogar Solarzäune wirtschaftlich Sinn ergeben, da sie günstiger als reguläre Lattenzäune sind und dem tatsächlich um 90% pro kWh gefallenen Akkupreis seit 2011 es durchaus möglich ist, dass die Werte sehr viel günstiger sind.
Bestätigt wird die günstigere Kombination aus Photovoltaik und Akkuspeicher auch durch die Internationale Energieagentur.
Dennoch ist die Aussage sehr interessant, dass ein Kostenabsturz um 75% unrealistisch wirken.
Damit merkt man, dass die Studie nun mal zu einer anderen Zeit vor der Energiekrise von 2022 und dem großen Kostenabsturz der Photovoltaikanlagen und Akkuspeicher geschrieben wurde.
2020-2021 hätte niemand erwartet, wie absurd stark die Preise für Akkuspeicher fallen würden.

Tatsächlich kann man auch gar nicht mehr inhaltlich dazu sagen, da die Studie nicht so umfangreich ist.

Aus meiner Sicht ist diese Studie ein weiteres Beispiel aus der Reihe: “Wie rechne ich regenerative Energien deutlich teurer, damit sie wirtschaftlich eher schlechter aussehen?”, in der sich Grimms Märchen, die letzte WePlanet Studie oder Die 600 Milliarden Lüge befinden.

Klingen im ersten Moment überzeugend und plausibel, bei genauerer Betrachtung fallen die Argumente in sich zusammen.

Kommen wir zum Fazit:

• Die Hauptdaten stammen aus einer Zeit, in der der massive Preisverfall bei Akkuspeichern und Photovoltaik noch nicht absehbar war.
• Überhöhte Investitionskosten für Photovoltaik (fast doppelt so teuer pro kW)
• Absurd unrealistische Akkuspeicher Annahmen. (1.383$/kW 2020 vs. 250$/kWh 2024)
• Aus meiner Sicht gibt es keinen sinnvollen Grund, diese Studie überhaupt zu erwähnen, da fast kein Punkt in das Jahr 2025 sinnvoll übertragen werden kann.

Daher aus meiner Sicht praktisch Zeitverschwendung.
Es ist essenziell, Studien kritisch zu hinterfragen und mit aktuellen Daten abzugleichen, um Fehlinformationen und Verzerrungen zu vermeiden.
Wenn jemand diese Studie verwenden möchte, um aktuelle Herausforderungen der Energiewende zu demonstrieren, möchte die Person dich in die Irre führen aus meiner Sicht.

Deutschland verscherbelt seinen Strom und kauft ihn teuer ein?

Sobald es um die deutsche Energiewende geht, wird ein Argument gerne angebracht, was einen Funken Wahrheit beinhaltet, nur dennoch in der Realität völlig falsch präsentiert ist.
Das BILD-ähnliche Magazin NZZ demonstriert das ausgezeichnet in dieser Überschrift:

Grundsätzlich ist das Angebot des europäischen Supernetzes ENTSO-E ganz klassisch nach Angebot und Nachfrage aufgebaut.
Sofern ein Land mehr Strom erzeugt als es verbraucht, kann es passieren, dass an bestimmten Stunden mit negativen Strompreisen zu rechnen ist.
Tatsächlich wird dann Kunden teilweise sogar Geld angeboten, um Strom, welcher sonst nicht verwertet werden kann, abzunehmen.

Also gibt es solche Beispiele aus dem Juli 2023:

Nur ist das ein ausschließliches Problem von Deutschland?
Im europäischen Supernetz, in dem Länder regelmäßig Strom importieren oder exportieren, sollte man dazu ja mehr Informationen finden.

Wie sah es eigentlich am zweiten Juli 2023 in Europa generell aus?

Nun.
Die Negativpreise in den Niederlanden und in Dänemark waren deutlich schlimmer und zusätzlich waren die Preise in Belgien, Frankreich, Österreich, Schweiz ebenfalls im Negativbereich.
Jetzt kann man als Gegenargument zu Recht einbringen, dass es die Situation nicht verbessert, wenn andere ähnliche Probleme haben wie Deutschland.
Allerdings kann man ein Problem nicht ordentlich lösen, wenn man keine ernsthafte Betrachtung der Situation durchführt und schaut, ob das tatsächlich ein Problem allein für Deutschland ist oder ob mehrere Nationen ähnliche Schwierigkeiten haben.
Da spezifisch an diesem Tag auch einige Nationen mit Kernkraft Probleme mit der Preisentwicklung hatten, kann das nicht am angeblichen Sonderweg Deutschlands liegen.

Nur ist Juli 2023 etwas länger her, schauen wir doch ins Jahr 2024 rein, wie sah es z. B. am 12 Mai 2024 aus?

Deutschland ist erneut nicht das Land mit den größten Problemen mit negativen Preisen.
Ja, es ist richtig, für die Verbraucher sind negative Strompreise super, grade wenn man dank dynamischer Stromtarife von diesen Umständen profitiert.

Nur für den Staat und die Betreiber der Anlagen kann das schnell problematisch werden.
Jede Form der Stromerzeugung hat Betriebskosten und unter diesen Betriebskosten zu verkaufen kann auf Dauer nicht gut gehen.

Denn diese Mengen an Strom sollten idealerweise in Akkuspeichern eingespeichert oder durch Wasserstoff langfristig eingespeichert werden, sodass man sie in Zeiten geringerer Stromerzeugung aus regenerativen Quellen nutzen kann.

Idealerweise hat man einen Strompreis, welcher konstant niedrig ist und dennoch noch Profite einbringen kann, sodass Bürger günstigen Strom beziehen und Unternehmen wie Industrie dank niedriger Strompreise günstig profitieren können.
Negative Strompreise sind da keine gute Sache.

Nur wie sieht es denn jetzt konkret über das gesamte Jahr 2023 betrachtet aus?

ACER, nicht zu verwechseln mit dem Monitorhersteller, ist die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (“The European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators”) und dieser Bericht zeigt die Tatsachen der Stunden mit negativen Strompreise.

Stunden mit negativen Strompreisen sind ein allgemeines Problem.
Ironischerweise fällt besonders Finnland als absoluter Rekordhalter auf.

Im Diskurs wird gerne Finnland als alternatives Konzept zur Energiewende benannt, da sie dort ebenfalls auf Kernkraft gesetzt haben mit *Olkiluoto-3, welches 17 Jahre gebaut werden musste.

Nur als Rekordhalter der negativen Strompreise in Kombination zu der Tatsache, dass genau dieses Kernkraftwerk die Stromproduktion im Sommer 2023 wegen dieser niedrigen Preise drosseln musste, wirkt es besonders merkwürdig, dass ausgerechnet das deutsche Modell und nicht eher der finnische Weg kritisch gesehen wird.
Ironischerweise treten auch Mitte November 2024 erneut unerwartete Zwischenfälle bei besagten finnischen Kernkraftwerk auf, weshalb es für einige Tage ausfällt.
Finnland hat dadurch häufig zu große Stromerzeugungskapazitäten mit negativen Preisen oder höhere Preise, weil diese Kapazitäten teils ganz ausfallen.
Dabei sollte Kernkraft doch eher zuverlässig sein bei den immensen Kosten.
Nun.

Zurück zum Thema:

Exportiert Deutschland oft billig den Strom und importiert ihn teuer zurück?
Auch dazu gibt es Daten:

Offensichtlich nicht.
Ja, es mag sein, dass es Stunden mit negativen Preisen gibt, immerhin zeigt das der ACER-Bericht weiter oben detailliert.
Dennoch ändert das nichts an den Durchschnittsverkaufszahlen über das Jahr verteilt.
Deutschland erhält mehr Euro pro MWh für das Verkaufen des Stroms, als es Euro pro MWh für das Einkaufen pro MWh bezahlen muss.

Wie die 600 Milliarden Euro Lüge oder die angeblichen 60 Milliarden Euro für Reservekraftwerke Geschichte, ist auch dieser Teil der Stromversorgung gefühlt von Informationen ohne Kontext.

Deutschland sollte selbstredend dennoch mehr Speicher zubauen, die Stromnetze aggressiv ausbauen und sicherstellen, dass der kommende erhöhte Strombedarf auch gedeckt werden kann.

Diese Punkte sind kein Widerspruch und wie die Übertragungsnetzbetreiber aktuell lernen, explodiert die Nachfrage nach Batterie-Anschlussanfragen, was eine sehr positive Entwicklung ist.

Anschlussanfragen bedeutet nicht, dass diese Leistung oder Kapazität auch tatsächlich gebaut wird, nur es zeigt einen eindeutigen Trend, der sich in auch in anderen Ländern findet.

Also sollten wir uns alle an die Arbeit machen, in die Zukunft zu blicken und diese Zukunft erfolgreich umzusetzen.

Sonst fällt Deutschland weiter zurück.

Kapitel 2: Aber was ist mit Land X?

Was ist mit Polen?

Polen ist ein interessantes Land zum Thema Energiewende, welches insbesondere im deutschen Diskurs verzerrt dargestellt wird.
Der Hauptgrund für diese Situation sind folgende Überschriften:

Polen steigt in die Kernkraft ein, während Deutschland ausgestiegen ist.
So weit, so richtig.

Es ist allerdings immens wichtig, dass man genau die Details betrachtet, denn Polen zeigt die wirtschaftliche Realität von neuen Kernkraftwerken.

Grundsätzlich hilft bei solchen Fragen der Blick in die Dokumente der Länder für die EU-Beihilferegelungen:

Jedes Land in der EU, welches staatliche Finanzierungen für Projekte wie Kernkraftprojekte bereitstellt, muss diese der EU-Kommission melden, damit diese prüfen kann, ob es sich um unzulässige Staatsbeihilfen handelt, um einen fairen EU-Markt zu gewährleisten.
Dadurch kann jeder von uns grob erfahren, wie viel Geld für die Mindestvergütung in Form eines CfD (Contract for Difference) in Cent/kWh bereitgestellt werden wird.

Deshalb gehen wir die Details durch:

Also 470-550 PLN/MWh sind umgerechnet etwa 111,7 - 130,7 EUR/MWh und das sind 11,17 - 13,07 Cent/kWh.
Wenn der Strompreis niedriger als dieser Wert liegt, zahlt der Staat die Differenz.
Liegt der Strompreis höher, zahlt der Betreiber die Differenz an den Staat zurück.
Ein hoher Preis für eine Mindestvergütung für 40 Jahre.
Nur ist das Problem, dass auf Seite 21 schon Szenarien für Verspätungen und Kostenüberschreitungen enthalten sind.

Im Fall von Polen ist das Projekt bereits drei Jahre verspätet und somit greift nicht mehr das Basisszenario:

Somit zählt der Wert von 550-630 PLN/MWh, was umgerechnet etwa 130,7 - 149,7 EUR/MWh oder 13,07 - 14,97 Cent/kWh entspricht.
Mit Blick auf die durchschnittlichen Spotmarktpreise für Polen von 96,26 Euro/MWh im Jahr 2024 sind solche Werte absurd hoch.
Vergleicht man das mit 5,31 Cent/kWh für Photovoltaik + 2 Stunden Akkuspeicher oder 4,84 Cent/kWh für Photovoltaik in Deutschland, wird die wirtschaftliche Absurdität dieser Idee deutlich.
Während die Industrie in Spanien günstigeren Strom aus regenerativen Energien bezieht, bindet sich Polen mit einem 40-jährigen CfD an teuren Strom aus Kernkraft.
Das wäre ein gewaltiger Standortnachteil für die polnische Industrie.

Wieso könnte das sogar noch weit schlimmer werden?
Vergleichen wir das Projekt mit einigen der in den letzten 20 Jahren in Europa gebauten Kernkraftwerke:

5,8-fache Kostensteigerung bei Flamanville-3, fast 4-fache Kostensteigerung bei Olkiluoto-3.
Wirtschaftlich desaströse Situation mit Kernkraft in Europa.
Es gibt sogar noch ein sehr aktuelles und dramatischeres Beispiel:

Eine 40,81% Kostensteigerung in wenigen Jahren, bevor der Bau offiziell startet.
Wie genau stellt man sich vor, dass es bei den drei Jahren Verzögerung in Polen bleiben wird?
In den Beihilfedokumenten auf Seite 21 wird schon davon gesprochen, dass es eine 40 % sowie 30 % Reduzierung der Kosten geben könnte, da Kernkraftprojekte in Polen bisher nicht gebaut wurden.
Basierend auf den letzten 20 Jahren an Kernkraftprojekten in (West)europa bin ich nicht sonderlich überzeugt davon, dass dieses Projekt auf magische Art und Weise früher fertig wird.

Tatsächlich besteht kein geringes Risiko, dass dieses Projekt wie das Kernkraftwerk in Bulgarien (Belene) oder in Idaho (Nuscale SMR) noch im Bau abgebrochen wird, da es nicht mehr finanziell tragbar ist.

Für die geschätzten Kosten von 42 Milliarden Euro könnte man in Polen ca. 30-40 GWp an Photovoltaik oder gar 20 GWp an Windkraft-Auf-Land aufbauen, kombiniert mit ausreichend Akkuspeichern, um deutlich schneller zeitlich und wirtschaftlich günstiger sauberen Strom zu erzeugen.
Selbstredend sind die Netzausbaukosten teurer bei einem VRE-intensiven-Strommix, jedoch wäre allein durch die Zeitersparnis des Zubaus ein gewaltiger Kostenvorteil gegeben.

Während Kernkraftprojekte immer teurer werden, gibt es auf Seiten der regenerativen Energien solche Nachrichten:

Eine 45 % (!) Kostenreduktion bei Akkuspeichern für den stationären Einsatz in nur einem Jahr.
Von 127$/kWh im Jahr 2024 auf 70$/kWh im Jahr 2025.
Konkret bedeutet sowas, dass Projekte wie in den Vereinigten Arabischen Emiraten mit 19 GWh an Akkuspeichern statt 2,413 Milliarden Dollar (127$/kWh) nur noch 1,33 Milliarden Dollar (70$/kWh) für diese Akkuspeicher bezahlen müssen.
Dazu dauern solche Photovoltaik + Akkuspeicherprojekte nur 2 Jahre an Bauzeit, während Kernkraftwerke gerne mal 9-15 Jahre Bauzeit benötigen.
Bei diesem Polen Kernkraftprojekt reden wir vom schnellsten Fertigstellungszeitraum von 9 (!) Jahren, was schon optimistisch ist.

Während das Projekt in Polen bis 2036 erst gebaut werden muss und das Risiko einer Kostensteigerung nicht auszuschließen ist, spart man mit regenerativen Energien eine ganze Milliarde Dollar allein bei den Akkuspeichern ein.
In nur einem Jahr.
Genau das zeigt sich bei den weltweiten Zubauzahlen und den Wachstumsraten bei Akkuspeichern:

Zusammengefasst:
Polens Kernkraftprojekt ist bereits drei Jahre verspätet, kostet mit mindestens 13-15 Cent/kWh CfD als Mindestvergütung mehr als das Doppelte als die regenerativen Alternativen und wird mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit als wirtschaftliche Katastrophe nach 2035 in die Geschichte eingehen.
Diese Quellenliste wird den Verlauf weiter dokumentieren.

Was ist mit den Niederlanden?

Die Niederlande sind bei der Diskussion der Energiepolitik ein besonders interessanter Fall.
Es gibt wenig Länder weltweit mit einer schnelleren Dekarbonisierung des Stromnetzes:

Von 8,5% Solar und Windkraftanteil im Januar 2015 zu 64,8% im Juni 2025.
Dennoch hat die niederländische Regierung 2021 im Koalitionsvertrag angekündigt, auf neue Kernkraftwerke zu setzen.
Mittlerweile sind fünf Jahre vergangen, sehen wir doch nach, was alles passiert ist:

Nach fünf Jahren musste eingestanden werden, dass der ursprüngliche Plan von neuen Kernkraftwerken bis 2035 nicht erreichbar sein wird.
Diese Geschichte bestätigt und zeigt sehr eindrucksvoll, wie die meisten Pläne dieser Kernkraftrenaissance aussehen.
Großspurige Ankündigungen, wenig bis keine Resultate in der Praxis.

Konkret gab es im November 2024 von der Ministerin für Klima und grünes Wachstum einen Brief zum Zustand des aktuellen Projektes.
Dort war man noch bei der Auswertungen der Machbarkeitsstudien der verschiedenen Anbieter und eine mögliche Auswertung dieser.
Ein Jahr später gab es schon mehr Informationen zum Thema:

Das Forschungsinstitut TNO4 geht in seiner jüngsten Studie von 7.100 Euro pro Kilowatt aus, wobei die Hinzunahme von Kernenergie systemkostenoptimal ist. Der Bericht von Witteveen+Bos vermittelt also ein etwas veraltetes Bild hinsichtlich der Kostenentwicklung und der effizienten Systemintegration. Derzeit untersucht TNO schließlich, welche Auswirkungen ein Szenario (Sensitivitätsanalyse) einer Verdopplung der Investitionskosten für Kernenergie hätte. Die Ergebnisse dieser Untersuchung will die Regierung nach der Sommerpause dem Parlament vorlegen.“
— Ministerium für Klima und grünes Wachstum

7.100 Euro pro Kilowatt ist optimistisch mit Blick auf katastrophale Projekte in Frankreich mit Flamanville-3 oder Hinkley Point C in Großbritannien.
Basierend darauf, dass die Ziele für 2035 bereits nicht erreicht werden können und mit der plötzlichen Neuwahl Ende 2025 sämtliche Ambitionen zur Kernkraft erneut verzögert werden, kann man sich vorstellen, wie gut sich dieser Wert ablaufen wird.

Die Niederlande hat ein aktives Kernkraftwerk von 1973 und dieses soll verlängert werden.

Mit Blick auf die immens schnelle Dekarbonisierung durch Solar und Wind in Kombination mit der plötzlichen Neuwahl halte ich diesen Beitrag bewusst kurz.
Aktuell (Stand Januar 2026) sieht es so aus, als ob die neuen Kernkraftanlagen durch das Selbstkannibalisierungsproblem sowie administrative Verzögerung eine sehr geringe Rolle in der Energieversorgung der Zukunft darstellen wird.
Sobald die neue Regierung steht und weitere Informationen bekannt gegeben werden, werde ich diesen Beitrag aktualisieren und ausführen.

Was ist mit China?

Sobald es um die Energiewende geht, gibt es in Diskussionen zwangsläufig eine Form dieser Aussage:
“Aber Deutschlands CO2-Emissionen sind doch irrelevant, ohne Länder wie China oder USA bringt alles, was Deutschland macht nichts?!”

Ja. Grundsätzlich ist das keine falsche Aussage, wenn die anderen Länder nichts machen würden.
Nur machen andere Länder wie China und die USA mittlerweile signifikant mehr als Deutschland, da es deutlich günstiger als die Alternative ist.
Deutschland kann sich nicht ständig hinter anderen Ländern verstecken, wenn diese deutlich mehr Investitionsvolumen in saubere Energien stecken.

Dazu passt die simple Tatsache, dass laut des Centre for Research on Energy and Clean Air die Kohleverstromung in China um 7% gefallen ist vom Zeitraum Juni 2023 - Juni 2024 dank des Zubaus von über 400 GWp Solar+Wind Kapazität seit 2023.

China hat zusätzlich seit 2019 Kohlekraftwerkprojekte eingestellt, da es lange Zeit Subventionsbetrug zu dem Thema gegeben hat.
Schon vor fünf Jahren wusste man, dass Provinzregierungen gerne starke Subventionen ausgegeben haben, um Kohlekraftwerke zu bauen, selbst wenn diese Provinzen gar nicht davon profitieren würden und die Kohlekraftwerke gar keine Auslastung erhalten.
Dieser Missstand ist bekannt und wurde behoben, daher sind die Neugenehmigungen um 83% eingebrochen.

Wieso zusätzlich so viel Geld in regenerative Energien investiert wurde, folgt jetzt:

Photovoltaik und Windkraft gehören zu den günstigsten Stromerzeugungsquellen, die man weltweit auftreiben kann.
VALCOE berücksichtigt auch den Kapazitätsfaktor/die Volllaststunden der Erzeugungsquellen in USD/MWh, was insbesondere für PV + Windkraft sehr wichtig ist.
Capital costs/CAPEX steht für die Investitionskosten in USD/kW, also wie viel (einmalig) zum Kaufen der Grundstücke, Gebäude und Equipment investiert werden muss.
Capacity factor steht für den Kapazitätsfaktor bzw. die Volllaststunden in Prozent, folglich wie viele Stunden im Jahr diese Geräte ihre “maximale” Leistung erbringen können.
Fuel, CO2, O&M/OPEX steht für die Betriebskosten der Anlagen in USD/MWh.

Logischerweise sollte man das auch bei den Kapazitätszubauzahlen global sehen.

Voilà:

Diese Diskussion bezüglich der Energiewende ist sehr eigenartig, sofern man sich ernsthaft pragmatisch und inhaltlich mit dem Thema beschäftigt.
Schaut euch die Bilder einfach an, der globale Zubau geht eindeutig in eine Richtung und auch wenn man den Kapazitätsfaktor von Photovoltaik und Windkraft beachtet, ist es eindeutig.
473 GWp an regenerativen Energien vs. 5,5 GWp in Kernkraft für das Jahr 2023.

Ernsthaft, wie deutlich muss der Abstand noch werden?

Insbesondere in China fließen absurde Menge an Geld in saubere Energien - 2023 waren es ganze 676 Milliarden Dollar.

Tatsächlich muss man sagen, dass die Erzeugungskapazitäten in China auf einem völlig anderen Level sind.
Sei es, dass China 2023 mehr Photovoltaik-Kapazität zugebaut hat als jedes andere Land überhaupt insgesamt hat.
Ja, es ist korrekt, dass China auch Kohlekraft zubaut, nur wie bereits im Wasserkraftkapitel erklärt, wird das vom Zubau von regenerativen Energien verdrängt.

Zusätzlich zu den Erzeugungskapazitäten dominiert China bei der Frage der E-Auto-Verkaufszahlen.

China verfügt über den größten Automobilmarkt weltweit und ist bei der E-Mobilität die führende Kraft, sofern man China mit Europa oder USA vergleicht.

Sieht man auch beim Verband der Automobilindustrie (VDA) eindeutig.

Als Vergleich seht ihr jetzt die deutschen PKW-Zulassungszahlen:

Deutschland muss dringend aufholen bei E-Auto-Zulassungszahlen.
Aus meiner Sicht müssen E-Autos ca. 20-30% nach Automobilkategorie günstiger werden, damit es zum Selbstläufer wird.
Mit kommenden Fahrzeugen wie dem Citroën ë-C3 oder Renault R5, die endlich die Einstiegspreise von 25.000 Euro bzw. darunter erreichen.
Wichtiger Schritt, dass die Preise fallen, damit außerhalb von China E-Autos einen größten Marktanteil erreichen.

2023 waren folgende Firmen die Top 10 für E-Auto-Akkus:

Konkret hat China auch bei der E-Mobilität-Fertigung einen immensen Vorsprung.
CATL hat 18.000 Mitarbeiter angestellt, die ausschließlich für die Forschung und Entwicklung neuerer Akkus zuständig sind.
Sowas führt dann zu Akkus wie der Shenxing Plus, die mutmaßlich über 1000 Kilometer Reichweite erreichen und an schnellen Ladesäulen 600 KM in 10 Minuten nachladen.

Neben E-Auto-Akkus sieht das bei generelleren Akkuspeicherfertigungen nicht anders aus:

Ja, das lest ihr völlig richtig.
Sofern diese Ausbaupläne umgesetzt werden, würde die weltweite jährliche Produktion an Akkuspeichern (7,9 TWh) entschieden die Nachfrage (1,6 TWh) übersteigen.
Im Bloomberg-Artikel wird ausgeführt, dass selbstredend nicht alle diese Projekte umgesetzt werden, da logischerweise die meisten Firmen diese Situation ebenfalls einschätzen können.

Hinzukommend entstehen in Ländern wie Deutschland, USA und selbstverständlich auch China zusätzliche Kapazitäten für Natrium-Ion-Akkus.

Natrium-Ion-Akkus sind insofern interessant, weil Natrium als Ressource nahezu überall auf der Welt verfügbar ist.
Tatsächlich besteht die Erdkruste zu 2,36% aus Natrium.
Damit man ein Bild vor Augen hat, was das für die Materialförderung bedeutet:
Eisenerz (5,63% der Erdkruste) ist die Ressource unter den Metallen, die weltweit am meisten gefördert wird mit einem gewaltigen Abstand, seht selbst:

Lithium findet ihr sehr weit unten in dieser Übersicht und mit der Perspektive der Vorkommen bei Eisenerz könnt ihr euch vorstellen, warum sehr viele Länder Natrium-Ion-Akkuspeicher im Blick haben.

Nach dem Fraunhofer Institut FFB können Natrium-Ion-Akkus vollständig, ohne Abhängigkeiten aus dem Ausland, in Europa gefertigt werden.

Statt Kupfer Aluminium verwenden zu können oder Preußisch Blau als Aktivmaterial in der Kathode zu verwerten, führt zu einer immensen Kosteneinsparung.

China spielt auch bei diesem Thema eine große Rolle und investiert viel Geld.
Bis 2030 wird Natrium-Ion eine signifikante Rolle annehmen, allein aus wirtschaftlichen Gründen.

Abschließend muss man deutlich sagen, dass insbesondere “Aber China?!” als Argument komplett bescheuert ist, wenn man sich die Fakten anschaut.
China baut in einer Geschwindigkeit regenerative Energien in jeder Form zu, was auch völlig Sinn ergibt, denn die geringeren Abhängigkeiten aus dem Ausland sind auch für ein energiehungriges Land selbstverständlich ein wichtiger Aspekt.
Klar, günstiges Gas aus Russland ist praktisch, noch günstigere regenerative Energien sind noch praktischer - Zeigt sich auch an den Milliardeninvestitionen.

Europa und insbesondere Deutschland muss dringend das Tempo beim Aufbauen eigener Produktions- und Forschungskapazitäten anziehen, damit man bei der Energiewende nicht von anderen Nationen vollständig abgehängt wird.
Natrium bietet eine Gelegenheit, das Ruder rechtzeitig rumzureißen.

Es lohnt sich.

Was ist mit den USA?

Als wirtschaftlich stärkste Nation des Planeten spielen die Vereinigten Staaten von Amerika eine signifikante Rolle, was die CO2-Emissionen und wirtschaftliche Entwicklungen im Bereich der Energieindustrie betrifft.

In dieser Quellenliste habe ich bereits im Was ist mit China? oder Ist Deutschland bei Energiethemen ein Geisterfahrer? Artikel aufgegriffen, dass in der Welt allgemein beachtlich viel Geld in regenerative Energien gesteckt wird.

Betrifft das auch die USA?
Schauen wir uns die Fakten an.

Vorab: Die EIA (Energy Information Administration) veröffentlicht eine Statistik zu geplanten Stromerzeugungskapazitäten, welche ihr hier findet.

Eine Erklärung:

Wir suchen nach Planned Net Change, was den Nettozubau (Zubau - Rückbau) an Kapazität die nächsten 12 Monate zeigen soll basierend an Berichten an die EIA.

Konkret beträgt der Zubau der Stromerzeugungskapazitäten (ich zähle ab 400 MWp) diese 12 Monate:

Windkraft auf Land - 5,49 GWp
Windkraft auf See - 0,93 GWp
Photovoltaik - 34,46 GWp
Akkuspeicher - 16,67 GWp
Gas - 0,45 GWp
Kohle - -2.86 GWp
Erdöl - -0,52 GWp

Also tatsächlich regenerative Energien dominieren mit absurden hohen Abstand.
Wir reden von 57,55 GWp regenerative Energien und (-2,93 GW) Zubau (Rückbau) in den USA.

Sofern es um Kernkraft geht, ging Vogtle-4 am 6. März nach knapp 10,5 Jahren ans Netz.
Ein weiteres großes Kernkraftprojekt für USA ist aktuell (Stand 22.08.2024) nicht im Bau.

Nun weiter zu den generellen Stromerzeugungstrends in den USA:

Zu Beginn kann man festhalten, dass auch in den USA regenerative Energien wachsen.
Kohleverstromung stürzt rasant ab, während die Gasverstromung wächst.
Kernkraft stagniert seit 20 Jahren, da Neubauprojekte gerne mal 10 oder 11 Jahre Bauzeit benötigen und die Alternativen aus Wind- und PV-Strom deutlich günstiger sind.

Selbst wenn wir uns die Hochburg der Republikaner, Texas, anschauen, sieht man diesen Trend eindeutig.

Texas, ausgerechnet Texas zeigt, wie schnell sich ein Strommix verändern kann.
Hier geht es pur um wirtschaftliche Vorteile, weshalb nicht Kernkraft, sondern PV/Solar + Windkraft und begrenzt Strom aus Erdgas dominiert. Kohle und Kernkraft spielen weniger eine Rolle.

2024 wird sich das natürlich nicht ändern, wie schon im Aber China Beitrag angesprochen, fließt eine Menge Geld:

Laut BloombergNEF investiert die USA 303,1 Milliarden Dollar in saubere Energien mit einem Löwenanteil an Investitionen für Stromnetze und Kapazitäten an regenerativen Energien.
Außerdem wirkt der Inflation Reduction Act von 2022 und dieses Gesetz sorgte allein für ca. 250,6 Milliarden Dollar an Investitionen mehreren hunderten Milliarden an Subventionen für den Energiesektor.

Ja, all dieses Geld hat zu Resultaten geführt.
Wenn man sich die geplanten Projekte für das Jahr 2024 anschaut, wird man förmlich erschlagen:

94%. 94% der geplanten Kapazitäten im Stromsektor sind regenerative Energien.

Der Anteil von neugebauter Kernkraft beträgt 2% und da geht es um Vogtle-4.

Natürlich muss man bei den verschiedenen Stromerzeugungsquellen die Volllaststunden berücksichtigen, dennoch zeigen all diese Trends der Energy Information Administration (EIA), wohin die Reise für die USA geht. Eindeutig in Richtung der regenerativen Energien.

Dazu findet man in den USA ein spannendes Beispiel, wie Akkuspeicher als Kurzzeitspeicher funktionieren können, da die USA bereits sehr aggressiv in diese Projekte investiert:

Offensichtlich investiert die USA nicht wenig Geld in Akkuspeicher.
Aus meiner Sicht könnte man sich etwas Gedanken machen, wieso Länder wie China und USA so viele Milliarden in diese Sektoren stecken und ,dass das vielleicht doch wirtschaftlich eine gute Idee ist.

Zur Erklärung, wie das mit Akkuspeichern abläuft, schauen wir nach Kalifornien:

Kalifornien verfügt über die größte Menge an Akkuspeichern und zeigt, dass über den Tag die Akkuspeicher aufgeladen werden, damit abends bis in die Nacht Strom wieder ins Netz eingespeist werden kann.
In anderen Beiträgen dieser Quellenliste habe ich bereits angesprochen, dass die letzten Jahre die Preise für Akkuspeicher von ca. 800 Dollar pro kWh 2013 zu unter 140 Dollar pro kWh 2023 gefallen sind und mit Blick auf Natrium-Ion-Akkus, welche kein Lithium, Nickel oder Kobalt benötigen, werden die Preise weiter fallen.

Zu E-Autos halte ich mich kurz:

Auch die USA hat eine Vorgabe in einigen Bundesstaaten, dass ab 2035 100% der PKW-Erstzulassungen Zero-Emission-Vehicle (ZEV) sein sollen - Damit sind Verkäufe gemeint, nicht der Bestand.
Normalerweise würde ich mir wünschen, dass man das gar nicht erklären müsste, nur selbstverständlich heißt das nicht, dass ab 2035 Leute mit einer Armbrust durch die Straße laufen und mit einem EMP-Pfeil eure Verbrenner zerstören.
Ihr könnt die so lange fahren, wie ihr wollt, da geht es nur um Erstzulassungen wie in der EU.
Entweder E-Autos oder Brennstoffzelle, wobei es in dieser Frage einen eindeutigen Sieger gibt.
Am Ende kann auch die USA Physik nicht überwinden, deshalb läuft es bei dieser Gesetzesvorgabe für die Bundesstaaten Kalifornien, Maryland, Massachusetts, New Jersey, New York, Oregon, Rhode Island, Vermont, Virgina, Washington und der District of Columbia auf 100% - E-Autos hinaus.

Sofern man also besorgt ist, ob Deutschlands Pfad zu regenerativen Energien und E-Autos unsinnig ist, weil die USA nicht mitmacht, kann man beruhigt sein.

Offensichtlich macht die USA nicht nur mit, sondern versucht mit absurd viel Geld ganz vorne mitzuspielen.

Denn regenerative Energien sind günstiger - Das hat man in den USA verstanden.

Deutschland sollte mitziehen und nicht zurückfallen.

Was ist mit Frankreich?

Aktuelle Probleme in Frankreich

Frankreichs alternative Strategie zur Kernkraft gerät in Schwierigkeiten.
Am 17. März 2025 tagte der vierte Rat für nukleare Sicherheit (CPN) - das zentrale Gremium, das Richtlinien und Informationen für die französische Regierung in Kernkraftfragen festlegt.
Wie üblich folgte darauf ein Protokoll mit den entsprechenden Entscheidungen.

Die sechs neuen EPR2-Kernkraftwerke in Penly, Gravelines und Bugey sollen ab 2038 schrittweise Strom liefern.
In Gravelines (April 2039 und 2040) und Bugey (Januar 2043 und 2044) würden einige Reaktoren sogar erst Jahre später ans Netz gehen.
Damit sieht der Rat für Nuklearpolitik (CPN) die Lage ähnlich düster wie der französische Rechnungshof.

Diese Schätzung beinhaltet eine Verschiebung des ersten Betons der Nuklearanlage von Ende 2027 auf September 2028 und des ersten Blocks von Penly von September 2036 auf Juli 2038. Für die beiden folgenden Paare hingegen enthält er einen schnelleren Bauplan als in den vorherigen Bewertungen, was zu Inbetriebnahmen im April 2039 und 2040 für Gravelines und im Januar 2043 und 2044 für Bugey führt, was die DINN im Vergleich zu den anderen bisher realisierten oder laufenden EPR-Projekten als ehrgeizig erachtet.“
— Französischer Rechnungshof

Warum ist die Zeitplanung für 2038 so entscheidend?
Ursprünglich war vorgesehen, dass die neuen Reaktoren bereits 2036 Strom liefern.
Doch mit jeder Verzögerung wird es für Frankreich schwieriger, solche Projekte wirtschaftlich umzusetzen.
Insbesondere da mit jedem Jahr regenerative Energien günstiger werden und immer häufiger Kernkraftanlagen preislich unterbieten und damit nach Merit-Order diesen Strom aus Kernkraft verdrängen.

Die Kosten für die sechs Anlagen sind seit 2022 von 51,7 auf 67,4 Milliarden Euro gestiegen. Der französische Rechnungshof spekuliert sogar, dass die Gesamtkosten einschließlich Finanzierung auf bis zu 100 Milliarden Euro klettern könnten.
Genau diese Finanzierungssorgen haben die Projekte verzögert - mit der Folge, dass EDF seine finale Investitionsentscheidung (FID) von 2025 auf Ende 2026 verschoben hat. Dabei sollte der Bau eigentlich zügig beginnen, denn logischerweise werden Kernkraftwerke älter und sollten irgendwann ersetzt werden.

Ein weiteres Problem:
Solche Großprojekte erfordern eine enge Abstimmung mit der EU, um die Energiepolitik zu harmonisieren. Doch dieser Abstimmungsprozess kann bis zu 18 Monate dauern - jede Verzögerung bremst den Bau der Reaktoren zusätzlich aus.

Immerhin hat sich der Rat gemeinsam mit der Regierung und dem staatlichen Energiekonzern EDF darauf geeinigt, die vom französischen Rechnungshof kritisierten fehlenden Informationen bis Ende des Jahres nachzuliefern.
Für die Finanzierung geht man derzeit davon aus, dass der Staat mindestens die Hälfte der Baukosten über einen vergünstigten Kredit übernimmt.
Zudem soll ein Contract for Difference (CfD) mit einem Strompreis von maximal 100 Euro/MWh (2024-Preise) greifen.
Das bedeutet: Liegt der Börsenpreis unter 100 Euro/MWh (10 Cent/kWh), gleicht der Staat die Differenz aus - ähnlich dem EEG-Mindestvergütungssystem.
Entscheidend ist jedoch, dass bei einem Preis über 100 Euro/MWh die Überschüsse an den Staat oder einen entsprechenden Fonds zurückfließen.
Dieses Modell soll für Planungssicherheit sorgen und den wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen gewährleisten.

Interessanterweise behauptet dieses Protokoll aus dem Treffen, dass bis Beginn des Jahrzehnts ab 2030 einige der kleinen modularen Kernkraftanlagen laufen sollen.
Es geht explizit um Demonstrationsanlagen, noch nicht finale kommerzielle Anlagen.
Diese Story beißt sich mit einem Bericht aus dem letzten November 2024, bei der diverse der SMR-Projekte massive technische Probleme haben sollten und die einzigen Anlagen, die einigermaßen gut laufen, für industrielle Wärme oder Nah/Fernwärmenetze gedacht sind.
Alle Anbieter für Stromerzeugung mit kleinen modularen Anlagen in Frankreich sollen nicht funktionieren.
Das Protokoll greift diese Vorwürfe nicht auf, lässt gleichzeitig allerdings offen, in welchem Zustand die meisten Projekte sind.

Abschließend möchte Frankreich erneut mehr Recycling bei Brennstäben und schnelle Brüter umsetzen und aufbauen, nachdem das Astrid-Projekt August 2019 nach 13 Jahren aufgegeben wurde.
Wie genau das ablaufen soll, lässt die Pressekonferenz wie auch das Protokoll offen.

Die zweijährige Verzögerung und die massiv gestiegenen Kosten bestätigen die Bedenken des französischen Rechnungshofs. Dieser warnt eindringlich davor, in EPR2-Reaktoren zu investieren, solange noch zu viele offene Fragen bestehen und EDF nicht alle relevanten Informationen liefert.

Der nächste entscheidende Meilenstein steht Mitte 2025 an. Bis dahin will EDF die Finanzierungsdetails klären, um eine Einigung mit der EU zu erzielen, ob das gelingt, bleibt jedoch fraglich.

Der gesamte Prozess zeigt, dass auch Frankreichs Kernkraftstrategie mit erheblichen Problemen zu kämpfen hat.
Eine Energiewende-Alternative verläuft dort längst nicht so reibungslos, wie oft behauptet wird und doch wird Frankreich in Deutschland immer wieder als Vorbild dafür genannt.

Was ist mit Frankreich genau?

Im Diskurs um die Energiewende sagen Leute gerne sinngemäß:
“Hallo, Frankreich hat viel weniger Emissionen mit Kernkraft?! Wieso macht man das nicht genauso in Deutschland?!”

War dieser Kurs richtig und sollte Deutschland diesen übernehmen?
Ich werde in diesem Beitrag erklären, wieso das in der heutigen Zeit ein Fehler ist bzw. wäre.

Frankreich hat in Energiefragen eine signifikant andere Richtung eingeschlagen als Deutschland mit Fokus auf Kernkraft.

Dennoch muss man klarstellen, dass Frankreichs andere Richtung in der Energiepolitik aktuell (März 2025) ein gewaltiges Problem hat:

Die finale Investitionsentscheidung (FID) soll erst Ende 2026 erfolgen.
Ursprünglich sollte bereits 2025 diese Zusage erfolgen, damit die neuen EPR2-Kernkraftreaktoren 2027 gebaut werden können.
Auch der französische Rechnungshof hat wiederholt davor gewarnt, überhaupt neue Kernkraftreaktoren dieses Designs zu bauen.

Diese Schätzung beinhaltet eine Verschiebung des ersten Betons der Nuklearanlage von Ende 2027 auf September 2028 und des ersten Blocks von Penly von September 2036 auf Juli 2038. Für die beiden folgenden Paare hingegen enthält er einen schnelleren Bauplan als in den vorherigen Bewertungen, was zu Inbetriebnahmen im April 2039 und 2040 für Gravelines und im Januar 2043 und 2044 für Bugey führt, was die DINN im Vergleich zu den anderen bisher realisierten oder laufenden EPR-Projekten als ehrgeizig erachtet.“
— Französischer Rechnungshof

Nach der aktuellen Einschätzung würde als ein Beispiel der erste Beton Ende 2027 erst September 2028 vorbereitet werden oder die Inbetriebname des ersten Blocks der neuen Kernkraftreaktoren in Penly von September 2036 auf Juli 2038 (!) verschoben werden.
Kurzgesagt:
Flamanville-3 benötigte 17 Jahre Bauzeit aufgrund diverser Probleme beim Bau und die neuen Kernkraftanlagen sind jetzt schon Jahre hinter dem 2022 angekündigten Zeitplan.

Es bleibt wirklich schleierhaft, wie man sich ernsthaft für neue Kernkraftprojekte in Deutschland aussprechen kann, wenn selbst in der Kernkraft-Pilgerstätte Frankreich kein Projekt seit 20 (!) Jahren ohne Probleme abläuft.

Zurück zur Historie des Kernkraftweges in Frankreich:

Gigantische Investitionen in Kernkraft durch den Messmer-Plan kurz vor der ersten Ölpreiskrise 1973 zur Überkapazitätskrise 1988 (61% Auslastung der Kernkraftwerke gegen Westdeutschlands 74% zur Zeit, da Frankreich den Mehrstrombedarf massiv falsch eingeschätzt haben) zum aktuellen Status Quo:

Basierend an den CO2-Emissionen ist Frankreich deutlich besser positioniert als Deutschland bei der Stromerzeugung, daran kann man auch als Freund der regenerativen Energien kaum anders argumentieren:

Jetzt kommt allerdings der zentrale und wichtigste Punkt, welcher vor zehn Jahren mich vom ehemaligen Kernkraftunterstützer zum Kernkraftgegner verändert haben: Wirtschaftlichkeit.

Zu Beginn eine Übersicht über die Stromerzeugungsentwicklung in Frankreich:

Selbstverständlich sind die absoluten Mengen drastisch unterschiedlich, nur sieht man recht eindeutig, dass Kernkraft in Frankreich stagniert, während regenerative Energien ausgebaut werden.

Kernkraft ist nach neun Jahren immer noch nicht auf demselben Wert von 2015 zurückgekehrt.
Wie lange soll das eigentlich noch dauern?

Zusätzlich hat der Zubau regenerativer Energien bereits jetzt signifikante Auswirkungen auf den französischen Strommarkt:

Regenerative Energien treiben den Strompreis so weit runter, sodass drei Kernkraftanlagen temporär runtergefahren werden müssen + drei zusätzliche während des Wochenendes.

Zur Erklärung, wieso das problematisch ist:
Logischerweise haben alle Kraftwerke Betriebskosten, welche man als OPEX benennt, die durch den Strommarkt oder den Staat getragen werden.

Nach dem World Energy Outlook 2024 der internationalen Energieagentur betragen die OPEX-Kosten in der europäischen Union 35$ die MWh für Kernkraft.

Jetzt folgt eine Visualisierung, wieso Kernkraft aktuell in der EU so eine schwere Zeit hat.

Kurze Erklärung, was das bedeutet:
Minuspreise bedeutet, dass ein Überangebot an Strom durch zum Beispiel Wind- und Photovoltaikstrom verfügbar ist und nicht verwertet werden kann und dir als Privat- oder Gewerbekunde Geld angeboten wird, um den Strom abzunehmen.

Negative Strompreise sind für die Betreiber und das eigene Land offensichtlich nicht gut, da man diesen Strom besser in Energiespeichern verwerten sollte oder damit ggf. Wasserstoff erzeugen sollte statt ein anderes Land zu bezahlen, dass dieser den Strom abnimmt.

Wie man im Bild des EPEX-Spotmarktes sieht, ist das kein spezifisches Problem von Frankreich oder Deutschland, sondern aktuell eine Schwierigkeit der gesamten europäischen Union und den Mitgliedsstaaten des ENTSO-E außerhalb der EU.

Regenerative Energien haben nach dem World Energy Outlook 2023 signifikant niedrigere Betriebskosten als Kernkraft mit 10$/MWh für Photovoltaik und 15-20$/MWh für Windkraft gegen Kernkraft, benötigen dafür allerdings größere Investitionen in Übertragungsnetz- und Energiespeicherkapazitäten.

Trotz dieser größeren Investitionen ins Stromnetz und Energiespeicherkapazitäten zeigen die Entwicklungen der letzten neun Jahre der Stromerzeugungskapazitäten und Stromerzeugungsmengen nicht, dass Frankreichs Kernkraftkurs weitergetragen wird. Selbst von Frankreich selbst.

Jedes Kernkraftwerk erhält einen Namen, also falls euch Leute erzählen, dass angeblich so viele Kernkraftwerke zugebaut werden, fragt sie einfach nach den Namen der Anlagen.
Denn wenn man sich jedes Kernkraftwerkprojekt der letzten vier Jahre anschaut, rätselt man wirklich, woher dieses Gerede von “Alle setzen auf Kernkraft” kommt.
Am Ende zählen nur konkrete Bauprojekte, nicht großspurige Ankündigungen, von denen nicht wenige eingestellt werden.

Seit Dezember 2007 gab es keinen einzigen Baustart eines Kernkraftwerkes in Frankreich. Fast 17 Jahre ist das her.
Flamanville-3 ist nicht einmal fertig zum Zeitpunkt (Ende Juli 2024) des Beitrages.

Da deutlich mehr Windkraft und Photovoltaik zugebaut wird, wirkt es in der Praxis eher so, als sei regenerative Energien die Zukunft, sogar in Frankreich.

2022 hatte Macron angekündigt, 14 neue Kernkraftreaktoren bauen zu lassen, um einerseits einige der älteren Kernkraftwerke ersetzen zu können und den höheren Strombedarf der elektrifizierten Welt auffangen zu können.
Wollt ihr raten, wie viele dieser Projekte bereits einen Baustart hatten?

Korrekt. 0.

Selbst wenn man annimmt, dass Flamanville-3 ein Ausreißer wäre, zeigen die Fakten eine andere Sprache:

• Vogtle-4 in den USA: 11 Jahre
• Olkiluoto-3 in Finnland: 18 Jahre
• Shin-Hanul-1 in Südkorea: 10 Jahre
• Shidao-Bay-1 in China: 11 Jahre

Bedenkt bei diesen Werten: Das sind nur die Bauzeiten.

Häufig liest man bei Leuten, dass Windenergieanlagen auch gerne fünf Jahre dauern, da dort Genehmigungsdauer oder Zeit seit Ankündigung des Projekts weit vor Baustart als Referenz gewählt wird.
Mit Verweis auf die 2022er Ankündigung von Macron verwende ich bewusst nicht diese Grundlage, da die reine Baudauer von Windenergieanlagen oder Photovoltaik einfach massiv niedriger ist und mit Blick auf Genehmigungen Kernkraftanlagen auch viele Jahre brauchen.

Man denke nur an Sizewell-C in Großbritannien, welche 2015 angekündigt wurde und erst im Mai 2024 die besagte Genehmigung erhalten hat.

Meiner Meinung nach reicht die reine Baudauer als Gegenargument bezüglich Kernkraft absolut aus und das Verwenden von Genehmigungsdauer sorgt nur für unseriöse Vergleiche zwischen Demokratien und Autokratien, die keiner einzigen Person in einer faktenbasierten Diskussion helfen.

Nehmen wir also meine 9-12 Jahre Annahme durch die ganzen Beispiele oben als Maßstab und die Ankündigung von Macron, dass der Baustart der sechs neuen Kernkraftanlagen erst ab Mai 2027 beginnen, können wir also erwarten, dass frühstens 2036-2039 die neuen Kernkraftanlagen fertig sind.

In dieser Quellenliste habe ich wiederholt (z. B. im Aber USA Beitrag) darüber gesprochen, dass Akkuspeicherpreise die letzten 12 Monate stark am Fallen sind und selbst die IEA in ihrem Batteries and Secure Energy Transitions die Situation so beschreibt:

Batterien in Kombination mit Photovoltaik sind auch im Vergleich zu anderen emissionsarmen Stromquellen, die heute kommerziell verfügbar sind, äußerst wettbewerbsfähig.
Die wertbereinigten Stromgestehungskosten von Photovoltaik plus Batteriespeicher sind in den meisten Märkten heute deutlich niedriger als die von Kernenergie, in China wird diese Schwelle jedoch erst um 2025 in der STEPS überschritten.
— Internationale Energieagentur

Dieser Bericht stammt vom April 2024 und ist sehr lesenswert (klickt auf das Bild, der sollte euch zur konkreten Seite und dem besagten Bericht führen) und zeigt genau diese These, die ich vertrete.

Noch schlimmer wird es, wenn man sich die aktuellen Preise für Akkuspeicher in China anschaut:

Mein Gedanke zu diesem Thema ist leicht zu erklären:
Bei der Menge an Geld, die in Akkuspeicherforschung und Kapazitätenaufbau gesteckt wird und zusätzlich durch die fallenden Fertigungskosten durch Effizienzsteigerungen und neue Fertigungsverfahren die Wirtschaftlichkeit jedes Jahr verbessert wird.

Wie soll Kernkraft bis 2036 bis 2039 auch nur ansatzweise eine Chance haben?

Mai 2024 wurde der erste Natrium-Ion Speicher in China ans Netz angeschlossen, welche ebenfalls noch günstiger sind, da Natrium 100-150 Mal häufiger im Erdmantel verfügbar ist und grundsätzlich eine der häufigsten Ressourcen des Planetens ist.

Osteuropa hat aktuell eine Welle an Problemen mit Finanzierungen von Kernkraftanlagen und dieses Schicksal sehe ich persönlich auch für Frankreich kommen.
Mit jedem Jahr wird es schwerer Kernkraftanlagen ohne immense staatlichen Hilfen zu betreiben.

Abschließend eine kleine Zusammenfassung:

War die Entscheidung von Frankreich richtig, vor Jahrzehnten mehr auf Kernkraft zu setzen?
Aus meiner Sicht Ja.

Ergibt das heutzutage Sinn mit Blick auf regenerative Energien diese Route zu heutigen Konditionen zu wiederholen?
Aus meiner Sicht eindeutig Nein.

Ein Messmer Plan würde heute viel zu viel kosten, es würde zu lang dauern und selbst Frankreich als Kernkraftvorzeigeland hat massive Probleme, bereits erreichte jährliche Stromerzeugungsmengen aus Kernkraft vor neun Jahren (!) zu erreichen.
Unabhängig wie man zum Thema Müll aus Kernkraftanlagen oder Sicherheit steht, die Wirtschaftlichkeit ist das unausweichliche Problem von Frankreich.

Selbst Frankreich baut mehr Windkraft und Photovoltaikanlagen zu, also muss sich Deutschland da nicht verstecken.

Was ist mit Belgien?

Belgien kommt in der Diskussion zur Energiewende auf, da zwei Kernkraftwerke 10 Jahre länger laufen sollen als ursprünglich geplant und damit ein Umdenken der Energiepolitik zum größeren Zubau von Kernkraftkapazitäten dargestellt wird.
Das sind Doel 4 und Tihange 3.

Nur bedeutet das wirklich ein Umdenken in der Energiepolitik zu mehr Kernkraft in Belgien?
Schauen wir uns die Daten der internationalen Atomenergieagentur (IAEA) dazu an:

Quelle: Internationale Atomenergieagentur

Mit der simplen Tatsache, dass Doel-1, Doel-2 und Tihange-1 in einem einzigen Jahr (2025) abgeschaltet wurden, kann man von diesem gewaltigen Umdenken wirklich nicht sprechen.

Außerdem kann man sich die 266-seitige-Übersicht des belgischen Übertragungsnetzbetreibers Elia zum Thema Energiesicherheit für den Zeitraum von 2026 bis 2036 anschauen:

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4.2.1 Investment costs and parameters for the different technologies - Elia 2026-2036

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FIGURE O-3 — OVERVIEW OF THE MAIN PARAMETERS FOR THE PROSUMER POWER SCENARIO - Elia 2026-2036

Selbst in dieser Prognose für die nächsten zehn Jahre sieht man, wie absurd dieses “Umdenken” in der Energiepolitik ist.
Kernkraft fällt von 3,9 GW Leistung auf 2,1 GW.
Doel-1, Doel-2 und Tihange-1 sind 2025 abgeschaltet worden und stellen diese 1,8 GW Differenz dar.
Mit der zehnjährigen Verlängerung von Tihange-3 und Doel-4 erklären sich die verbleibenden 2,1 GW.

Zusätzlich werden diese 2,1 GW Leistung teuer erkauft, wie in diesem Interview klargestellt wird:

Es ist in der Tat die Rentabilitätsgarantie, die den Steuerzahler Geld kostet. Derzeit liegt im Rahmen des Phoenix-Deals der vorläufige Ausübungspreis bei rund 90 Euro (wenn Strom unter diesem Preis verkauft wird, zahlt der Staat die Differenz an Engie, Anmerkung der Redaktion). Dies entspricht nicht ganz den Ankündigungen der vorherigen Regierung, die von 65 Euro sprach. Dies ist das Gegenstück zu dem gewählten Mechanismus!
— Mathieu Bihet (Belgiens Energieminister)

Also 90 Euro/MWh bzw. 9 Cent/kWh Mindestvergütung (bzw. CfD) für den Strom aus den beiden bestehenden Kernkraftwerken.
Zum Vergleich in Deutschland:
Neue Windkraftanlagen-Auf-Land benötigen 6,06 Cent/kWh oder neue Solaranlagen mit (2 Stunden) Akkus brauchen 5,31 Cent/kWh Mindestvergütung.
Selbst falls wir Vorhaltekosten für Gaskraftwerke für Dunkelflauten für Deutschland gleich mit einrechnen, die bei 1-2 Cent/kWh liegen, hat man mit neuen regenerativen Energien Kapazitäten eine günstigere Gesamtkostenrechnung.

Zurück zur Studie von Elia:
Ebenso erkennt man den signifikanten Anstieg von Solar und Windkraftkapazität über die kommenden Jahre von 2024 mit 11 GW sowie 3,4 GW zu 2036 mit 35,9 GW und 7,9 GW.
Paradoxerweise zeigt sich gerade am Beispiel Belgien eins der besten Gegenargumente zum angeblichen Wandel in der EU.
Unabhängig von allen Aussagen zum Wandel der Energiepolitik in der EU, von denen auf Social Media oder in den Medien gerne aus konservativer Sicht gesprochen wird, die realen Zahlen geben das nicht her.

Falls man noch mehr Beweise für diese Tatsache braucht, können wir vom Übertragungsnetzbetreiber Elia zu Engie Belgium wechseln.
Engie Belgium verwaltet in Form der eigenen Tochterfirma Engie Electrabel S.A. sämtliche verbleibende Kernkraftwerke in Belgien.

Gleichzeitig hat Engie allerdings wiederholt klargestellt in diversen Nachrichtenartikeln mit Blick auf Kernkraft vs. regenerative Energien:

Näher bei uns, in Polen, stammten im Juni 2025 44 % des erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien, gegenüber 43 % aus Kohle, der historischen Quelle der Stromerzeugung. Bis zur Einführung der Kernenergie in einigen Jahren, einer weiteren Option, für die sich die polnischen Behörden entschieden haben, sind es die erneuerbaren Energien, die die Dekarbonisierung des Landes vorantreiben. Nehmen wir also unser Schicksal wieder selbst in die Hand und setzen wir auch auf erneuerbare Energien!
— Catherine MacGregor (CEO von Engie)

Fairerweise vergleicht sie gerade im Interview vom Kontext die Situation in Polen, deren ökonomischen Wahnsinn der deutlich teureren Mindestvergütung (13-15 Cent/kWh für Polens AKW) ich ebenfalls in diesem Beitrag vehement kritisiert habe und spricht dort ebenfalls von der Bauzeit-Problematik.
Zusammengefasst sieht Engie glasklar regenerative Energien als deutlich schnellere Dekarbonisierungsmethode als Kernkraft.
Denn nicht nur die Netzbetreiber in Europa, auch die Firmenchefs haben es mittlerweile flächendeckend gelernt:
Regenerative Energien sind ökonomisch sinnvoll, schneller aufbaubar und skalierbar und lohnen sich für die Firmen und die Kunden.
Im direkten Kontrast dauert Kernkraft viel zu lang und ist von der Gewinn-Marge nicht lukrativ genug für immer mehr Nationen.

Das gilt eben auch für den Kapazitätsmarkt (Pay-As-Bid oder in Belgien CRM), wo Akkuspeicher die letzten Jahre dominieren.

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Belgian capacity auctions catalyze 1.1 GW of battery storage

Durch den schnellen Kostenabfall von 45% Jahr-Auf-Jahr betrachtet von 127$/kWh auf 70$/kWh bei Akkuspeichern dürfte das in Zukunft eher noch offensichtlicher werden:

Natürlich darf man nicht vergessen, dass auch Belgien für Dunkelflauten (Längere Zeiträume im Winter, in denen Solar- sowie Windkraft nicht liefert) mit Gaskraftwerken arbeitet im Kapazitätsmarkt.
Diese springen eben nur ein, wenn Solar- und Windkraft nicht genug liefert.
Dennoch ist die Jahresgasverstromung, wie in Deutschland, in so einem Szenario überschaubar und teils geringer als in Zeiten mit mehr AKW.
Je günstiger regenerative Energien werden, desto seltener müssen Gaskraftwerke einspringen.
Das ist eine positive Entwicklung.
Mit Blick auf das Selbstkannibalisierungsproblem der Kernkraft ist so ein Austausch tatsächlich der ökonomisch sinnvollere Weg.

Denn im Gegensatz zu den Kostenexplosionen bei Kernkraft der letzten Jahre sieht man bei regenerativen Energien die Kostenreduktionen in der Praxis auftreten.
Diese zukünftige Welt des Energieüberflusses und Reichtums besteht zum größten Teil aus regenerativen Energien.
Da diese offenkundig günstiger sind als die Alternativen.

Das sind auch 2026 eindeutig und unwiderlegbar die Fakten.

Kapitel 3: Photovoltaik

Erhitzen Photovoltaik-Anlagen den Planeten?

Manche Gegner von regenerativen Energien behaupten, dass Photovoltaik-Anlagen wegen der hohen Temperaturen im Sommer auf der Oberfläche der Module den Klimawandel beschleunigen könnten, da grundsätzlich weniger Sonnenstrahlen an der dunklen Oberfläche reflektiert werden und die Albedo (Reflexionsstrahlung) sinkt.

Die Befürchtung lautet:
Weil die Oberflächen von PV-Modulen im Sommer sehr heiß werden, könnten sie die Umgebungstemperatur erhöhen und so den Klimawandel negativ beeinflussen, da weniger Sonnenstrahlung zurück ins All reflektiert wird.
Doch bedeutet das automatisch, dass Solarmodule unsere Erde zusätzlich aufheizen?

Schauen wir uns das an.

Beispiele für Low Albedo Flächen, die wenig reflektieren sind:

• Asphalt
• Dunkle Hausdächer
• Das Meer
• Wälder
• Grüne Wiesen

Beispiele für High Albedo Flächen, die viel reflektieren sind:

• Schnee
• Wüstensand
• Weiße Farbe
• Neuer Beton

Allein durch diese Beispiele sollte klar werden, was ein signifikanter Unterschied die Platzierung der PV-Anlagen ausmacht.
Wird Solarstrom beispielsweise auf ohnehin schon dunklen Flächen wie Gewerbe- und Hausdächern oder Parkplätzen erzeugt, ist der zusätzliche Albedo-Verlust kaum messbar

Glücklicherweise gibt es aktuelle wissenschaftliche Untersuchungen, die sich genau mit dieser Thematik befassen:

In dieser Studie von 2024 wird festgestellt, dass der praktische Albedo-Unterschied gar nicht so groß ist, wie er vorher angenommen wurde.
Sofern es nicht grade eine Wüstenlandschaft ist, die mit Photovoltaikanlagen zugebaut wird und das Land nicht überwiegend mit Kohlekraft oder Gas den eigenen Strombedarf deckt, ist die Veränderung überschaubar und im einstelligen Prozentbereich.
Nach einem Jahr der Nutzung der PV-Anlagen rechnet diese Studie auch eher mit einem kühlenden Effekt für den Planeten.

Interessanterweise erwähnt die Studie konkret, dass Dual-Use-Anlagen, also Photovoltaikanlagen auf landwirtschaftlichen Flächen namens Agri-PV-Anlagen, für die Pflanzen dank der geringeren Trockenstress-Belastung und des besseren Bodenwasserhaushaltes sogar einen signifikant positiven Effekt haben und diese Problematik ignoriert werden kann.
Die Albedo-Frage tritt hier angesichts dieser positiven Effekte in den Hintergrund.
Auch schwimmende PV-Anlagen auf Stauseen oder anderen Gewässern (Floating-PV) werden positiv hervorgehoben.
Sie reduzieren die Verdunstung des Wassers und leisten so einen wertvollen Beitrag zum Wasserhaushalt.

Noch wichtiger für die Frage des Beitrages ist diese Studie von 2009:

Normalerweise bin ich kein Fan davon, im Energiebereich ältere Studien zu verwenden, da sich die Technik und die Wissenschaft insbesondere im Energiebereich so absurd schnell weiterentwickelt.
Nur die grundlegende Physik dahinter ändert sich normalerweise eher weniger, nur unser Verständnis dieser entwickelt sich weiter.
Daher sind die Annahme und Rechnung für diese Situation sehr relevant und modernere Studien wie der IPCC-AR6-Report verwenden diese Studie ebenfalls als Basis.

Zentral geht es um diese Tabelle:

Laut der Studie soll 6% des Primärenergieverbrauch der Welt durch Photovoltaik gedeckt werden im IPCC-Median-Szenario und im High-Diffusion-Szenario 50% des weltweiten Primärenergieverbrauch durch Photovoltaik gedeckt werden.
Man muss jedoch bedenken: Zum damaligen Zeitpunkt war die explosionsartige Entwicklung der Photovoltaik, ihr rasanter Preisverfall und die enorme Effizienzsteigerung, kaum absehbar.
Bei dem Thema verweise ich gern auf ein beliebtes Argument von Auke Hoekstra:

Jede farbige Linie ist ein Jahresbericht der IEA (World Energy Outlook), die den jährlichen Zubau von Photovoltaik prognostiziert hat. Man ging von einem eher linearen Zubau aus, die nicht groß steigt oder groß fällt.
Die IEA ging oft von einem eher gleichbleibenden, linearen Wachstum aus.
Die Realität (die schwarze Linie in den typischen Vergleichsgrafiken) zeigt jedoch ein exponentielles Wachstum, das die Prognosen Jahr für Jahr bei Weitem übertroffen hat.
Das erste Bild endet bis 2018 aus einer wissenschaftlichen Studie, die Hoekstra aus Spaß erweitert und ergänzt hat.
Schauen wir uns doch mal diesen Spaß bis 2024 an:

Ja, die Visualisierung ist etwas absurd, nur es zeigt sehr gut, wie häufig sich die IEA beim Zubau von Photovoltaik verschätzt hat und in der Realität massiv überholt wurde.
So günstig wie Photovoltaik mittlerweile ist, dürfte dieser Trend auch weitergehen.

Deshalb mag die Annahme von 6% des weltweiten Primärenergieverbrauchs bis 2100 völlig pessimistisch sein, wenn 2024 sogar 6,9% des weltweiten Strombedarfs durch Photovoltaik gedeckt wird.

Nur geht die Studie davon aus, dass durch das Verdrängen der fossilen Energien in der Stromerzeugung, Wärmesektor, Industrie und Mobilität mindestens der 30,8-fache Kühlungseffekt ausgelöst wird.
Beim High Diffusion-Szenario ist es sogar der 35,2-fache Kühlungseffekt.
Entscheidend ist der Nettoeffekt auf das Klima und das ist der kühlende Effekt, den Photovoltaik-Anlagen mitbringen.

Also wie schon bei der Frage nach der Photovoltaik-Haltbarkeit oder dem angeblichen SF6-Problem bei Windenergieanlagen wird beim “Erhitzen des Planeten durch Photovoltaik” eine absurde Position verbreitet.

Wir lernen durch diese beiden Studien, dass lokal je nach ersetzter Oberfläche durchaus ein wärmender Effekt auftreten kann, der in einem Abstand von etwa 30 Metern von der Anlage nicht mehr nachweisbar ist.
Ein ähnlicher Effekt, den man durch Parkplätze ebenfalls erzeugen kann.

Einen wichtigen Aspekt, den man auch ohne konkrete Studien nachvollziehen kann, ist der Unterschied zwischen thermischen und nicht-thermischen Kraftwerken.
Ein Kohle-, Gas- oder Kernkraftwerk ist ein thermisches Kraftwerk im Gegensatz zu nicht-thermischen Kraftwerken wie Photovoltaik oder Windenergie.
Nicht nur brauchen Photovoltaik und Windenergie im Betrieb nahezu kein Wasser (effektiv 0 Liter pro MWh), sondern thermische Kraftwerke haben nicht ohne Grund ihre gewaltigen Kühltürme und Kühlsysteme.
Diese Abwärme trägt unbestreitbar zur lokalen und regionalen Erwärmung bei und das in einem potenziell deutlich größeren Umfang als regenerative Energien

Deshalb würde ich dieses Thema abschließen und klarstellen:

Ja, Photovoltaik-Anlagen sorgen für ein geringeres Albedo, je nachdem, wo sie gebaut werden.
Dennoch sind PV-Anlagen ein unverzichtbarer Teil der Lösung im Kampf gegen den Klimawandel und NICHT das Problem.

Die wissenschaftliche Datenlage stützt klar die Rolle der Photovoltaik als ein entscheidendes Werkzeug im Kampf gegen die Erderwärmung.
Eine Sorge vor einer zusätzlichen Aufheizung der Erde durch PV-Anlagen ist daher bei Betrachtung aller Fakten unbegründet.

Worauf soll ich beim Photovoltaik-Kauf achten?

Photovoltaik ist in aller Munde dank massiv gefallener Preise, sodass sich Photovoltaik-Anlagen an immer mehr Orten lohnen, egal ob als Gartenzaun, als zusätzliche Einnahmequelle für Landwirte oder gar als Abdeckung für Kanäle, um die Verdunstung des Wasser zu verringern.

Selbstverständlich möchte man sich keine schlechten Module besorgen, welche dann frühzeitig kaputt gehen.
Trotz der günstigen Preise bleiben Photovoltaik-Anlagen eine Investition, die sich erst nach einigen Jahren rechnet. Glücklicherweise bei gerne mal 40+ Jahre Lebenszeit kein Problem.

Zuerst empfehle ich ein Solarkataster zu befragen, sofern euer Bundesland oder (im Fall von Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Sachsen-Anhalt und bizarrerweise Schleswig-Holstein) Gemeinde über so etwas verfügt.

Konkretes Beispiel aus Rheinland-Pfalz:

Hier bekommt ihr grobe Angaben, wie viele m² an Modulen ihr verbauen könntet, wie die nutzbare Einstrahlung aussieht und welche besonders wichtig sind, die maximale Leistung in kWp und der potenzielle Stromertrag pro Jahr in kWh.

Die Links zu euren Bundesländern:

PV-Kataster Thüringen
PV-Kataster Sachsen
PV-Kataster Saarland
PV-Kataster Rheinland-Pfalz
PV-Kataster Nordrhein-Westfalen
PV-Kataster Hessen
PV-Kataster Hamburg
PV-Kataster Bremen
PV-Kataster Brandenburg
PV-Kataster Berlin
PV-Kataster Bayern
PV-Kataster Baden-Württemberg

Für die anderen Bundesländer gibt es keine landesweiten PV-Kataster, dennoch haben viele Städte und manche Gemeinden eigene regionale Lösungen, schaut hier vorbei, vielleicht findet ihr eure Stadt/Landkreis oder hier mit einigen Beispielen für Österreich und die Schweiz.

Jetzt, wo ihr wisst, ob sich die Anlage lohnt und wie viele ihr euch besorgen könnt und wollt, die nächste Frage:
Sollte man sich PV-Anlagen mieten oder kaufen?

Pauschal: Bitte mietet euch keine PV-Anlagen.
Ich bitte euch darum, bitte macht das nicht. Lieber spart euch nach und nach das Geld an.
Dank der ganzen Jahre Erfahrung und dutzender Kostenvoranschläge verschiedener Zuschauer sind Mietkonzepte oder auch Mietkaufkonzepte nahezu immer wirtschaftlich sehr negativ für euch.
Natürlich bedeutet das nicht, dass das in absolut jeder Situation korrekt ist, nur bei den aktuell fallenden Preisen der Module ist das Kaufen eine erstrebenswertere Sache.

Um es stumpf zu sagen, mir ist kein Fall bekannt, bei dem das wirtschaftlich nicht ein Totalschaden ist. Ihr könnt euch teilweise durch das gesparte Geld die doppelte Menge Module besorgen, so schlimm sind diese Konstrukte heutzutage.

Mittlerweile gibt es glücklicherweise auch Erfahrungen und Rechner der Verbraucherzentrale NRW:

Fairerweise ist diese Rechnung noch einmal eine Spur extremer als ich sie in den meisten Kostenvoranschlägen kenne, nur ca. 20-50% Aufpreis wäre auch mein Erfahrungswert für effektiv keinen Vorteil.
Seit 2020 konnte mir kein einziger Anbieter auf direkte Nachfrage ernsthaft erklären, wieso man diesen Aufpreis akzeptieren sollte.

Lasst euch da auch nicht verunsichern durch angeblich steigende Strompreise oder eine viel zu hohe gerechnete Autarkie.
Bezüglich steigender Strompreise halte ich die Angst, mit Blick auf die kommende Smart-Meter und dynamische Stromtarife-Zeit, für völlig hanebüchen.
Wechselt/Überprüft außerdem einmal im Jahr eure Stromanbieter, das gehört zu den einfachsten Dingen, die man in Deutschland machen kann und euch kann da nichts passieren.
Autarkie kann man meiner Erfahrung nach durchschnittlich mit einem Autarkiegrad von ca. 30-40% (ohne Akkuspeicher) und ca. 60-70% (mit Akkuspeicher) rechnen.
Bedenkt allerdings hier, dass es durchaus Abweichungen +-10% geben kann, je nach eurer Dachausrichtung und Verbrauch. Falls euch allerdings von 100% (über das gesamte Jahr) Autarkie und nahezu keinem Netzbezug erzählt wird, dann ist das meist ziemlicher Unfug.
Winterzeit kann man, so schön es wäre, leider nicht mit der eigenen PV-Anlage decken.
100% ist nur mit wenigen sehr teuren Lösungen möglich, wie z. B. einem eigenen Wasserstoffspeichersystem wie PICEA.
Allerdings reden wir bei solchen Lösungen von kaum wirtschaftlichen Anwendungen für den privaten Zweck.
Falls man gerne so wenig Netzbezug wie möglich haben möchte, spricht dagegen nichts. Nur ist das eben absolut nicht wirtschaftlich begründbar bei den hohen Anschaffungskosten.

Nun da geklärt ist, dass Mieten der Anlagen keine gute Idee ist, zur nächsten Frage:

Ist ein Akkuspeicher eine gute Idee?

Bis vor 2023 war diese Frage tatsächlich deutlich komplexer als man meinen würde, wirtschaftlich gab es Studien z. B. von der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin.

Zitat: “Batteriespeicher verschlechtern das wirtschaftliche Ergebnis der PV-Anlage. Lediglich in der Kombination eines kleinen Speichers mit einer großen PV-Anlage lässt sich überhaupt eine schwach positive Rendite erzielen.”

Zur Erklärung für diese etwas ungewöhnliche (und auch jetzt veraltete) Aussage:
Kosten pro kWh waren deutlich höher und Lebensdauer der Akkuspeicher waren deutlich niedriger.

Wie bereits hier geklärt wurde, fallen die Akkupreise signifikant schnell die letzten Jahre.
Ähnlich wie die PV-Überproduktionskrise in China entwickelt sich durch das Aufkommen von Natrium-Ion-Akkuspeichern und auch die kommende absurde Überproduktion im Lithium-Bereich sorgt dafür, dass die Preise 2025 bis 2026 stark fallen werden.

Bei Photovoltaik sprechen wir von ca. der dreifachen Menge an Modulen an Angebot, als global überhaupt an Nachfrage vorhanden ist.

Sofern man dieses Bild oben betrachtet, sieht man sehr deutlich, wie sich die Überproduktion bildet.
Selbstredend wird nicht alles an geplanter Kapazität überhaupt starten, nur werden neue Anbieter es unfassbar schwer haben und Preisschlachten ohne Ende erwarten uns.

Meine Priorität und Empfehlung wäre aktuell (14.04.2024):
So viele PV-Module wie möglich aufs Dach hauen (da ein weiterer Preisverfall bei Modulen kurzfristig nicht zu erwarten ist) und sobald das erledigt ist, dann erst zeitlich schauen, welcher Akkuspeicher in Frage kommt.

Welcher Akkuspeicher wäre also eine gute Idee, falls man nicht warten will und jetzt schon ranmöchte?

Da verweise ich gerne auf die Stromspeicher-Inspektion 2024.

Grundsätzlich sind Lithium-Eisenphosphat-Akkus (LiFePO4) immer zu empfehlen.
Längere Lebenszeit (durch Zyklenfestigkeit) und der größere Platzbedarf bei geringerer Energiedichte ist im Gegensatz zu E-Autos kein Problem bei Heimspeichern.
Dazu ist das Brandrisiko bei Lithium-Eisenphosphat niedriger als bei klassischen NMC-Lithium-Ion-Akkus, selbst wenn wir hier von einem Brandrisiko von 0,008% im Jahr 2023 (bis Oktober) sprechen.
Achtet da bitte darauf.

Ob ihr euch einen deutschen Anbieter oder nicht deutschen Anbieter aussucht, ist eine Sache der eigenen Priorität, grundsätzlich sind die Qualitätsunterschiede nicht so dratisch, dass man das spezifisch erwähnen müsste.

Jetzt zur finalen Frage: Worauf muss man bei Photovoltaik-Modulen achten?

Direkt eine Warnung zu Beginn: Falls euch einer Dünnschicht-Module verkaufen will, rennt weg.
Diese Art von Photovoltaik-Module sind seit über zehn Jahre nicht mehr Stand der Technik fürs eigene Dach und werden bizarrerweise trotzdem teilweise von Handwerkern angeboten.

Zusätzlich eine weitere Warnung: Es gibt gerne Angebote für “Indach-Solarmodule”
Nutzt das ggf. für Parküberdachungen oder Carports, nicht für euer Eigenheimdach.
Um es sehr simpel zu formulieren: Ihr bezahlt mehr Geld, da es komplexer zu installieren ist, die Wärmeabführung ist schlechter und habe über die Jahre ab und an von Dichtigkeitsproblemen mit den Dächern gelesen. Der ästhetische Effekt ist sehr begrenzt für diese potenziellen Probleme. Vermeidet das.

Viele Module heutzutage haben einen sehr ähnlichen Standard, da achte ich persönlich auf diese Faktoren:

• Glas-Glas-Modul (nicht Glas-Folie, die zwar günstiger, allerdings auch nicht ganz so langlebig sind. Lieber die Langlebigkeit mitnehmen!)

• Degradationsrate von unter 0,35%

• Es müssen schwarze monokristallinen (nicht bläulich schimmernd, das wären Polykristallin) Module sein.

Ja, das sind tatsächlich die einzigen “Must-Haves” aus meiner Sicht.

Natürlich gibt es noch mehr Punkte, die man beachten kann z. B.

• dass die Module im TOPCon-Verfahren statt PERC gefertigt sind.
• Oder auch, dass der Temperaturkoeffizient-Wert niedrig ist.
• Garantie von 25+ Jahren. Leider wie bei allem schwer einzuschätzen, welche Firmen in 25+ Jahren noch bestehen und nicht zugrunde gegangen sind. Daher kein Must-Have.

Allerdings sind das Faktoren, die für mich nicht essenziell oder entscheidend sind.

Während Photovoltaik so im Hype sind, gibt es immer wieder Trittbrettfahrer, die einem billigen Schrott verkaufen, also achtet einfach auf die Must-Haves und ja, Trina, Maxeon, Panasonic und Canadian Solar sind als Marken grundsätzlich okay.
Wenn ihr unbedingt eine europäische Firma unterstützen wollt, 1Komma5 ist ein Start-Up, welche in Deutschland produzieren wollen.
Muss aber trotzdem deutlich sagen, dass es für neue Anbieter wegen der besagten PV-Überproduktion-Krise weiter oben ziemlich schwer für sie sein wird, auf dem Markt zu bestehen. Als Warnung bezüglich Garantie.

Falls weitere Fragen vorhanden sind, stellt diese Frage auf Instagram oder bei Twitch im Chat.
Diese Antwort spezifisch wird über die kommenden Monate Stück für Stück erweitert werden.

Worauf sollte ich beim Balkonkraftwerk-Kauf achten?

Da mittlerweile sogar bei Supermärkten regelmäßig mit Steckersolar bzw. Balkonkraftwerken geworben wird, lohnen sich ein paar Sätze zur Kaufberatung.
Ich werde im Kontext dieser Frage ab jetzt von Steckersolaranlagen sprechen, da das die Bezeichnung aus dem Solarpaket 1 und manchen Förderungen ist.

Grundsätzlich immer daran denken:
Steckersolaranlagen können auch im Garten, an Fassaden bei Häusern ohne Balkon und am Balkon angebracht werden.
Die Geräte sind am Ende sehr flexibel und eure Kreativität ist der einzige limitierende Faktor.

Zusätzlich: Schaut bitte bei euch in der Gemeinde/Stadt oder auch im Bundesland nach, ob Steckersolaranlagen gefördert werden.
Als konkretes Beispiel fördert Schleswig-Holstein Balkonkraft-PV mit 200 Euro.
Auch Berlin hat ein konkretes Förderprogramm für diesen Zweck mit maximal 250 Euro Förderung.

Gerade wenn es um die Frage der Wirtschaftlichkeit geht, können diese 200 Euro oder gar bis zu 500 Euro Förderungen dafür sorgen, dass sich die Anlagen bei euch einige Jahre vorher rechnen werden.

Ein weiterer Aspekt, der bei Steckersolar- wie auch PV-Anlagen gilt, ist die Ausrichtung und Systemmontage:

Idealerweise habt ihr eine südliche Ausrichtung mit einer Neigung von 30 Grad.
Westlich und Östlich ist auch okay, da redet man gerne von ca. 10-20% weniger Ertrag. Das ist kein gewaltiges Problem.
Falls ihr nur eine nördliche Ausrichtung haben solltet, dann lohnt es sich in den meisten Fällen nur sehr eingeschränkt.
Komplett nutzlos ist es nicht, wie oft behauptet wird, nur je nach Neigungswinkel geht schon viel vom jährlichen Ertrag verloren.

Zusätzlich empfehle ich den Stecker-Solar-Simulator der HIW Berlin.
Dieser gibt euch sehr hilfreiche Richtwerte für euer Projekt.

Grundsätzlich in meiner Erfahrung ergeben Akkuspeicher nur in sehr wenigen Fällen wirtschaftlichen Sinn für Balkonkraftanlagen.
Bei Dach-PV ist es absolut erstrebenswert und sinnvoll, mit Akkuspeichern zu planen. Sei es wegen der Nutzung dynamischer Tarife oder auch höherer Autarkie.
Dagegen ist diese Situation bei Steckersolar selten gegeben, da man üblicherweise den Strom selbst verbraucht und große Überschüsse zum Einspeichern eher selten sind.

Geräte, die ich gut finde, sind z. B.

das Yuma Balcony 90° (840+) Bifazial

1. Es nutzt einen Hoymiles Wechselrichter.
   Diese haben historisch einen guten Ruf und haben keine Schwierigkeiten wie DEYE vor kurzem.
   Auch wenn die Probleme bei DEYE behoben wurden, ist es immer eine gute Option, wenn der Händler nicht negativ aufgefallen ist.
2. Das sind bifaziale Module. Vereinfacht gesagt kann auch Sonnenlicht, welches die Modulrückseite trifft, verwertet werden. Dadurch steigert sich der Ertrag.
   Zusätzlich dazu sind das Glas-Glas-Module, welche Glas-Folie-Modulen überlegen sind. Belastbarer, langlebiger und das bessere Produkt.
3. Yuma bietet 30 Jahre Garantie an und die Module haben eine Degradationsrate (das bedeutet, wie viel Leistung pro Jahr nach dem ersten Jahr die Module verlieren) von 0,4%.
   Hier muss man sagen, dass 0,4% Leistungsverlust bei normalen PV-Modulen für das eigene Dach zu schlecht wäre, je niedrigerer, desto besser. Bei Steckersolar ist das in Ordnung.
   Zur Erklärung: Eine niedrigere Degradationsrate ist immer erstrebenswert, da nach es durchaus einen großen Unterschied macht, ob ein Modul nach 30 Jahren 93,2% (0,2% pro Jahr + 1% bei Jahr 1) oder 87,4% (0,4% pro Jahr + 1% bei Jahr 1).

dieses Komplettset

1. Wechselrichter ist hier auch gut.
2. Preis ist schon sehr gut, auch wenn die Leistung und insbesondere Degradationsrate der Module mit der Yumalösung nicht mithalten kann.

Kurzfassung:
Bei Balkonkraftwerken sollte der Wechselrichter stimmen (Hoymiles Geräte haben einen guten Ruf), idealerweise Degradationrate bei 0,4% oder niedriger liegen (oder der Preis ist dafür unschlagbar niedrig.) und Glas-Glas-Module (lest ihr stattdessen Glas-Folie, haltet Abstand.) verwendet werden.

Das wären die Merkmale, auf die ich persönlich achten würde.

Alles über 600 Euro bei aktuellen Preisentwicklungen halte ich für absurd teuer.
Mit Förderungen kann man ggf. Produkte noch unter diese Grenze setzen, nur da der Markt förmlich geflutet wird, sollte man aus meiner Sicht diese Marke für Modul+Wechselrichter nicht überschreiten müssen.
Stand April 2024 kann man sagen, dass die Preise bei Steckersolar fröhlich fallen und man diese Grenze locker unterschreiten sollte, deshalb ist meine alte Grenze von 800 Euro auf 600 Euro gefallen.

Es ist nicht zu erwarten, dass die Preise erneut ansteigen, da die Produktskapazitäten in China und dem Rest der Welt mittlerweile den Markt überfluten.
Die 0% MWsT bzw. Umsatzsteuer für PV-Produkte und Dienstleistungen ist ebenfalls unbefristet, sollte also auch keinen plötzlichen Preisanstieg mehr auslösen.

Muss man in Deutschland Angst vor Hagel haben?

Grundsätzlich eine nicht unlogische Frage, da die Herstellergarantie nicht für Hagel ausgelegt ist und sogar spezifisch ausschließt.
Ihr findet in den Garantiebestimmungen oft Formulierungen wie bei Maxeon:

Maxeon ist nicht verantwortlich oder haftbar gegenüber dem Kunden oder Dritten für Schäden, die sich aus der Nichterfüllung oder Verzögerung der Erfüllung von Verkaufsbedingungen, einschließlich dieser eingeschränkten Garantie, durch höhere Gewalt, Krieg, Unruhen oder Streiks, Feuer, Überschwemmungen, Epidemien oder Pandemien (einschließlich ohne Einschränkung COVID-19) oder andere Ursachen oder Umstände, die außerhalb der angemessenen Kontrolle von Maxeon liegen, ergeben.
— Maxeon

Daher ist die Frage verständlich.
In Europa verkaufte Module verfügen meist über das Zertifikat IEC 61215, was Hagelwiderstandsklasse 2 entspricht.
Teilweise gibt es noch höhere Standards, das findet ihr bei den Modulen in den Datenblättern z. B. bei Maxeon 7 435-445 W Power mit 25 mm bis 23 m/s unter dem Begriff “Schlagfestigkeit.”

Nach einer Studie der IEA-PVPS mit dem Namen “Assessment of PV-Module Failures in the Field” ist das Risiko von Hagel nahezu irrelevant:

Andere Ereignisse wie Blitzschlag, Sturm und Hagel führen nur bei weniger als 10% der Module der Anlage zu einem Stromausfall. Auf weniger als 10 % der Module der Anlage und scheinen weniger als 1 % der Gesamtleistung des Systems zu beeinträchtigen Leistungsabgabe
— IEA-PVPS

Also spielt Hagel keine nennenswerte Rolle selbst mit Verweis auf ganz Europa.
Ein gewisses Risiko gibt es immer, dass im nächsten Jahr, genau das eine Extremwetterereignis die eigene Landschaft erwischt.

Unmittelbar nach einem Hagelsturm schadet es nicht, die Module zu überprüfen und ggf. nach Sprüngen im Glas zu suchen.
Sofern tatsächlich ein sichtbarer Schaden vorhanden ist, sollte man die Solar-Fachbetriebe um Rat bitten.

Dennoch sollte man seriös bleiben und die eigene Situation einschätzen.

Fragt also bei eurem Wohngebäude- oder Hausratversicherer nach, wie viel eine Versicherung kostet und vergleicht das mit Angeboten im Internet. Je nach Summe spricht nichts dagegen, diese Versicherung mitzunehmen.
Nur wie in dieser Quellenliste wiederholt erwähnt, würde ich darauf hinweisen, einmal genau durchzulesen, was in der Versicherung versichert wird.
Aus anekdotischer Erfahrung im familiären Umfeld lieben Versicherungen, im letzten Moment abzuspringen dank der hanebüchensten Begründungen.

Denkt dran, eure PV-Installation bei der Versicherung anzugeben, sonst kann das zu Problemen führen.

Balkonkraftwerke werden seit November 2023 häufig in Hausratsversicherungen von vornherein inkludiert.

Kurzfassung:
Versicherungen können Sinn ergeben, sofern sie nicht zu teuer sind.
Das Risiko von Hagelschäden ist in Deutschland gering.

Hat Deutschland genug Platz für Photovoltaik, um 100% des Strombedarfes abzudecken?

Drei sehr kurze Videos, die euch zeigen, was Agri-PV sein soll und was die Vorteile sind, bevor wir die Frage im Kern beantworten:

Zur Einordnung, laut Fraunhoferinstitut hat Deutschland genug Potential für Agri-Photovoltaik (= Doppelnutzung Landwirtschaftlicher Flächen mit Photovoltaik) 1700 GWp.

Deutschland erzeugte 2023 mit 81,8 GWp Kapazität insgesamt 59,9 TWh Strom.

Wenn man also die 1700 GWp allein als Potential Rechnung vereinfacht hochrechnet, sieht man recht schnell, dass die bisherigen 490 TWh, die Deutschland insgesamt benötigte im Jahr 2022, erreicht werden können.
Damit könnte man also bilanziell die Mengen an Power To Gas (/Wasserstoff), die 108,12 TWh an zusätzlichen Strom für 100% elektrifizierte PKW und auch die zusätzliche Menge an Strom für Wärmepumpen (ca. 150-200 TWh für 100% Wärmepumpen) abdecken.
Leichter gesagt als getan, dennoch ist eine der Kernbotschaften, dass man nicht genug regenerativen Strom erzeugen könnte in Deutschland, offensichtlich Unfug.

Wie viel Potential es laut einer Greenpeace Studie noch zusätzlich gibt

Natürlich gibt es neben Landwirtschaft noch andere Flächen, die schon versiegelt sind und in Frage kommen würden.

Man sollte es sehr schnell sehen können.
Vom Potential hat Deutschland mehr als genug Flächen, um den eigenen Energiebedarf zu decken, falls man das als Ziel setzt und nein, man muss natürlich nicht 10% der Landesfläche vollkleistern mit Photovoltaikanlagen.

Nicht mal ansatzweise.

Wie lange halten Photovoltaikmodule heutzutage?

Beispiel 1: Sunpower Maxeon 6 AC (40 Jahre Garantie)

Beispiel 2: Belinus Knight IBC (35 Jahre Garantie)

Es sind selbstverständlich nur zwei Beispiele. Es gibt häufig Aussagen von Leuten mit etwas veralteten Wissenstand, dass PV-Anlagen nur 20 Jahre halten würden.
Basierend an Beispielen wie hier ist das offensichtlich Nonsens.
Die Sorge, dass die Garantie nur so lang sei, weil die Firmen nach 30 Jahren bankrott gehen, deckt sich glücklicherweise nicht mit der Realität.

Diese Anlage produziert immer noch mit ~80% der Leistung Strom und das mit sehr alter Technik und viel teureren Preisen.

Es ist zu erwarten, dass nicht wenige Photovoltaikanlagen potenziell ihre Besitzer überleben werden.

Falls die Anlagen dann dennoch kaputt gehen, wie siehts aus mit Recycling?

Für das Recycling von PV gibt es seit 2010 ein herstellerübergreifendes System (PV-Cycle), um genau das Problem so problemlos für uns Kunden zu gestalten.

Damit ist es möglich, seine PV-Module kostenfrei zurückzunehmen.

Die EU hat dafür mit der WEEE-Richtlinie eine einheitliche Regel eingeführt, damit das nicht nur in Deutschland so abläuft.

Im Recyclingprozess kann unter anderem Aluminium und Glas von den restlichen Ressourcen getrennt werden.

Dazu gibt es bereits Projekte, die Solarzellen aus 100% recyceltem Silizium herstellen.

Die Forschung kommt gut voran und das Problem des Abfalls ist grade bei Photovoltaik überschaubar. Man darf es natürlich nicht unterschätzen, nur gibt es weder beim Material für die Anlagen, noch bei der Kreiswirtschaft ernste Sorgen.
Das ist gut für die Energiewende.

Gibts einen Mangel an Ressourcen für Photovoltaik?

Grundsätzlich sieht man, dass die Ressourcen, die man für Photovoltaik braucht, überschaubar sind. (CdTe = Dünnschichtmodule | C-Si = Waferbasierende Module vereinfacht ausgedrückt)

Von den Ressourcen ist effektiv Silber ein Problemfaktor, über den man nachdenken muss. Glas, Aluminium,
Polymers und natürlich Polysilizium gibt es in sehr großen Mengen, da braucht man keinerlei Angst zu
haben.

Zu Silber gibt es bereits Projekte, um (allein aus Kostengründen, da Silber 9-23% des Modulpreises ausmacht bei der absurd kleinen Menge) Alternativen zu finden, z. B. hier

Man hört häufiger, dass Ressource X oder Y nahe am Limit läuft und deshalb die Kapazitäten für Photovoltaikanlagen
irgendwann gedrosselt werden durch besagte Flaschenhalse.

Wie man an dieser Visualisierung des IEA Photovoltaic Power Systems Programmes sieht, gehen die jährlichen Zubauten weltweit exponentiell nach oben.

Wie sieht es mit der Brandgefahr bei Photovoltaik aus?

Die Verbraucherzentrale in Schleswig-Holstein hat dazu ein recht deutliches Fazit.

“Laut der umfangreichen Recherche des vom TÜV Rheinland, Fraunhofer ISE und Bundeswirtschaftsministerium geförderten Leitfadens Brandrisiko haben etwa 0,016 Prozent der bis 2013 der in Deutschland verbauten Anlagen tatsächlich einen Brand verursacht”

Also eher weniger.

Da muss man deutlich sagen, wenn bei ca. 1.3 Millionen Anlagen nicht mal 1000 Fälle auftreten, dann ist das Risiko nun wirklich absurd gering.

Es ist vernünftig, sich Gedanken um die eigene Sicherheit zu machen.

Um das Risiko zu minimieren, ist ein Feuerwehrschutzschalter oder Feuerwehrtrennschalter die beste Option.
Dieser ist kostengünstig und hilft der Feuerwehr im Falle eines Brandes enorm.

Wenn man sich Sorgen um Brände bei Akkuspeichern macht, sollte man darauf achten, LFP-Akkus (Lithium-Eisenphosphat-Akkumulator) zu kaufen.
LFP-Akkus haben aufgrund ihrer Zellchemie ein deutlich geringeres Brandrisiko als klassische Lithium-Ionen-Akkus, die häufig NMC-Akkus sind.

Obwohl das Risiko bei NMC/Lithium-Ionen-Akkus im Allgemeinen nicht hoch ist, sind LFP-Akkus in der Regel kostengünstiger und haben eine höhere Lebensdauer mit mehr Ladezyklen.
Aus wirtschaftlicher Sicht sind sie ohnehin empfehlenswert und bieten zusätzliche Sicherheit.

Braucht man mehr Strom zur Produktion von Photovoltaik als sie produzieren?

Nein, der Mythos hält sich nur in wenigen Kreisen, nur die Energy Payback Time (also wann sich das energetisch amortisiert hat) ist super niedrig.

In Deutschland geht man von knapp über einem Jahr aus. Das wird immer weniger mit kommenden Modulen aufgrund von Effizienzsteigerungen. Die Module halten 30-40 Jahre.
Mir ist nicht bekannt, woher dieser absurde Mythos herkommt, denn dieser war schon vor 15 Jahren inhaltlich nicht haltbar.

Wie man auf Seite 34 des Reports sieht, rechnen sich Photovoltaik-Module immer schneller und erreichen Rekordwerte alle paar Jahre. Also kann man diesen Mythos spielend als Unfug abstempeln.

Lohnt sich Photovoltaik nicht nur im Süden?

Für diesen Zweck benötigen wir die Strahlungskarten für Deutschland.

Im Vergleich zu Deutschland weist Australien deutlich höhere Strahlungswerte auf (ca. 50-90% mehr kWh/m² im Jahresdurchschnitt), was effektiv zu einer höheren Leistung pro Quadratmeter führt (ohne Berücksichtigung von Temperaturunterschieden).

In Deutschland ist dieser Unterschied im Norden zum Süden jedoch vernachlässigbar. Auch direkt an der Küste in Norddeutschland ist der Unterschied nur gering (ca. 10-15%).

Damit ihr mal sehen könnt, was für ein Unterschied das global in Wahrheit sein kann. Klickt hier für die phänomenale Übersicht bei Bloomberg.

Denn tatsächlich, je nach Region, ist Photovoltaik nicht nur gut, sondern ein absurd großartiger Deal.

Wie schnell kann Photovoltaik ausgebaut werden (weltweit)?

Hier sieht man, wie die globalen PV-Kapazitäten die nächsten Jahre ausgebaut werden.
Ja, das sieht man richtig. Faktor 15 in fünf Jahren für die globalen Lieferketten bei dem Thema.
Das würde bedeuten, dass auch Länder wie USA oder China deutlich schneller dekarbonisiert werden.
Dieser Situation ist in China bereits der Fall. Diese Prognose ist dort bereits eingetreten und sie treffen ihre Ausbauziele für Wind und Solar fünf Jahre früher

Einer der Gründe, warum ich sehr optimistisch beim Thema Energiewende bin und der Meinung bin, dass die ambitionierten Ziele der Ampel-Regierung erfüllt werden können, wenn sie politisch den Willen zeigen.

In Deutschland, Stand 10.12.2024, befindet sich der Solarausbau bei einem weiterhin beeindruckenden Tempo.
Habeck liefert also weiterhin mit seinem Ministerium genug Anreize, dass mehr Unternehmen wie die Siegfried Jacob Metallwerke sich gigantische Photovoltaik-Dachanlagen auf das Dach hauen können, um sich großteils selbstzuversorgen.
Unabhängig von Sympathie und Meinung sind das klare Erfolgsergebnisse bei Solar, die Deutschland absolut feiern kann. Es geht in die richtige Richtung, trotz aller negativen Nachrichten.

Nur in Kombination mit sehr aktuellen News mache ich mir keine Sorgen bei Photovoltaik.
Auch 2024 kann man ohne jeden Zweifel behaupten, dass die Nachfrage ungebrochen groß ist und kommende Gesetze wie das Solarpaket 1 und 2 sollten einen weiteren Turbo zünden können.
Die Nachfrage ist immens, größer als die Bundesnetzagentur und Ampel-Regierung eingeplant hat.
Glücklicherweise scheint das Bundeswirtschaftsministerium erfolgreich daran zu arbeiten, bürokratische Hinternisse der letzten 16 Jahre abzubauen.
Solar ist eine Erfolgstory. Ganz klar.
Also stellen wir fest, die Nachfrage ist da. Der politische Wille ist da. Die Lieferketten sind da.

Optimismus ist angebracht.

Das ist immens. Dazu gab es auch beim PVPS-Bericht der Internationalen Energie Agentur eine schöne Übersicht der letzten 30 Jahre. Das sind kontinuierliche aggressive Ausbauten der Kapazitäten.

Daran sieht man, dass es absolut machbar ist, da die gesamte Welt den Nutzen und Reiz von regenerativen Energien sieht und die Wirtschaftlichkeit klar belegt ist. Es wird aggressiv ausgebaut, sodass auch Länder wie China und US ihren Teil an der Energiewende beitragen. Spiegelt sich auch in der Leistung im Vergleich US/Europa/China wieder.

Wir werden 2025 und 2030 sehen, wie aggressiv diese Branchen (Photovoltaik wie Windenergie) gewachsen sind. Freue mich schon drauf.

Ist Photovoltaik wirtschaftlich?

Für die, die es an der Börse verkaufen können, absolut. Man sieht es ja deutlich, die Marktpreise übersteigen die Einspeisevergütungen.
Um das genauer zu demonstrieren, paar Beispiele:

Förderfrei bedeutet, dass effektiv 0 Cent / KWh vom Staat als Einspeisevergütung bezuschusst wird und die Projekte sich selbst tragen über Marktpreise.
Ähnlich wie bei Offshore-Windparks finden sich solche Projekte immer häufiger in Deutschland, auch wenn sie weiterhin nicht die Mehrheit ausmachen.

Im Gegensatz zum Kernkraftreaktor Hinkley Point C, welches ursprünglich 14 Milliarden Pfund kosten sollte und jetzt
bei stabilen 40 Milliarden Kosten liegt aufgrund zahlloser Schwierigkeiten, würde ich eher in Solar und Windparks investieren.
Geht schneller, sind weniger komplex und können sehr viel simpler in eine Kreislaufwirtschaft gebracht werden.

Als Privatperson erklärt sich das nach diesem Kapitel von selbst.

Moderne Photovoltaikmodule erhalten teils 30-40 Jahre Leistungsgarantie, haben eine maximal jährliche Degradation (Leistungsverlust recht einfach ausgedrückt) von 0.20 bis 0,4%.
Es wäre ein Wunder, wenn man ein Szenario findet, in welchem sich das, grade bei aktuellen Preisen für sonstige Energie, nicht zwangsläufig rechnen wird.
Da das allerdings sehr stark von Angebot und Nachfrage abhängt und jetzt (Stand: November 2023) die Nachfrage nach Solar absurd durch die Decke geschossen ist, kann ich da keine pauschale Beratung geben, wie lange es dauern sollte.

Das Angebot hat sich seit Oktober 2022 massiv verbessert.
Das bedeutet, ihr könnt teils deutlich günstiger und sehr viel zuverlässiger an PV-Anlagen rankommen und ebenfalls vom massiven Solarhype profitieren.
Aus meiner Sicht gibt es mittlerweile keinen Grund mehr, auf weitere Preisnachlässe zu warten. Auch wenn durch die chinesischen Überkapazitäten die Preise etwas fallen könnten, findet ihr in dieser Antwort.

Ein guter Tipp ist das Video von Andreas Schmitz. Er ist ein guter Ratgeber für Grundlagen meiner Meinung nach. Ich halte es für persönlich sehr gelungen.

Zugefasst: Die Kosten für Photovoltaik sind arg gesunken in den letzten 13 Jahren

Ich freue mich auf die Zukunft der Energiewende.

Kann die Eigentümergemeinschaft/mein Vermieter meine Steckersolaranlage verbieten?

Nein.
In diesem kommenden Entwurf vom Bundesjustizministerium werden Steckersolaranlagen in den Katalog der priviliegerten Maßnahmen aufgenommen.
Das heißt, dass es nicht grundlegend verboten werden darf.

DENNOCH bitte denkt daran, dass durch diese Änderung nur die Frage nach dem “Ob man es darf” beantwortet wurde.
Die Wohneigentümergemeinschaft oder euer Vermieter darf euch trotzdem hinweisen, wie ihr das machen sollt.
Selbstverständlich nur insofern das die Installation nicht unmöglich macht, denn solche Vorgaben sind nicht zulässig.

Kapitel 4: Windenergie

Windenergieanlagen brauchen viel Schmieröl?

Windenergieanlagen benötigen für einen zuverlässigen Betrieb Schmiermittel.
Besonders Getriebeöl oder Hydrauliköl spielen eine große Rolle, um die mechanischen Komponenten zu schmieren und vor Verschleiß zu schützen.
Obwohl Windkraft als saubere Energie gilt, ist der Schmierölbedarf dieser großen Maschinen natürlich ein Faktor, auch wenn bestimmte Leute natürlich so einen Unsinn dazu schreiben:

Aus meiner Sicht ist es allerdings sehr wichtig, dass man die genaue Belastung in den korrekten Kontext setzt wie z. B. beim Schwefelhexafluorid (SF6) Thema.
Denn wenn am Ende Windenergie unter 1% der deutschen SF6-Emissionen ausmacht, ist das natürlich eine völlig andere Baustelle als manche Leute euch glauben lassen wollen.

Schauen wir uns die Fakten zur Schmieröl Debatte an.

Zuerst muss man klarstellen, dass es getriebelose (Direktantrieb) Windenergieanlage wie die Simens Gamesa Offshore-Turbinen und Anlagen mit konventionellen Getriebe gibt.
Sofern man kein Getriebe benötigt, sinkt selbstverständlich der Bedarf an Öl sehr stark.
2015 teilte sich der Schmierstoffverbrauch von Windturbinen in 70% Getriebeöl und 25% Hydrauliköl auf.

Zusätzlich werden Windenergieanlagen regelmäßig gewartet, was auch gerne einen Ölwechsel beinhalten kann.
Da reden wir bei Schmierölen allerdings mittlerweile von Zeiträumen von 3-10 (!) Jahren bei Windenergieanlagen.

Wie viel jährlichen Bedarf an Öl hat man dann?
Nehmen wir für ein Beispiel an, dass eine 7,2 MWp Anlage (mit Getriebe) 1500 Liter Öl für das Hauptgetriebe und 400 Liter für das Hydrauliksystem benötigt.
Sofern das nach 5 Jahren getauscht werden soll, braucht man grob 380 Liter pro Jahr gerechnet.
Sofern es ein Beispiel ohne Hauptgetriebe (wie das Simens Gamesa Beispiel oben) und 7 Jahren Wechselrate reden wir von ca. 400 Liter Hydrauliköl und nur 50-60 Liter pro Jahr.
Selbst dieser Wert kann ggf. zu hoch sein, da elektrische Pitchsysteme im Kontrast zu den hydraulischen Pitchsystemen diesen Bedarf auf nahe 0 Liter senken kann.

Natürlich soll das nur die Variation der Windenergieanlagen erklären und ich rechne euch gleich vor, warum die Diskussion um Schmieröle bei Windenergieanlagen völlig wahnwitzig sind und insbesondere im Kontext von Windenergie keinen Sinn ergeben.

Rechnen wir die CO₂-Belastung pro kWh von Schmierölen vor:

Nehmen wir 1,22 Tonnen CO₂-Äquivalent pro Tonne Schmieröl an laut des Informationsblatt der BAFA 2022.
Dichte von Schmieröl ist grob 0,85 kg/Liter.

Wenn bei meinem Beispiel oben 400 Liter benötigt werden kommen wir bei folgender Rechnung raus:

400 Liter x 0,85 kg/Liter = 340 kg Schmieröl also 0,34 Tonnen Schmieröl.
0,34 Tonnen x 1,22 tco₂Eq = 0,41 Tonnen CO₂-Äquivalent.

Jetzt rechnen wir diese Werte auf die erzeugte Menge an Strom pro Windenergieanlage.
Mit Verweis auf den “Wie viele Windenergieanlagen können ein Kernkraftwerk ersetzen”-Beitrag mit 12,30 GWh (Zur Erinnerung: Neue Windenergieanlagen liegen eher bei 15-20 GWh je nach Standort) oder 12.300.000 kWh können wir diesen Wert bestimmen:

0,41 Tonnen CO₂-Äquivalent / 12.300.000 kWh = 0,000000033723 Tonnen CO₂-Äquivalent pro kWh umgerechnet in Gramm = 0,033723 Gramm CO₂-Äquivalent pro kWh.

Weiteres Beispiel mit Getriebe:

1.900 Liter (1.500 Liter für Hauptgetriebe + 400 Liter für Hydraulik) x 0,85 kg/Liter = 1.615 kg also 1,62 Tonnen Schmieröl.
1,62 x 1,22 tco₂Eq = 1,98 Tonnen CO₂-Äquivalent.

0,0000001607 Tonnen CO₂-Äquivalent pro KWh umgerechnet in Gramm = 0,16 Gramm CO₂-Äquivalent pro KWh.

Die CO₂-Emissionen, die durch den Schmierölverbrauch einer 7,2-MWp-Windenergieanlage entstehen, liegen zwischen 0,03 und 0,16 Gramm CO₂-Äquivalent pro erzeugter Kilowattstunde.
In der Praxis fällt dieser Wert sogar noch niedriger aus, da eine Anlage mit 7,2 MWp üblicherweise mehr Strom produziert als die angenommenen 12,3 GWh pro Jahr.
Verglichen mit den gesamten Lebenszyklusemissionen einer Windenergieanlage, die typischerweise zwischen 7 und 10 Gramm CO₂ pro Kilowattstunde betragen, ist dieser Wert verschwindend gering.
Wenn ihr also gefragt werdet, wie hoch die CO₂-Emissionen durch den Schmierölverbrauch bei Windenergieanlagen sind, habt ihr nun konkrete Zahlen parat.

Grundsätzlich wirkt auch dieser Kritikpunkt an Windenergie wie schon bei Schwefelhexafluorid oder dem Mikroplastikproblem völlig überzogen.

Windenergieanlagen werden mit Diesel angetrieben?

In Gesprächen hört man zum Thema regenerative Energien manchmal besondere Geschichten wie:
“Hast du nicht gehört? Windkraftanlagen brauchen Diesel, damit sie überhaupt laufen können. Das verpestet die Umwelt!”
Wie schon bei Schwefelhexafluorid, also SF6, oder auch den angeblichen Kilogramm und Tonnen, die Windkraftanlagen verlieren sollen, ist auch dieser Vorwurf erneut völliger Unsinn.

Schauen wir uns die Details an:

Im Jahr 2013 machte der Offshore-Windpark „Riffgat“ Schlagzeilen.
Der Park wurde schneller fertiggestellt als geplant und sogar schneller als der Ausbau des dazugehörigen Stromnetzes.
Doch trotz der schnellen Bauzeit war der Windpark erst deutlich später, am 12. Februar 2014, an das Stromnetz angeschlossen und konnte bis dahin keinen Strom liefern.

Ein Blick auf die Zahlen zeigt die Effizienz moderner Windkraftanlagen.
Dafür findet ihr ein Beispiel aus der Praxis:

Konkret bedeutet das ca. 55 Megawattstunden (MWh) Verbrauch für die modernsten Windenergieanlagen, eine absurd niedrigere Menge.
Natürlich heißt das nicht, dass alle Windenergieanlagen 55 MWh benötigen, viele ältere Anlagen haben aufgrund der deutlich kleineren Größe einen deutlich niedrigeren Bedarf pro Jahr.

Wie viel erzeugt eine Windenergieanlage im Jahr?
Bei der benannten Vestas 7,2 MWp-Anlage reden wir von folgender (sehr vereinfachten und groben) Rechnung:

Stromertrag_Wind = Leistung x Kapazitätsfaktor x Stunden pro Jahr
Stromertrag_Wind = 7,2 MWp x 0,25 (für Norddeutschland) x 8.760 Stunden = 15.768 MWh pro Jahr.

Also wären 55 MWh ganze 0,349% (oder 0,35%) Verbrauch, kaum der Rede wert.
Immer daran denken, dass die Menge an erzeugten Strom bei Wind natürlich auch stark mit der Region und der Höhe der Anlagen zusammenhängt, daher nutzt diese Näherungswerte nicht, um eine Wirtschaftlichkeit eines Windparks zu berechnen.

Jetzt kommt das Problem:
Wenn kein Wind weht, drehen sich Windkraftanlagen nicht von selbst. Auf See ist dies besonders problematisch, da die Anlagen kontinuierlich bewegt werden müssen, um Korrosion, insbesondere durch Salzwasser, zu verhindern.
Im Normalfall können Windparks Fremdstrom aus dem Netz beziehen, um sich zu drehen und brauchen dann gar keinen Diesel.

Doch beim Windpark „Riffgat“ war das Netz zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme nicht angeschlossen.
Daher mussten temporär Dieselgeneratoren eingesetzt werden, um genau diese Korrosion zu verhindern.
Ab 10. August 2013 bis 12. Februar 2014 wurde entsprechend diese Anlagen versorgt.
Seit 2014 werden die Anlagen, wie eben die ganzen anderen Windenergieanlagen im Fall einer Flaute durch Fremdstrom aus dem regulären Stromnetz versorgt.

Achtet mal darauf, sofern euch Leute auf angeblichen Dieselverbrauch ansprechen.
Nahezu jede Geschichte im Internet wie auch im privaten Gespräch bezieht sich auf einen von zwei Beispielen.
Einmal Riffgat nahe Borkum als Windkraft auf See Anlage und danach eine Story aus Schottland:

Wieso wurden Diesel Generatoren bei diesem Beispiel genutzt?

Sechzig Turbinen im Windpark Arecleoch und elf in Glenn App in der Nähe von Cairnrayn in South Ayrshire waren betroffen und wurden an sechs riesige Dieselgeneratoren angeschlossen. Die Windparks werden von Scottish Power Renewables betrieben, einer Tochtergesellschaft des spanischen Unternehmens Iberdrola, das 1183 Onshore-Turbinen betreibt, die genug Strom für zwei Millionen Haushalte produzieren können.
Der Whistleblower enthüllte jedoch, dass nach der Entdeckung des Problems Generatoren eingesetzt werden mussten.
Der Mitarbeiter sagte: „Im Dezember wurden 60 Turbinen in Arecleoch und 11 in Glenn App aufgrund eines Kabelfehlers, der vom Windpark Mark Hill ausging, abgeschaltet. Um diese Turbinen wieder mit Strom zu versorgen, liefen die Dieselgeneratoren mehr als sechs Stunden am Tag.
— Dailyrecord

Im Fall von Schottland handelte es sich um ein Kabelproblem bei sehr niedrigen Temperaturen, dass die Fremdstromversorgung beeinträchtigte. Dieser Vorfall wird häufig Scottish Power angelastet, einem Betreiber mit einem ohnehin fragwürdigen Ruf.

Tatsache ist jedoch: Diese beiden Vorfälle sind weltweit die einzigen Beispiele dieser Art (, die mir bekannt sind,) in den letzten zwölf Jahren.
Solche Ereignisse sind extrem selten, und wenn sie auftreten, werden sie in der Regel zügig behoben.

Immer wieder beeindruckend, wie tief das Internet graben muss, um diese beiden Geschichten überhaupt zu finden, damit regenerative Energien kritisiert werden können.

Fazit zum Thema:

Eine häufig zitierte Dieselproblematik bei On- wie auch Offshore-Windparks hat keine faktenbasierte Grundlage.
Der Fall Riffgat ist ein Einzelfall, der auf die Verzögerung des Netzausbaus zurückzuführen war und seit über einem Jahrzehnt in Deutschland nicht mehr aufgetreten ist.
Ebenso ist bei der Situation in Schottland das Problem katastrophales Management, was durch regelmäßige und zuverlässige Kontrollen verhindert werden kann.
Regenerative Energien bleiben mit Abstand die sauberste und nachhaltigste Lösung für die Energieversorgung der Zukunft.

Braucht eine Windenergieanlage viel Wasser?

Der Wasserverbrauch ist ein häufig übersehener Umweltfaktor bei der Stromerzeugung.
Vielen Menschen ist nicht bewusst, dass der Energiesektor in Deutschland jährlich große Mengen Wasser benötigt:

Aus diesen Bildern kann man deutlich sehen, dass der Wasserverbrauch im Energiesektor stark gesunken ist.
Konkret erkennt man an diesen Entwicklungen, auch wenn die Visualisierung leider nur bis 2019 reicht, dass mit mehr regenerativen Energien im Strommix auch der Wasserverbrauch sinkt.

Das hat einen einfachen Grund:
Windenergie- wie auch Photovoltaikanlagen sind nicht-thermische Kraftwerke und benötigen keine aktive Kühlung im Gegensatz zu Kohle- Gas- und Kernkraftwerke.

Nur ist dennoch die Frage:

Wie viel Wasser braucht man für eine Windenergieanlage in der Produktion?

Im Folgenden wird der Wasserverbrauch moderner Windenergieanlagen über ihren gesamten Lebenszyklus, von der Produktion über den Betrieb bis zur Entsorgung, untersucht.
Anschließend wird der Wasserbedarf von Windenergie mit dem anderen Energiequellen in Litern pro erzeugter Megawattstunde (L/MWh) verglichen.

Sofern wir den Betrieb der Anlage nehmen, ist es lachhaft.

In dieser Studie geht man bei Windenergie von 4 Liter/MWh im Betrieb aus.
Bei dieser Übersichtsstudie findet man ebenfalls Studien mit zwischen 0 Liter/MWh und 4 Liter/MWh für den Betrieb.

Zum Vergleich der Wasserverbrauch in Liter pro MWh:

• Windenergie liegt zwischen 0-4 (!) Liter pro MWh.
• Kohlekraft im Betrieb (mit Kühltürmen) braucht 1820-4160 Liter/MWh.
• Kernkraft (mit Kühltürmen) liegt bei 2.700-3.000 Liter pro MWh.
• Gaskraftwerke sollen einige hundert Liter bis knapp 1000 Liter/MWh.
• Photovoltaik schwankt zwischen 0-10 (!) Liter pro MWh (Sofern in trockenen Gebieten gereinigt werden muss)

Windenergie benötigt mit Abstand am wenigsten Wasser pro MWh.
Ihr Wasserverbrauch ist um Größenordnungen geringer als bei fossilen oder nuklearen Technologien.
Im Betrieb benötigen PV-Anlagen ähnlich wie Windräder kaum Wasser - allenfalls für die Reinigung der Module, was in regenreichen Regionen wie Deutschland vernachlässigbar ist.

Basierend darauf, dass in der EU-Wind und Solar 2024 zum ersten Mal mehr Strom erzeugt haben als Kohle- und Gaskraft, ist diese Entwicklung sehr positiv für den Wasserhaushalt in Europa:

Für die Produktion der Windenergieanlagen sieht die Datenlage so aus:

• Windenergie (auf Land) liegt bei ca. 650 Liter/MWh.
• Photovoltaik liegt bei ca. 1.700 Liter/MWh.
• Kohlekraft liegt bei ca. 17.000 Liter/MWh.
• Kernkraft liegt bei ca. 900 Liter/MWh.
• Gaskraft liegt bei ca. 500 Liter/MWh.

Bei der Entsorgung sprechen wir von maximal 10-50 Liter/MWh bei den genannten Stromerzeugungskapazitäten.
In den Studien findet man nicht sonderlich viel Variation in diesem Thema.

Zusammengefasst kann man zum Lebenszyklus der Anlagen sagen:

Im weltweiten Überblick im Wasseratlas 2025 laut der “Heinrich-Böll-Stiftung e. V.” (die steht der Grünen-Partei nahe) beträgt die weltweite Nutzung von blauem Wasser aus Oberflächen- und Grundwasser, je Stromerzeugungsart in Liter pro MWh:

• 279 Liter/MWh für Windenergie.
• 446 Liter/MWh für Photovoltaik.
• 847 Liter/MWh für Erdgas.
• 1.224 Liter/MWh für Erdwärme/Geothermie.
• 2.103 Liter/MWh für Kernkraft.
• 2.325 Liter/MWh für Kohle.

Tatsächlich ergibt also die Entwicklung des Wasserverbrauchs im Energiesektor Sinn.
Photovoltaik und Windenergie verbraucht pro Megawattstunde absurd wenig Wasser.
In Deutschland steigt die Stromerzeugung aus Photovoltaik und Windenergie stark an, somit ergibt die Visualisierung des Umweltbundesamt am Anfang dieses Beitrages Sinn.

Zusammengefasst kann man also sagen:
Die Analyse des Wasserverbrauchs in der Stromerzeugung zeigt deutlich, dass erneuerbare Energien wie Wind- und Photovoltaikanlagen in jeder Phase ihres Lebenszyklus, von der Produktion über den Betrieb bis zur Entsorgung, einen erheblich geringeren Wasserbedarf als fossile oder nukleare Kraftwerke haben.

Diese Zahlen belegen, dass Wind- und Solarkraft nicht nur in Deutschland, sondern weltweit einen erheblichen Vorteil in Bezug auf den Wasserverbrauch haben.
Der Umstieg auf erneuerbare Energien ist daher nicht nur eine klimapolitische, sondern auch mit Blick auf internationale Wasserpolitik sinnvoll.

Mit Blick auf die zunehmende Wasserknappheit und den steigenden Energiebedarf sind Investitionen in erneuerbare Energien somit nicht nur eine Lösung zur Reduzierung von CO₂-Emissionen, sondern auch ein entscheidender Schritt zur Sicherung der weltweiten Wasserressourcen für zukünftige Generationen.

Wie viele Windenergieanlagen können ein Kernkraftwerk ersetzen?

Ein sehr beliebtes Argument gegen Windkraft ist, dass ein Kernkraftwerk 1.250 Windenergieanlagen ersetzen könnte und deshalb ein Kernkraftwerk vom Ressourcenbedarf viel besser wäre.

Als Beispiel für die konkreten Vorwürfe eine visuelle Darstellung der Mittelstands- und Wirtschaftsunion aus 2022:

Fangen wir erst einmal mit den Sachen an, die korrekt sind.
Konkret wurde dieser Beitrag Ende 2022 auf Twitter veröffentlicht, spricht also von den drei Kernkraftwerken Neckarwestheim-2, Isar-2 und Emsland.

Betrachtet man also die Erzeugungsdaten der Internationale Atomenergie-Organisation (IAEO), sind die 10 TWh Stromerzeugung für Kernkraftanlagen durchaus plausibel.
Bei Isar 2 könnte man sogar bei 11 TWh im Durchschnitt rechnen.

Damit man den Jahresertrag einer variablen Quelle wie Windkraft überhaupt berechnen kann, benötigt man die Volllaststunden eines Landes bzw. der entsprechenden Fläche und die Leistung (bei Windkraft in MWp) der Windenergieanlage.

Beginnen wir mit einer Übersicht der Volllaststunden von Windkraft-Auf-See und Windkraft-Auf-Land:

Da es eine deutliche Differenz zwischen den Volllaststunden im Norden nahe der Küste gibt und Süddeutschland, nutzen wir für die Übersicht die Durchschnittswerte für ganz Deutschland.
Grundsätzlich braucht man im Norden weniger und im Süden mehr Anlagen zum Ausgleichen, sofern man die Stromerzeugung eines Kernkraftwerks ausgleichen will.
Zusätzlich wird es noch komplizierter, da die Gesamthöhe der einzelnen Anlagen einen signifikanten Unterschied auf die Anzahl der Volllaststunden hat.

Kleine Übersicht dazu, wieso besonders die Gesamthöhe so relevant ist:

Im ersten Bild des Berichtes zum Abbau von Hemmnissen beim Repowering von Windenergieanlagen des Umweltbundesamt sieht man, dass immer größere Windkraftanlagen gebaut werden und kleinere Varianten kaum noch eine Rolle spielen.

Je höher die Windkraftanlage gebaut wird, desto gleichmäßiger und schneller werden die Windgeschwindigkeiten.
Wenn sich die Windgeschwindigkeit verdoppelt, steigt der Ertrag einer Windenergieanlage um das Achtfache. (!)

Warum erkläre ich euch das?
Kurzgesagt: Rechnungen im Bild der Mittelstands- und Wirtschaftsunion arbeiten häufig mit alten Anlagentypen, die relativ niedrig gebaut wurden.

8 GWh findet man bei eher bei 3,6 MWp Anlagen.
Mittlerweile gibt es 7,2 MWp

Stromertrag_Wind = Leistung x Kapazitätsfaktor x Stunden pro Jahr
Stromertrag_Wind = 7,2 MWp x 0,195 x 8760 Stunden = 12,30 GWh pro Jahr.

Bei 10 TWh pro Kernkraftwerk und 12,30 GWh pro Windenergieanlage braucht man 813 Windenergieanlagen, um ein Kernkraftwerk zu ersetzen.

Durchaus eine deutlich kleinere Zahl als die Mittelstands- und Wirtschaftsunion (MIT) verbreiten wollte.
Insbesondere, da meine Rechnung sogar noch sehr pessimistisch ist.

Je nach Standort ändert sich die Diskussion sehr schnell:
Nach diesen Volllaststunden brauchst du bei 2500 Volllaststunden (also 0,25 Kapazitätsfaktor) und 15,77 GWh Jahresertrag nur 635 Windenergieanlagen und beim Extremfall der 3200 Volllaststunden und 20,18 GWh nur 496 Windenergieanlagen.

Zusätzlich wie es oben ausgeführt wurde, dürften die Volllaststunden bei der steigenden Höhe noch weiter steigen.
Repowering, das Ersetzen von 25 Jahre alten Windenergieanlagen durch neuere leistungsstärkere Anlagen zeigt eben genau diesen Faktor:

Konkret wird in diesem Beispiel des Windpark Elster 50 Windenergieanlagen (0,6 MWp) durch 18 (6,6 MWp) ersetzt.
Verglichen zum Zustand vorher hat man nur etwas mehr als ein Drittel der Anlagen, 30% weniger Gesamtfläche des Parks und dennoch sieben Mal mehr erzeugten Strom.

Natürlich hängt das auch mit der deutlich höheren Gesamthöhe der neueren Anlagen zusammen, wie weiter oben mit dem Bild erklärt.
Die Volllaststunden des Parks müssten mutmaßlich bei 2.247 Stunden liegen erwartetem Ertrag von 267 GWh mit 118,8 MWp Leistung.

Am Ende ist Deutschland noch lange nicht mit Windkraftanlagen, denn in Brandenburg entstehen bereits Tests zu Windenergieanlagen der nächsten Generation mit einer Gesamthöhe von 365 Meter.

Aktuell wird natürlich erst experimentiert, wie gut das funktioniert, da solche Höhen natürlich auch eine immense Belastung für Material und Technik darstellt, nur spekuliert man bei dieser Höhe durchaus von Jahreserträgen von 30 GWh.
Sofern das jemals Realität ist, braucht man nur noch 333 Windenergieanlagen für ein Kernkraftwerk wie Emsland. Nicht mehr 899 oder gar diese absurde 1250 Zahl der ewiggestrigen Union.

Zusammengefasst:
Häufig werden im politischen Diskurs und auf Social Media alte Zahlen verwendet, um das eigene Argument zu stützen.
In dieser Quellenliste versuche ich regelmäßig darauf aufmerksam zu machen, dass Quellen von vor zwei Jahren im Energiesektor meist stark veraltet sein können.
Wie viele Windenergieanlagen braucht man also für ein Kernkraft?
Im Durchschnitt der neueren Anlagen 899 Windenergieanlagen, sofern die meisten in Norddeutschland sind sogar noch 634 Windenergieanlagen.
Mit kommenden Windenergieanlagen, welche aktuell untersucht werden, könnten es in der Zukunft nur noch 333 sein.

Wie groß ist der Flächenbedarf von Windkraft wirklich?

Häufig liest man über den Flächenverbrauch von Windkraft- und Photovoltaikanlagen.
Aus meiner Sicht ist es wichtig, dass man darstellt, wie viel Platz von Deutschland für welchen Zweck verbraucht wird.
Zusätzlich kann man gut zeigen, dass der Platzverbrauch von Windenergieanlagen nicht ansatzweise so groß ist, wie es häufig beschrieben wird.
Abgesehen davon, dass bei insgesamt 28.611 Windenergieanlagen in ganz Deutschland (Stand 30.06.2024) viele Menschen selbst einen Windpark in der Nähe haben sollten und dadurch den Flächenverbrauch besser einschätzen könnten, wäre das für die Transparenz nicht schlecht.

Fangen wir mit den Angaben für die Flächennutzung in Deutschland an:

Zur Einordnung: 357.595 km² (Quadratkilometer) sind 35.759.500 ha (Hektar)

50,4% Landwirtschaftsfläche
29,9% Waldfläche
14,5% Fläche für Siedlung und Verkehr
2,9% Sonstige Flächen einschließlich Abbauland, Unland und Gehölz
2,3% Wasserfläche

Oder in einer anderen sehr visuell verständlicheren Version durch Christian Victor:

Energiepflanzen (exklusiv für Biomasse) benötigen 2.014.000 ha (oder 20.140 km² 2017) Fläche.
Fußballfelder gibt es ca. 65.000, die pro Feld 0,71 ha benötigen. Also 46.150 ha.
Weihnachtsbaum Flächenbedarf wird mit ca. 30.000-50.000 ha geschätzt, im Bild mit 30.000 ha bestimmt.
Golfplätze benötigen ca. 48.000 ha Platz in Deutschland.

Windenergieanlagen benötigen ca. 0,4 ha oder 0,004 km² an Exklusivfläche (also die, die tatsächlich versiegelt wird, das wird später noch wichtig)
Für das Bild wird mit 37.000 Anlagen mit 3 MWp gerechnet, das ist aus meiner Sicht etwas zu gering für die Anlagen, nur grob passt es.
Wir reden von 14.800 ha Flächenbedarf.
Das ist alles.

Falls euch Leute erzählen, dass viel Waldfläche für die Windkraft gefällt wird, zeigt ihnen diese Auswertung der vierten Bundeswaldinventur:

Seit der dritten Auswertung im Jahr 2012 hat die Waldfläche geringfügig um 15.000 Hektar zugenommen.
Wir reden also von einer Steigerung der Waldfläche, die den gesamten Flächenbedarf aller Windenergieanlagen mit 14.800 Hektar in Deutschland insgesamt überschreitet.

Aus meiner Sicht spricht viel dafür, mehr Geld in die Aufforstung der Wälder zu stecken, da Mischwälder die Biodiversität fördern und gleichzeitig eine große Hilfe sein kann für starke Unwetterereignisse.
Wälder sind hervorragende Wasserspeicher und können dementsprechend die Auswirkungen von Naturkatastrophen in Form von Starkregen wenigstens minimal bremsen.

Nur grade die beliebte Argumentation, dass Windenergieanlagen dem Wald Platz wegnehmen würde, ist per Definition der Bundeswaldinventur einfach falsch.

Wenn wir von Platzverschwendung sprechen, sollte man eher von den 2.014.000 Hektar für Energiepflanzen, also die ineffiziente Biomasseproduktion sprechen, mehr dazu weiter unten.

Dieses Bild der Flächennutzung, selbst wenn es teilweise Näherungswerte aus der GENESIS-Datenbank sind, hilft beim Verständnis, von was für Größenordnungen wir reden.

Windenergieanlagen oder auch Photovoltaikanlagen benötigen eine absurd geringere Fläche in der Realität.
Photovoltaik Platzbedarf ist ohnehin völlig absurd, da diese sehr simpel doppelt verwendet werden können für Agri-PV mit Landwirtschaft oder auf gigantischen Gewerbe/Industriedächern.
Spezifisch für Windkraft ist der reale Platzbedarf sogar noch signifikant niedriger als er im Bild gezeigt wird.

Nun reden wir über den Platzbedarf der einzelnen Windenergieanlagen:

Konkret braucht man:

• 0,05 ha für das Anlagenfundament
• 0,15 ha für die Kranstellfläche
• 0,10 ha für den Sockel der Anlage

Abseits davon braucht man Zufahrtsstraßen, welche natürlich dauerhaft frei sein müssen mit einer groben Breite von fünf Metern.

Zusätzlich muss man zu diesem Flächenthema auch erneut klarstellen, dass die Diskussion wenig Sinn ergibt mit Blick auf Biomasse, wie das Thünen-Institut in Braunschweig für das Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft erfasst hat:

Dabei wurden bereits Speicherverluste zur Lastenglättung berücksichtigt.
Photovoltaik kann immerhin 28-mal mehr Strom erzeugen als Biomasse.

Daher ist diese Diskussion leicht zu beenden, da erstens ein Großteil der 2% für Windenergieanlagen gar nicht versiegelt sind und ein signifikanter Teil erneut aufgeforstet wird und zweitens Deutschland absolut kein Flächenproblem hat, wenn man das mit anderer Nutzung vergleicht.

Zusätzlich lohnt es sich aus meiner Sicht wichtig zu betonen, dass Repowering (Kurzgesagt: Eine alte Windenergieanlage wird durch eine neue leistungsfähigere ersetzt) einen Großteil des Platzproblems lösen kann.

Beim Windpark Elster werden 50 Windenergieanlagen mit 0,6 MWp Leistung jeweils durch 16 Anlagen mit 6,6 MWp pro Anlage (!) Leistung ersetzt.
Trotz der weit geringeren Anzahl der Windenergieanlagen wird sechs Mal mehr Strom erzeugt.

Logischerweise verringert sich dann auch signifikant der Platzbedarf und auch die Rechnung, wie viel mehr Strom durch Windenergieanlagen pro Hektar erzeugt wird, ändert sich drastisch.

Also falls euch Leute erzählen wollen, dass diese 2% die Landschaft komplett verspargeln, könnt ihr mit diesen Flächenvergleich belegen, dass das völliger Unsinn ist.
Selbst mit dem 2030 Ziel für Windenergieanlagen.

Gibt es ein Materialabrieb Problem bei Windkraft?

Nachdem viele der anderen Mythen bezüglich Windkraft widerlegt wurden, gibt es die letzten Jahre immer häufiger den Punkt des Materialabriebes.
Konkrete Behauptung ist:

Oder grober gehalten:

Durch Wind und Regen erodieren Windkraftanlagen/Windenergieanlagen und problematische Stoffe (PFAS, Mikroplastik, Epoxidharz etc.) und vergiften die Umwelt.
— Windkraftgegner zum Materialabrieb

Stimmt das? Oder ist das genauso irreführend wie die Geschichte um Schwefelhexafluorid (SF6)?

Schauen wir uns die Fakten an:

Bei den Quellen von Mikroplastik in Ozeanen ist der Anteil so gering, dass er nicht einmal als 0,X % ausgewiesen werden kann.

In der Windkraftindustrie ist Erosion ein bekanntes Thema, da Schäden an den Flügel nach kurzer Zeit zu 3%-5% Ertragsverlust führen kann und sofern nicht behandelt dank Praxiserfahrungen auf bis zu 50% Ertragsverluste ansteigen kann nach 13 Jahren.

Nehmen wir willkürlich an, dass eine moderne Anlage (7,2 MWp) 18-25 GWh Strom pro Jahr erzeugen kann, reden wir bei 18 GWh und 4 Ct/kWh Einspeisevergütung bei 2% von 14.400 Euro und bei 50% von 360.000 Euro.

Daraus folgt, dass die Betreiber einen immensen wirtschaftlichen Anreiz pro Windenergieanlage haben, diese ausreichend zu warten, da erodierte Flügelblätter nur noch 1/3 Leistung bieten.

Nachdem jetzt klargestellt wurde, dass diese hohen Werte gar nicht auftreten, da allein aus wirtschaftlichem Interesse die meisten Betreiber regelmäßige Wartung betreiben.

Zurück zur Menge an Mikroplastik:

Ein Beispiel der ganzen Social Media Posts scheint auf eine Story in Finnland zurückzuführen.
Da ging es um darum, dass die Rotoren Blätter nach 10 Jahren Betrieb einer Anlage in Vasa 2 Tonnen weniger wiegen würde.
Unabhängig davon, dass … Windenergieanlagen in keinem Land des Planeten mitten im Betrieb gewogen werden führt Finnland außerdem Buch darüber, welche Windenergieanlagen der letzten 33 Jahre (die erste wurde in Korsnäs, Vaasa 1991 ans Netz angeschlossen und 2017 abgebaut) auf- und abgebaut wurde.
Es gab erst 2012 eine Windenergieanlage in genau der Region. Diese wurde selbstverständlich auch nie offline genommen, um sie zu wiegen, da dieses Konzept gar nicht existiert für reguläre kommerzielle Anlagen.

Dazu gibt es aus Norwegen mehr konkrete Angaben und Schätzungen bezüglich der Mikroplastikbelastung.
Die Schätzung betrifft dort 200 GRAMM je Windenergieanlage.
Wenn wir jetzt die 1400 Windenergieanlagen in Norwegen als Referenz nehmen bedeutet das für Norwegen eine Belastung von 280 kg.
Für 1400 Windenergieanlagen.

Hier visuell im Vergleich mit anderen Quellen:

Für Deutschland gibt es eine Kurzinformation der wissenschaftlichen Dienste des Bundestages zum Thema

Diese nutzen eine Fraunhofer Studie von 2018 als Referenz mit jährlichen Abriebwerten von Reifen mit 102.090 Tonnen pro Jahr und Schuhsohlen mit 9.047 Tonnen pro Jahr, während bei allen 31.000 Windenergieanlagen (2019 - Im ersten Halbjahr 2024 gab es nur noch 28.611 Windenergieanlagen) die gesamte Beschichtung erodiert vorgefunden werden muss für 1.395 Tonne Abrieb im Jahr.
Zur Erinnerung:
Wie weiter oben erklärt, würde das niemals passieren, da diese Rotorblätter nur noch 1/3 der Leistung liefern könnten und das wirtschaftlich niemals toleriert wird vom Betreiber.
Der reale Wert wäre also signifikant niedriger.

Ein Gegenargument, was du vielleicht im Kopf hast:

Ja, es gibt auch weit mehr Reifen auf den Straßen und weit mehr Schuhsohlen, die wir tragen als Windkraftanlagen. Wenn Deutschland mehr zubaut, dann gibt es auch mehr Windkraftanlagen.

Grundsätzlich keine falsche Annahme, nur wie ich in diesem Beitrag über 100% Windenergie erklärt habe, gibt es gar keine Notwendigkeit für eine absolute Zunahme der Windenergieanlagen über die nächsten Jahre.
50 Windenergieanlagen, wie im Windpark Elster mit 0,6 MWp können durch 16 Stück mit 6,6 MWp ersetzt werden und trotz deutlich geringerer absoluter Zahl erzeugen diese Anlagen sechs Mal so viel Strom dank der größeren Anlagen und der gleichmäßigeren und schnelleren Windgeschwindigkeiten, je höher die Anlagen gebaut werden.

Daher ist die Annahme, dass automatisch mehr Anlagen gebaut werden für Windkraft nicht zwangsläufig der Fall, da Repowering zu gewaltig mehr Stromerzeugung aus Windkraft führen kann.
Moderne Anlagen erzeugen deutlich mehr Strom pro Anlage und der wirtschaftliche Schaden bei fehlender Wartung wäre höher, daher gibt es aus meiner Sicht wenig Gründe anzunehmen, dass das ausgelassen wird.

Also zu Mikroplastik können wir zusammenfassen:
Es gibt eine Belastung durch Materialabrieb, diese würde pro Anlagen stark ansteigen, falls man sie nicht durch Wartung beheben würde.
Da diese allerdings zu immensen wirtschaftlichen Schäden bei den Betreibern führen, sind die realen Belastungen im Gramm bis unteren Kilogrammbereich für einzelne Windenergieanlagen und nahezu unwahrnehmbar gegenüber allen anderen Quellen.
Bei den Verhältnissen in Deutschland oder Norwegen als Referenz wirkt es auf mich nach einem ähnlichen Unsinn wie bei SF6.
Fünkchen Wahrheit, die massiv verzerrt dargestellt wird.

Nun zu Carbonfasern:

Carbonfasern der Windenergieanlagen im normalen Betrieb sind vom Durchmesser gar nicht lungengängig und erreichen überhaupt nicht die Tiefen der Lunge, um krebserregend zu wirken.
Dennoch findet man in Studien zum Thema Arbeitsplatzsicherheit die Angabe, dass im Fall eines Brandes oder beim Abbauprozess durchaus Carbonfaser-Bruchstücke auftreten könnten, die gefährlich sein können.
Wir reden aber davon, dass die Konzentration schon bei 3 Metern Abstand auf 4% der Konzentration abfällt, die man bei 15 Zentimeter Abstand erhält.

Zur Erinnerung: Die durchschnittliche Nabenhöhe einer Windenergieanlage im ersten Halbjahr 2024 beträgt 144 Meter.

Daher ist das erneut ein “die Dosis macht das Gift” - Szenario.
Ein wahrer Kern der Botschaft, dass Carbonfasern in einer bestimmten Situation gefährlich sein kann, im normalen Betrieb und selbst im Extremfall eines Brandes gar nicht auftreten kann.
Schutzmaßnahmen für das Personal sind sehr sinnvoll, für uns Bürger, die die Windenergieanlagen aus vielen Metern Distanz betrachten, ist es irrelevant.

Jetzt zu PFAS:

PFAS oder Per- und polyfluorierte Alkylverbindungen sind ein ernstes Thema. Wir reden hier mehr als 10.000 verschiedenen Stoffen und werden durch den Menschen seit den 1940er Jahren produziert.
Vorteile davon sind ihre wasser-, fett- und schmutzabweisenden Eigenschaften, weshalb wir das in der Allgemeinheit nahezu überall finden.
Nachteile sind unser fehlendes Wissen über die Wirkung auf Flora und Fauna auf lange Sicht, was bei der Langlebigkeit von kurzkettigen PFAS ein Problem darstellen kann.

Grundsätzlich ist das kein generelles Problem von Windenergieanlagen, da das nichts ist, was durch Abrieb in die Umwelt gerät, wird allerdings bei bestimmten Kabeln oder Turbinen an sich verwendet.
Es gibt neue Gesetze in den USA und der EU, um besagte Verbindungen bzw. Substanzen zu beschränken.

Aufgrund der Vielzahl der PFAS versucht die EU Stück für Stück Alternativen zu finden und aus bestimmten Produkten diese Ewigkeitschemikalien zu entfernen.

Eindeutig nachweisbare Schäden durch Windkraft aufgrund von PFAS konnte ich nicht finden.
Das bedeutet allerdings nicht, dass es die potenziell nicht geben kann, hier zeigt sich der Mangel an Forschung.
Nur würde ich erwarten, dass bei der Menge an Substanzen im Umlauf bei all den Produkten, die wir alltäglich nutzen, dass diese eher einen Einfluss auf uns haben, ähnlich zum Mikroplastik Thema weiter oben.
Daher würde ich das weit unten ansiedeln.

Letzter Punkt dieser Materialabriebsdiskussion: Bisphenol-A:

Ab und zu hört man im Diskurs, dass Epoxidharz gefährlich sei, da dieses giftig ist und durch den Abrieb ebenfalls in die Natur gerät.

Nur ist das irreführend bei Windenergieanlagen.

Grundsätzlich: Flüssiges Epoxidharz ist gefährlich, ja. Gut dokumentiert über die letzten Jahre kann Bisphenol A problematisch sein, da es immer noch einige Epoxidharz beschichteten Dosen gibt.

Diesbezüglich gibt es von der EU ebenfalls einen neuen Entwurf, der das Problem für Lebensmittel verringern soll in den 27 EU-Staaten.

Kernelemente dieser Verordnung: (freundlich ausgeborgt von Özdemirs Ministerium)

• Das Verbot soll die absichtliche Verwendung von Bisphenol A bei der Herstellung von Lebensmittelbedarfsgegenständen aus Kunststoffen, Lacken und Beschichtungen, Ionenaustauscherharzen, Gummi, Druckfarben und Klebstoffen umfassen.

• Für einzelne Verwendungsbereiche, für die es noch keine geeigneten Alternativen gibt, sollen z. B. längere Übergangsfristen (bis zu 36 Monate) als die allgemeine Frist von 18 Monaten eingeräumt werden, damit eine sachgerechte und vor allem sichere Umstellung der Produktion solcher Lebensmittelkontaktmaterialien erfolgen kann. Das betrifft zum Beispiel Beschichtungen in Metallverpackungen für besonders säurehaltige Lebensmittel, die eine höhere Beständigkeit aufweisen müssen, oder in Produktionsgerätschaften für die Lebensmittelherstellung fest einzubauende Elemente wie Ventile, Sichtfenster oder Messgeräte. Die Übergangsfristen betreffen das erstmalige Inverkehrbringen. Für bereits im Verkehr befindliche Produktionsgegenstände soll ein Bestandsschutz von 10 Jahren gelten.

• Für die Verwendung der Substanz Bisphenol-A-diglycidylether (BADGE) zur Herstellung von sehr strapazierfähigen Beschichtungen ist eine Ausnahmereglung enthalten. Die Verwendung ist zulässig, es darf aber kein freies Bisphenol A vorhanden sein, kein Übergang auf Lebensmittel erfolgen und es dürfen keine Reaktionen (z. B. Hydrolyse) stattfinden, die Bisphenol A entstehen lassen.

• Polysulfonmembranen, die beispielsweise zur Klärung von Fruchtsäften oder zur Entfernung von Alkohol aus Wein und Bier verwendet werden, sind mangels vorhandener Alternativen und vernachlässigbarer Bisphenol A Freisetzung nicht von dem Verbot erfasst.
  Ein Monitoring von Bisphenol A ist für Lebensmittelkontaktmaterialien aus Papier/Pappe (Bisphenol A kann dort als Verunreinigung aus Altpapier vorkommen), in BADGE Beschichtungen und Polysulfonmembranen vorgesehen.

• Die Verwendung anderer, in Anhang VI der Verordnung über die Einstufung, Kennzeichnung und Verpackung von Stoffen und Gemischen (CLP-Verordnung (EG) Nr. 1272/2008) als CMR (kanzerogen, mutagen, reproduktionstoxisch) oder endokrine Disruptoren gelisteter Bisphenole und Bisphenolderivate ist nur möglich, wenn diese nach dem in der Verordnung (EG) Nr. 1935/2004 vorgesehenen Verfahren für Lebensmittelkontaktmaterialien risikobewertet und zugelassen sind. Anträge sind innerhalb von neun Monaten nach Anwendbarkeit der Regelung zu stellen.

Kurzfassung: Bisphenol A gibt es in vielen Produkten und ist eine problematische Sache.
Das gilt aber nicht für Windenergieanlagen, da diese feste Epoxidharze verwenden.

Windenergieanlagen benutzen eine nicht giftige Beschichtung von BPA, die eben diese vorher benannten giftigen Eigenschaften des flüssigen Zustandes nicht mehr hat.

Also woher stammt diese Behauptung bezüglich Bisphenol A (BPA)?

So weit ich beurteilen kann, beziehen sich mehrere Personen auf einen Bericht der Gruppe The Turbine Group (TTG) aus dem Jahr 2021:

In diesem Bericht wird eine Studie von Großbritannien als Referenz genutzt, um diese Werte zu belegen.

Wenn man sich jetzt noch an den Mikroplastik Teil oben erinnert, wirkt es nach Déjà-vu.
Auch hier in diesem Bericht wird angenommen, dass die Windenergieanlagen nie gewartet werden, vollständig abgetragen werden und im schlimmsten Umstand 25 Jahre lang betrieben werden.

Zusätzlich verwenden die meisten Windkraftturbinen-Anbieter mehrere Beschichtungen, sodass selbst ohne Wartungen diese Szenarien unrealistisch sind.

Dazu gab es zusätzlich von den Autoren der besagten Studie aus Großbritannien eine Korrektur und einen Kommentar:

„Wir begrüßen zwar die fortgesetzte Forschung zur Nachhaltigkeit von Windturbinenblättern, können aber die Erosionsprognosen im Bericht „Forurensing fra vindturbinvinger“ nicht unterstützen, der einige Karten aus einer aktuellen Arbeit der University of Strathclyde enthält, die die wichtigen Auswirkungen von Klimavariablen auf die Erosionsraten zeigen. Unsere Forschung simulierte Worst-Case-Szenarien der Erosion der Vorderkante (der Blattspitze) an einem unbeschichteten, zentimetergroßen Blattsegment in einer Laborumgebung. Wir haben festgestellt, dass die Autoren des Berichts die Gesamterosionsraten der Blätter möglicherweise überschätzt haben, da sie nur von einem Erosionsverhalten der Vorderkante ausgegangen sind. Wir freuen uns zwar sehr, dass sie sich für unsere Forschung und unser Papier interessieren, möchten aber klarstellen, dass ihre Berechnungen deutlich nach unten korrigiert werden müssen.“

• Professor Margaret Stack, Tribology group, University of Strathclyde

Abschließend ist also auch diese Thematik völlig realitätsfern und hat mit den Fakten nichts zu tun.
Bisphenol A (BPA) ist in der Tat problematisch, deshalb gibt es in den USA und EU auch entsprechende Gesetze zur Verringerung dieses Stoffes.
Wenn es um Windenergieanlagen geht, spielt es allerdings eine zu vernachlässigende Rolle.

Lasst euch nicht unnötig Angst einjagen, Materialabrieb spielt bei Windkraft kaum eine Rolle, egal, von welcher Ressource wir sprechen.

Wurde in Frankreich Windkraft komplett eingestellt?

Selbstverständlich gibt es nicht nur in Deutschland Desinformationen zu Energiethemen, auch Nachbarländer wie Frankreich geraten ab und zu ins Visier.

Konkret geht es in dieser Story um dieses Thema:

Kurzfassung: Das ist natürlich wieder völliger Unsinn.

In Frankreich gibt es den Staatsrat, der in seiner Form in Deutschland, Österreich und Schweiz nicht existiert. Dessen Aufgaben beinhalten eine beratende Funktion bei Gesetzen, bevor sie dem Parlament vorgelegt werden und gleichzeitig die höchste Instanz in Fragen des Verwaltungsrechts wie das Bundesverwaltungsgericht.

Könnte man als Art Bundesministerium der Justiz + Bundesverwaltungsgericht ansehen.

Besagter Staatsrat hat ein Urteil gefällt:

Fangen wir an:

In Frankreich gibt es, wie in Deutschland, Vorgaben, wie laut eine Windenergieanlage sein sollte.

35 dB(A) wäre der Wert der
Umgebungslautstärke, der nicht um 5 db(A) zwischen 7-22 Uhr und 3 dB(A) zwischen 22-7 Uhr abweichen
soll. Maximalwerte sind 70 dB(A)
tagsüber und

während der Nacht.

Nach der Inbetriebnahme von Windenergieanlagen muss innerhalb von 12 Monaten nach Artikel 12 (Sektion 4) die Lautstärke der Anlage überprüft werden.

Problem an dieser rechtlichen Grundlage?
Es wird gar nicht erklärt, wie konkret diese Kontrolle durchgeführt werden soll, nur dass man sicherstellen soll, dass sie effektiv ist. Großartig, sehr nützlich.

Auch Frankreich hat realisiert, dass das potenziell problematisch ist, wenn gar nicht bekannt ist, wie das geregelt ist und dafür eine Richtlinie in Form eines Protokolls präsentiert:

Für den Kontext dieses Beitrages sind die genauen Vorgaben, wie diese Lautstärke wie regelmäßige Zertifizierungen der Mikrofone erfasst werden, nicht relevant. Daher gehe ich auf die Seiten diesmal nicht ein.

Was hat der Staatsrat denn nun gemacht im Urteil?

Kurz gefasst: Es wurde vergessen, die Öffentlichkeit vorher zu befragen zum Protokoll.
In Deutschland ist das ähnlich, dass zu Gesetzen Verbände/Personen/Firmen die Gelegenheit gegeben werden muss, sich dazu in einer Stellungsnahme zu äußern.
Unabhängig davon, ob die besagten Personen Wünsche/Kritik/Wut auslassen möchten, diese Gelegenheit muss gegeben werden.
Genau da ist der Knackpunkt, das wurde ausgelassen.

Die Entscheidungen vom 10. Dezember 2021, 31. März 2022 und 11. Juli 2023, mit denen das Protokoll genehmigt wurde, sind daher als Pläne und Programme anzusehen, die gemäß den in Randnr. 6 genannten Bestimmungen einer Umweltprüfung unterzogen werden müssen. Folglich sind die Klägerinnen berechtigt, geltend zu machen, dass das Fehlen einer solchen Prüfung vor dem Erlass dieser Rechtsakte diese mit einer Unregelmäßigkeit behaftet, die der Öffentlichkeit eine Garantie vorenthalten hat und geeignet war, einen Einfluss auf den Inhalt der angefochtenen Rechtsakte auszuüben.
— Staatsrat

Mehr ist das nicht.
Aus meiner Sicht eine berechtigte Kritik, dass auch bei einem Protokoll, welches so viel Einfluss auf die Genehmigungen nehmen kann, diese Zeit gegeben werden sollte.

Frankreich setzt voraus, dass die Öffentlichkeit mindestens 21 Tage Zeit hat, um sich zu äußern

Woher jetzt einige der Newsseiten hernehmen, dass dieses Urteil rückwirkend Genehmigungen rauszieht, ist mir ein Rätsel.

Immerhin gilt der 2011er Erlass, da dort kein Formfehler vorliegt.

Sagt der Rat auch selbst, dass der gar nicht über andere Klagengründe entscheiden muss:

Aus dem Vorstehenden folgt, dass die angefochtenen Handlungen im Umfang der Anträge in der Klageschrift für nichtig zu erklären sind, ohne dass über die anderen Klagegründe entschieden zu werden braucht.
— Staatsrat

Nichts an diesem Urteil redet von einem Ende der Windkraft in Frankreich, geschweige denn Rückbau.
Panik mit Rückbau oder Rausreißen von bereits gebauten Objekten hatten wir erst vor einer Weile bei der Panikmache mit Wärmepumpen und der F-Gas-Verordnung, welche selbstverständlich nicht rausgerissen werden müssen.

Ironischerweise ist das Protokoll von 2021, welches wiederholt verschärft wurde, strenger als der 2011er Erlass.

Daher hat Frankreich Windkraft nicht eingeschränkt, sondern temporär damit vereinfacht.
Nur dafür müssten die “Medienhäuser” oben mehr als zehn Sekunden lesen, was überhaupt das Thema war und nicht direkt irgendwas übertragen, was sie auf Social Media aufgeschnappt haben.
Fairerweise lässt sich damit nicht so leicht Panik schüren und Leute verunsichern, daher nicht so überraschend, dass das ausgelassen wurde.

Zusätzlich kleiner Hinweis an die Menschen, die davon ausgehen, dass Frankreich weniger Windkraft zubauen würde:

16 GWp an Kapazität ist durchaus eine Ansage.
Also daher ist die Annahme, dass Frankreich sich von Windkraft entfernt, realitätsfern und absoluter Schwachsinn.

Klar, die Pläne sind nicht besonders flott und Deutschlands Pläne sind deutlich aggressiver, nur steigt die Nettostromerzeugung Frankreichs aus regenerativen Energien kontinuierlich an:

Im Gegensatz zu Projekten wie Flamanville-3, welche ärgerlicherweise nach über 16 Jahren Bauzeit immer noch nicht fertig sind, kann man PV- und Windkraft sehr schnell aufbauen.

Ergo erwarte ich, dass Frankreich schnell eine Reform des Protokolls präsentieren wird und sich hoffentlich diesmal an ihren Gesetzgebungsprozess halten wird.

Wie problematisch ist Neodym?

Seltene Erden sind im Energiediskurs häufig ein Thema.
Dennoch wissen viele Menschen nicht, dass Metalle der Seltenen Erden eine bestimmte Gruppe von chemischen Elementen, die zusätzlich nicht einmal selten sind.

Konkret handelt es sich um die Metalle Scandium , Lanthan, Cer, Praseodym, Neodym, Promethium, Samarium, Europium , Yttrium, Gadolinium, Terbium, Dysprosium, Holmium, Erbium, Thulium, Ytterbium, Lutetium.

Nein, Lithium, Nickel oder Kobalt sind keine seltenen Erden, selbst wenn sie wichtige Ressourcen sind, welche für eine Energiewende kaum vermeidbar sind.
Ärgerlicherweise finden sich solche unsauberen Auflistungen auch beim Deutschlandfunk, daher kann ich die Verwirrung in der Bevölkerung nachvollziehen.

Wieso heißen seltene Erden denn dann seltene Erden?

Selbst wenn Metalle wie Neodym häufiger auf der Erde vorkommen als z. B. Blei, wird Neodym in Kombination mit anderen seltenen Erden oder anderen Metallen abgebaut.
Daher stammt der Name, es gibt selten wirtschaftliche Vorkommen, die ausschließlich diese Erze/Metalle vorrätig haben, sondern man findet sie überwiegend als chemische Verbindung mit Bastnäsit und Monazit.

Jetzt eine Übersicht, welche Nationen große (bekannte!) Vorkommen an seltenen Erden hat, darunter Neodym:

Tatsächlich erkennt man deutlich, wieso China (aktuell) den größte Anteil der Förderung von seltenen Erden hat.
Basierend an den (bisher bekannten) Reserven verfügt China über die weltweit größten Vorkommen dieser relevanten Ressourcen.
Immer daran denken, sofern mehr Geld in einen Sektor fließt, wird gleichzeitig mehr Ressourcen in weitere Untersuchungen gesteckt und neue große Reserven gefunden, wie u. a. November 2023 in Schweden in Blötberget oder Januar 2024 in Kasachstan mit gleich 15 separaten Vorkommen.

Die Aussage, dass über 90 % der Ressourcen seltener Erden aus China stammen, ist zwar zehn Jahre korrekt gewesen, allerdings zeigt eine aktuelle Visualisierung, dass auch andere Länder, darunter die USA, Myanmar, Australien und Madagaskar, eine größere Rolle bei der Förderung seltener Erden spielen.

USA insbesondere sieht das mittlerweile als Sache der nationalen Sicherheit an, weshalb deutlich mehr Geld in die Hand genommen wird, dass diese Abhängigkeit von China verringert wird.

Brasilien startet seit Januar 2024 mit der ersten Phase der Förderung von seltenen Erden in Minaçu

Beispiele für die Förderung von Neodym findet ihr z. B. hier bei 60 Minutes Australia.
Am Ende nicht drastisch anders als ein klassischer Tagebau.

Dazu muss ich auch einmal einordnen, was das in absoluter Menge überhaupt bedeutet, wenn wir von seltenen Erden Förderung sprechen, von denen Neodym eine der 17 Stück sind, siehe die folgende Visualisierung:

Ja, das seht ihr richtig. 300.000 Tonnen Förderung bezieht sich auf sämtliche seltenen Erden.
Wichtig zu betonen, auch wenn es für die Neodym Frage eher nebensächlich ist, von was für drastisch unterschiedlichen Dimensionen wir sprechen, sobald es um das Thema Förderung von Metallen/Ressourcen geht.
Dies ist insbesondere relevant, da nahezu jeder Prognosen zufolge die Förderung von Lithium, Kupfer und seltenen Erden im Rahmen der Energiewende in den kommenden Jahren erheblich zunehmen wird.

Wenn euch also eine Person erzählen möchte, man könne unmöglich die Energiewende von den Ressourcen her stemmen, zeigt ihnen diese Visualisierung.
Es ist machbar, selbst mit den aktuell bekannten Reserven.

Recycling zusätzlich kann eine solide Menge des europäischen Neodym-Bedarfes (neben Praseodym und Dysprosium) abdecken, wie in dieser Studie des Joint Research Centre (JRC) schon 2020 festgestellt wurde

Ja, die Studie ist von 2020, dennoch wird durch aktuellere Studien der Nutzen von Recycling von seltenen Erden nicht widerlegt.
Innerhalb der EU gibt es mit SUSMAGPRO eine Übersicht von verschiedenen Forschungsprojekten, die genau dieses Recycling Thematik seit Jahren testet und verschiedene Verfahren auf Wirtschaftlichkeit und Nützlichkeit untersucht, also wie so oft passiert etwas bei dem Thema.
Auch wenn weiterhin viel Arbeit in diesem Bereich nötig ist und selbstverständlich nicht alles gelöst ist.

Wie groß ist der Verbrauch der Neodym bei Windenergieanlagen überhaupt?

Die Recherche nach Daten über Neodymium erweist sich überraschenderweise als deutlich schwieriger als angenommen. Bezüglich seltener Erden als gesamter Block ist das leichter, allerdings ist die Angabe von 17 verschiedenen Rohstoffen kaum aussagekräftig, wenn es darum geht, die Verwendung der Ressource Neodym allein zu erfassen.

Folgende Übersicht für die EU-28 (damals noch mit Großbritannien) zeigt, dass der Bedarf an Neodym für Windkraft in Europa gering ist.
Dies lässt sich auf eine einfache Tatsache zurückführen:
Anbieter wie Enercon verwenden kein Neodym für ihre Windenergieanlagen.
Selbstverständlich gilt das nicht für alle Anbieter, denn z. B. Siemens Gamesa weicht auf andere Anbieter in Australien aus, damit sie nicht so abhängig von China sind, verwenden allerdings trotzdem Neodym.

Auch bei einer anderen Studie mit Blick auf der USA sieht es so aus, als würde Neodym als Ressource eher einen kleineren Teil des globalen Bedarfs abdecken und wie so häufig wird die Problematik auf Windenergieanlagen in den Fokus gesetzt, während es mit Enercon Windenergieanlagen durchaus einen Anbieter gibt, der diese Ressource gar nicht verbaut und der übrige Verbrauch wird konsequent ausgeblendet.

Wie in vielen anderen Fällen gibt es auch bei der Neodym-Förderung Verbesserungspotenzial, um die schädlichen Effekte auf die Umwelt einzudämmen. Dazu ist jedoch der politische Wille und das Interesse der Bevölkerung erforderlich

Unwahrscheinlich, dass dies in China ausreichend geschehen will.

Stattdessen sollte man Projekte außerhalb Chinas fördern und dadurch zuverlässiger entsprechende Sicherheits- und Umweltstandards erfüllen.

Das Drama um Schwefelhexafluorid (SF6-Gas)

Wenn es um Windkraft geht, wird oft gefragt: “Was ist mit SF6 in Windenergieanlagen?”

SF6 wird als Isoliergas und Löschmedium eingesetzt.
Es ist geruchlos, farblos, nicht brennbar, unlöslich in Wasser, ungiftig und reaktionsträge, wodurch es chemische Reaktionen zuverlässig verhindert.
Daher eignet es sich gut zur elektrischen Isolation.

Bei dieser Beschreibung könnte man schnell den Eindruck gewinnen, dass dieses Gas nicht ausschließlich im Energiesektor verwendet wird. Dieser Eindruck ist korrekt.

Immer wieder hört man von der großen Menge an SF6, das durch Windenergieanlagen vermehrt benutzt wird.
Die Fakten sprechen eine sehr andere Sprache.

Auch in einem Beitrag des wissenschaftlichen Dienstes findet man die Aussage, dass 2019 der absolute Anteil der in Deutschland verwendeten SF6-Menge der Energieversorger ein Prozent beträgt.

Nicht nur Windkraft, alle Kraftwerkstypen.

Aufgrund der Entwicklung seit 2019 ist davon auszugehen, dass dieser Anteil heute noch geringer ist, da der Bedarf der Halbleiterindustrie weiter gestiegen ist, während der Bedarf der Energieversorger eher rückläufig ist.

Zusätzlich findet man im Abschlussbericht eines Konzeptes zur SF6-freien Übertragung und Verteilung elektrischer Energie von 2018 eine Übersicht der Emissionen in Deutschland.

In dieser Quelle wird deutlich, wo die Probleme mit SF6-Emissionen aktuell liegen.
Die Entsorgung von Schallschutzfenstern ist das größte Problem.
Seit 2006 wurde die Verwendung von SF6 in der EU verboten.
Allerdings rechnet man, dass diese Emissionen erst 2030 aus der Bilanz verschwinden, da natürlich Fenster erst Stück für Stück durch moderne Fenster ersetzt werden.

Klar kann man sagen, dass der Trend der SF6-Emissionen rückläufig ist. Sie nehmen ab.
Das hängt auch mit kommenden EU-Richtlinien zusammen, nach denen bis 2030 SF6 aus Schaltanlagen immer weiter verschwinden soll.

Nebenbei bemerkt ist das dieselbe Richtlinie, die gerne im Kontext von Wärmepumpen falsch zitiert wird.

Es gibt bereits Alternativen für SF6, wie zum Beispiel Vakuumschalter oder Luftisolierung.

Allerdings sind die Kosten für die Luftisolierung höher als für die Gasisolierung mit SF6.

Ein weiterer Vorteil von gasisolierten Schaltanlagen ist, dass sie kompakter gebaut werden können.

Natürlich sollten wir weiterhin daran arbeiten, SF6 schrittweise zu ersetzen. Obwohl es nur einen geringen Anteil hat, sollte man die Auswirkungen nicht unterschätzen.
Es ist jedoch von immenser Bedeutung, dass man die Probleme konstruktiv angeht und nicht durch populistischen Unsinn plötzlich Windenergieanlagen für einen Aspekt verantwortlich gemacht werden, an dem sie nicht einmal zu 1% insgesamt beteiligt sind.

Dank der EU kommt endlich Bewegung in dieses Thema und das ist gut so.

Kann Deutschland 100% des eigenen Strombedarfes durch Windenergie decken?

Zu Beginn: Es ergibt nicht sehr viel Sinn, aus einer Quelle 100% des Strombedarfes zu decken.
Wind ist im Winter effektiver. Solar im Sommer.
Dennoch um diese Frage zu beantworten: Ja, Deutschland kann seinen Strombedarf zu 100% aus Windenergie beziehen.

Zum Verständnis Beispiele vorab:

Beispiel 1: Windpark Owschlag

Das ist ein Windpark, der 2001 in Betrieb genommen wurde. Dieser verfügt über 4 GE General Electric GE 1.5sl Windenergieanlagen.

Beispiel 2: Windpark Elster

Mein absolutes Lieblingsbeispiel. 50 Windenergieanlagen mit 0,6 MWp Leistung werden durch 16 Stück mit 6,6 MWp (!) Leistung ersetzt.
Das heißt vereinfacht, mit einem Drittel der absoluten Anlagen wird sechs Mal soviel Windenergie erzeugt/umgewandelt.
Zur Erklärung: Neuere Windenergieanlagen werden ja deutlich höher gebaut als ältere Anlagen.
Dadurch hat man, obwohl die Kapazität nur um knapp mehr als 3 steigt, einen sechs Mal höheren Ertrag.
Windparks vor 20 Jahren wurden grundsätzlich an windreichen und idealen Standorten gebaut mit der Technik zu der Zeit, daher profitieren insbesondere Repoweringprojekten von idealen Standorten, die noch bessere Erträge bringen können.
Je höher du baust, desto schneller und insbesondere gleichmäßiger sind die Windgeschwindigkeiten.
Lohnt sich also!

Es gibt in Deutschland so unfassbar viele 22+ Jahre alte Anlagen, die durch neuere ersetzt werden können.
Mehr Geld für die Gemeinden, weniger absolute Anlagen für sehr viel mehr Ertrag.

Beispiel 3: Windpark Habscheid-Kesfeld

Im Windpark Habscheid-Kesfeld finden sich Windenergieanlagen mit 0,6 MWp und z. B. welche mit 2 MWp.

Jetzt als Beispiel neuste Windenergieanlagen auf dem Land.

Wie man sehen kann, gibt es mit der V172-7.2 MW, der SG 7.0-170 und E-175 EP5 Anlagen mit 7,2 MWp, 7,0 MWp und 6 MWp.

Was dieses Kapitel erklären soll: In den letzten 20 Jahren hat sich bei Windkraft immens viel getan.

Deutschland verfügte 2023 über 28.677 Windenergieanlagen.

Man sieht, es gibt mindestens 7.624 Windenergieanlagen, die bereits über 20 Jahre alt sind.
Es gibt sehr häufig die Aussage, dass man noch zehntausende vollständig neue Windenergieanlagen bauen muss, um den Strombedarf Deutschlands decken zu können.
Meine Gegenthese ist, dass man allein mit Repowering (das Abbauen alter Windenergieanlagen und Aufstellen neuer moderner Anlagen an derselben Stelle) ohne Probleme die dreifache Menge (wenn nicht sogar deutlich mehr) Menge an Strom erzeugen kann.
Der Bedarf von 50-60% des Strombedarfes Deutschlands durch Wind kann allein durch Repowering alter Anlagen erreicht werden.

Zusammengefasst: Durch Repowering könnte man deutlich mehr Strom erzeugen und gleichzeitig weniger Windenergieanlagen an einer Stelle benötigen als es vor 20 Jahren der Fall war.

Oder genauer: wenn laut dem Bundesverband WindEnergie 28.230 Anlagen mit Gesamtleistung von 56.130 MWp an Land installiert sind, bedeutet das (sehr vereinfacht), dass die durchschnittliche Kapazität einer Windenergieanlage ca. 1,98 MWp wäre.

Eine Steigerung Faktor 3+ des erzeugten Stroms ist also durchschnittlich möglich.
Je nach Alter der Anlage nach Region ist deutlich mehr machbar.

Selbstverständlich gibt es je nach Region Deutschland unterschiedliche Wind-Vollaststunden, deshalb ist die Menge an jährlich erzeugten Stroms unterschiedlich.

Diese Fortschritte sieht man bei Offshore (Windparks im Ozean) extremer.

Der Offshore-Windpark Amrumbank West wurde Oktober 2015 vollständig ans Netz angeschlossen.

Mit 80 Turbinen SWT-3,6-120 bzw. 3,6 MWp Windenergieanlagen für ca. 302 MW installierte Leistung.

Der Offshore-Windpark Kaskasi wurde Ende 2022 vollständig ans Netz angeschlossen werden.

Mit 38 Turbinen SG 8.0-167 DD Flex bzw. 8 MWp bis zu 9 MWp für ca. 342 MW installierte Leistung. (Sogar mit den ersten vollständig recyclebaren Rotorblättern!)

Das sind die Fortschritte in sieben Jahren.
Auch sieht man, dass man mit deutlich weniger Anlagen sogar deutlich mehr Leistung erreichen kann.

Dazu ein Ausblick, wohin die Reise aktuell geht.

Richtig, 15 MWp V236-15.0 MW oder 14 MWp-Anlagen SG 14-222 DD sind bereits auf dem Weg.
Das ist ein Motiv, welches sich durch die gesamte Energiewende zieht.

Im Gegensatz zur Kernkraft entwickelt sich die Photovoltaik wie auch die Windenergie sehr schnell weiter, ist kosteneffizienter und benötigt im Gegensatz zu einem neuen Reaktor und Jahrzehnten für den Rückbau keine 9-12 Jahre.

Abschließend kann man dank Agri-PV und regulärer Photovoltaik und diesem Kapitel sagen:
Es ist es absolut machbar, 100% Strom aus regenerativen Energien zu erzeugen.

Selbstredend gilt das auch für den Strombedarf für 100% elektrifizierte Mobilität und 100% elektrifizierte Wärme.

Wie man sieht, ist Aufklärung eines der wichtigsten Elemente.
Wenn jeder sieht, wie sehr sich die letzten Jahre entwickelt haben und was allein durch Repowering möglich ist, sollte die Akzeptanz deutlich steigen.

Wie siehts mit der Verteilung von Windenergieanlagen in Deutschland aus?

Oben findet sich die Kapazitätsübersicht.

Unten findet sich die Anzahl der Windenergieanlagen nach Bundesland aus dem Kooperationsausschuss 2023

Grundsätzlich sieht man sehr deutlich an den Bildern das berüchtigte Nord-Süd-Gefälle (Nord mehr Windenergie/Süd mehr Sonnenenergie) in Aktion.

Das sind überwiegend absolute Werte.
Denn ein wichtiger Faktor spielt noch mit rein. Wie viele Einwohner hat ein Bundesland und grundsätzlich wie ist der Energiebedarf des Gewerbes und der Industrie?

Das zeigt sich sehr deutlich im deutschen Strom-Atlas, in welchem die meisten norddeutschen Bundesländer einen massiven Überschuss an Strom haben, welche exportiert wird.
Hinweis zu der Karte: Die Jahreszahlen der Bundesländer sind unterschiedlich, da es dank Föderalismus unterschiedliche Zeiträume gibt, wann die Bundesländer ihre Import- und Exportdaten aufgeschlüsselt übergeben. Also gibt es teils noch keine aktuelleren Daten. (Saarland, was ist denn los bei euch?)
Auch wenn ein Markus Söder scheinbar das alle paar Tage wieder vergisst, um Menschen in die Irre zu führen, dass natürlich ein Bundesland wie Schleswig-Holstein z. B., welches bilanziell bereits zu ca. 140 Prozent im Jahr 2021
gedeckt werden konnte, eben nicht so drastisch Solar/Windkraft ausbauen kann, wie ein Nettoimportland wie Bayern und Baden-Württemberg.

Dazu muss man deutlich hervorheben, dass die installierte Windleistung pro Einwohner in Deutschland in Schleswig-Holstein deutlich höher ist als in Bayern.

Im direkten Vergleich zu installierter Solarleistung pro Einwohner, wo Bayern durchaus vorne liegt, ist der Unterschied weit geringer als bei Windkraft.

Deshalb gibt es, meiner Auffassung nach zu Recht, Forderungen nach verschiedenen Strompreiszonen in Deutschland.
Es kann nicht sein, dass Bürger in Norddeutschland, die vorbildliche Arbeit leisten, teurere
Preise haben als Bürger in Süddeutschland, dessen Regierungen eben umfassenden Nachholbedarf haben.

Zur Visualisierung die Übersicht der Kraftwerksleistung in Deutschland.

Hier sieht man, manche Bundesländer haben einen deutlich weiteren Weg zur Bilanz der 100% regenerativen Energien als andere. Es ist nicht unmöglich und Erfolgsstorys wie der Rhein-Hunsrück-Kreis oder der Landkreis Paderborn existieren.

Man muss es nur politisch wollen.

Ist Bayern bei regenerativen Energien nicht Platz 1? Sie haben immerhin den größten Zubau ?

Kontext vorab:

Bayern schlägt sich bei Solarenergie bzw. PV phänomenal, das ist grundsätzlich absolut korrekt.
Das Problem mit Photovoltaik ist die Erzeugung im Winter.

Im Sommer ist PV phänomenal. Im Winter dagegen Windenergie.

Es ist erkennbar, dass sich PV und Wind im Jahresverlauf ideal ergänzen.
Im Kontext von Seite 33-35 wird deutlich, warum Bayerns Fokus auf Solarenergie kurzsichtig ist.
Obwohl Solar wichtig ist und Bayern gute Arbeit leistet, um die Mangellage der letzten Jahre aufzuholen, ist auch Windkraft unerlässlich.
Selbst wenn von Biomasse, Wasserkraft und Geothermie die Rede ist, sind diese drei Stromquellen in Deutschland kaum relevant.
Die Biomasse macht deutschlandweit 8,5% der Stromerzeugung aus, gefolgt von der Wasserkraft mit 3,2% und der Geothermie mit 0,005%. (Ja, ernsthaft. Es sind 0,2 TWh von 490 TWh.)
Es gibt Diskussionen darüber, ob der Ausbau dieser Energiequellen sinnvoll ist. Allerdings ist das Ausbaupotential, wie in den entsprechenden Kapiteln dieser Quellenliste deutlich erklärt wird, leider begrenzt.

Auch vom Kooperationsausschuss sieht man wieder, dass Bayern und auch Baden-Württemberg bei Windenergie deutlich weniger ausbauen, als gesund für sie wäre.

Der Ausbau muss nicht 1 zu 1 stattfinden (Solar und Wind haben unterschiedliche Volllaststunden/Kapazitätsauslastungen), dennoch ist der Wert nicht nachhaltig und muss geändert werden.

Also zusammengefasst: Bayern macht es sehr gut bei Photovoltaik, bei Windenergie ist das aber ein massives Problem.

Wie man sieht, ist Bayerns (und auch BaWüs) Ausbau nach km² echt dürftig.

Auch Bayern braucht Strom im Winter. Wird also dringend Zeit aufzuholen.

Sind Windenergieanlagen gefährlich für Vögel?

Natürlich darf man die Gefahr durch Windenergieanlagen nicht komplett von der Hand weisen, nur ist das Verhältnis nun wirklich absurd.

Wir reden von 100.000 Opfern pro Jahr, während der Straßenverkehr bis zu 70 Mio Opfer pro Jahr oder Glasscheiben von 100-115 Mio Opfer fordert.

Dazu gibt es Möglichkeiten der Risikoreduktion. u. a. kann das schwarze Anmalen der Rotorblätter die Quote um potenziell 70% verringern.

Oder Kameras, die rechtzeitig große Vögel wie Adler erkennen.
Glücklicherweise ist auch die Forschung schon sehr weit und moderne Anlagen sind dort, aufgrund besserer Sicherheitsstandards, einfach deutlich sicherer für Vögel.

Wie sieht es weltweit mit dem Potenzial für Windkraft aus?

Wie schon bei Photovoltaik sieht man, es gibt immenses Potential für Windkraft.

Da die Windenergieanlagen immer leistungsfähiger werden, Onshore wie Offshore, werden immer weniger absolute Windenergieanlagen benötigt, um die 100% Stromerzeugung aus regenerativen Energien zu erreichen.

Denn aktuell findet man auf dem Land z. B. 7.2 MWp-Anlagen als Rekordwert, während man vor 20 Jahren noch mit z. B. 1.5-2 MWp Anlagen gearbeitet hat.
In den letzten Jahren hat sich soviel getan, dass man allein mit Repowering (alte Windenergieanlagen durch neue ersetzen) ein Vielfaches an Strom erzeugen kann.
Wie schon weiter oben beim Beispiel des Repowering Projekts für den Windpark Elster gibt es auch im Jahr 2023 Projekte, die zeigen, was möglich ist.

Mit der Hälfte der Anlagen die doppelte Menge an Strom zu erzeugen ist ein gutes Zeichen.
Wie man im Beitrag auch lesen kann, wirken die Entbürokratisierungen von Habecks Ministerium bereits.
“Wir sind höchst erfreut über die schnelle Genehmigung bei diesem Projekt. Das komplette Verfahren hat keine sechs Monate gedauert”
Es geht also in die richtige Richtung im Jahr 2023.

Wie laut sind Windenergieanlagen?

Gerade moderne Anlagen sind deutlich leiser als ältere Anlagen und es ist eher unwahrscheinlich, dass man die Lautstärke dieser eher hört als von der Landstraße oder von Regen.

Was ist mit Infraschall? Ist der gefährlich?

Die Diskussion hält sich wacker, aufgrund einer wissenschaftlichen Arbeit vom BGR, welche sich erstmal stabil um den Faktor 1000 verrechnet hat.

Grundsätzlich gibt es gar nicht wenige Studien, die versuchen, einen kausalen Zusammenhang zwischen Infraschall (von Windenergieanlagen) und gesundheitlichen Einschränkungen zu finden.

Dennoch muss man eindeutig sagen, wenn man sich das Bild quer durch die letzten Jahre anschaut wie z. B. hier, hier oder auch hier gibt es eher wenige brauchbare Resultate, die von nachweisbaren Schäden sprechen.

Gerade sobald man davon spricht, dass eine Anlage mehr als 200 Meter entfernt ist, halte ich es an den Haaren herbeigezogen

Daher würde ich behaupten, mit der wissenschaftlichen Grundlage, die aktuell existiert -> Nein, Windenergieanlagen haben keinen messbaren schädlichen Einfluss auf Menschen.
Außer, wenn Leute mal wieder behaupten, dass sie Schlafstörungen wegen Anlagen haben, die noch gar nicht angeschaltet sind

Wie siehts mit dem Recycling bei Windenergieanlagen aus?

Grundsätzlich können ~85% der Anlagen bereits recycled werden.
Das Problem, was aktuell existiert, sind die Rotorblätter. Diese können in den meisten Fällen nicht so einfach recycled werden.
Allerdings gibt es von Simens Gamesa bereits die ersten Rotorblätter für Onshore wie Offshore-Anlagen seit letztem bzw. diesem Jahr.

Also ja, die Rotorblätter werden für bisherige Anlagen problematisch sein, nur gibts eine Lösung.

Persönlich halte ich es für deutlich plausibler, dass für bestehende Windenergieanlagen eine konsequente und umsetzbare Recyclinglösung gefunden wird als für die Alternativen wie Kernkraft.

Warum dauert der Bau von Windparks so lange?

Hier sieht man, wie absurd die Genehmigungsverfahren in Deutschland sind.

Der reine Bau eines Windparks dauert, an sich, für kleinere Parks 2 Monate, für größere ca. 6 Monate.

Die Genehmigungen sind der wahre Problemfaktor.

Es ist auch recht unabhängig davon, ob Bundesländer bereits einen größeren Anteil an Windenergie haben (Siehe Rheinland-Pfalz), die durchschnittliche Dauer für Genehmigungsverfahren ist einfach nicht schönzureden.

Allerdings gibt es glücklicherweise auch Grund zum Optimismus:

Die Notfallverordnung der EU von 2022 wurde erst dieses Jahr permanent festgeschrieben. Diese haben unmittelbare Auswirkungen auf laufende Projekte, da Genehmigungsverfahren für Netzausbauprojekte und Energiethemen drastisch beschleunigt werden.
Beispiel vom 05.04.2023 für ein Repowerprojekt.
Dort dauerte das Genehmigungsverfahren nicht mal sechs Monate, während es für den Anbieter eher üblich war, mehrere Jahre zu warten.
Man sieht also, das Problem ist längst nicht gelöst, es geht allerdings voran. Das geht im allgemeinen Diskurs gerne mal unter, nur es passiert immens viel aktuell.

Sind Windenergieanlagen wirtschaftlich?

Ja. Mit den 6,06 Cent/kWh sind die Zuschlagswerte der Windenergieanlagen in Deutschland sehr wirtschaftlich. 2025 hätte man mit der Direktvermarktungspflicht der Windenergie-An-Land-Anlagen in fast keinem Monat überhaupt kein Steuergeld bezuschussen müssen.
Denn die Mindestvergütung gleicht nur die Differenz der Marktwerte zu der Mindestvergütung aus.

Wie schon beim Energiewende-Thema verlinkt, die Gestehungskosten von Windkraft und Solarenergie sind so absurd niedrig und die Investitionskosten vorab ebenfalls eher eine kleine Summe gegenüber Kernkraft oder Kohlekraftwerken, dass grade jetzt Projektbesitzer der Anlage sich dumm und dämlich verdienen, selbst wenn sie das nicht wollen.

Zusammengefasst: Windenergie ist eine super Idee, wie man im Rhein-Hunsrück-Kreis sehen kann, finanziell wie bilanziell.

Konkret sieht man, wie drastisch die Kosten der Windenergie runtergehen.
Im Jahr 2022 war das natürlich etwas komplexer, da durch Lieferkettenprobleme und Nachfrageexplosion die Preise eine etwas weitere Spanne erreichen als noch in den Jahren davor, nur grundsätzlich sieht es weiter gut aus mit der Preisentwicklung von Windkraft.

Nicht so aggressiv wie bei Photovoltaik, dennoch auch solide.

Das sieht man auch daran, dass mittlerweile Offshore Windparks ohne staatliche Förderung möglich sind. Es gibt mittlerweile einige davon, ob jetzt Nordlicht 1 oder He Dreight als Beispiele benannt.
Energieformen, die sich nach und nach ohne staatliche Förderung betreiben lassen, wirken auf mich nach einer besseren Idee als z. B. Kernkraft mit dem Desasterprojekt Hinkley Point C.

Hat der Süden Deutschlands wirklich kaum Wind?

Im Diskurs hört man häufig, dass in Bayern nicht genug Wind vorhanden sei, sodass Windparks dort keinen Sinn ergeben würden.
Da werden dann auch gerne Karten benutzt, wo die Windgeschwindigkeiten nur in 10 oder 50 Metern Höhe gezeigt werden, als sei man noch im Jahr 1990.

Die meisten modernen Windenergieanlagen sind deutlich größer, da rechnet man eher mit Nabenhöhe (Mittelwert der Rotorhöhe über dem Boden) 150-200 Meter, sodass man selbstverständlich nicht als Referenz die 50 Meter Karte nehmen sollte, sondern eher die 150 Meter Angabe.

Mit Blick in die Zukunft noch ein Verweis auf ein Forschungsprojekt in der Lausitz.
Ein Grundsatz bei Windkraft ist, dass mit höherer Nabenhöhe ein besserer Ertrag möglich ist, da der Wind dort gleichmäßiger weht und gleichzeitig die Windgeschwindigkeit deutlich schneller ist.

Durch dieses Bild erkennt man, dass links (bei 147 Meter) die Windgeschwindigkeit durchaus drastisch anders ist als rechts (bei 297 Meter).
Diese weit höheren Windgeschwindigkeiten sind essenziell, da der Wert zur dritten Potenz in die Windleistung eingeht.
Dabei reden wir von einer potenziellen Verdoppelung der erzeugten Menge an Windstrom am identischen Standort. Statt 17,5 GWh 35 GWh pro Windenergieanlage, wenn wir eine V172-7.2 MW von Vestas als Beispiel verwenden.
Mit dieser Begründung verweise ich auf den Windenergieanlagenbestand in Deutschland.

Es gibt in Deutschland 7.624 Windenergieanlagen (Stand 31.12.2023), die über 20 Jahre alt sind. Eben diese
verfügen über eine Nabenhöhe von 60-80 Meter. Die Vestas Beispielanlage kann von 114 bis 199 Meter Nabenhöhe
gebaut werden. Ähnlich wie bei dem Repowering Projekt Elster
kann man an vielen dieser Windparks gut die Hälfte der Windenergieanlagen entfernen, die andere Hälfte
durch größere neuere Anlagen ersetzen und dennoch 4-6 Mal höheren Ertrag erhalten.

Bei den heutigen Bauhöhen der Windenergieanlagen lohnt sich die Windenergieanlage auch in Baden-Württemberg und Bayern, ohne jeden Zweifel.

Was allerdings korrekt ist, im Binnenland Deutschlands haben Windenergieanlagen weniger Volllaststunden als in Küstennähe oder generell in Norddeutschland.
Das heißt aber nicht, dass es sich wirtschaftlich nicht massiv lohnen würde, auch im Süden Windkraft auszubauen.

Trotzdem muss man klar betonen, dass der Grundsatz, dass im Norden der Wind stärker weht und man bessere Erträge mit Windkraft hat, korrekt ist. Auch bei 200 Metern.
Nur sollte die Lektion da nicht sein, dass man im Süden gar keine Windenergieanlagen baut.
Insbesondere beim energiehungrigen Süden muss es doch klar sein, in Ermangelung von brauchbaren Netzausbau, dass natürlich auch Windkraftausbau da notwendig ist.

Wie teuer sind Windenergieanlagen überhaupt?

Moderne Windenergieanlagen sind ein großer Baustein der Energiewende und bieten eine umweltfreundliche Möglichkeit, Strom zu erzeugen.
Neben technischen und ökologischen Aspekten spielen jedoch auch die Kosten eine entscheidende Rolle.
Diese lassen sich generell in zwei Kategorien unterteilen: die Investitionskosten (CAPEX) und die Betriebskosten (OPEX).
Im Folgenden zeige ich euch (explizit für Deutschland) die Kostenstruktur von Windenergieanlagen, da diese Frage häufiger aufkommt - Insbesondere im Kontext des Vergleichs von Kernkraftanlagen zu Windenergieanlagen auf Land:

Fangen wir mit den Investitionskosten inklusive Fundament (CAPEX) an.
Grundsätzlich gilt: Je größer die Anlage, desto niedriger die spezifischen Kosten pro Kilowatt installierter Leistung.
Vereinfacht gesagt:
Für eine 7 MWp-Anlage zwischen 200 Meter bis 250 Meter kann man an Hauptinvestionskosten mit 7.910.000 Euro rechnen.

Laut des “Kostensituation der Windenergie an Land” WindGuard-Bericht (auf Seite 14) ist die Kalkulation in der Praxis komplexer.
Skaleneffekte, die Anzahl der bestellten Anlagen sowie individuelle Standortbedingungen beeinflussen die tatsächlichen Kosten.
Der Turbinenkauf (Rotorblätter, Gondel, Generator) ist in der Regel der größte Einzelposten und kann 40-50% der Gesamtkosten ausmachen.
Nebenkosten in Form von Elektrische Systeme und Netzanschlüsse fallen auch an, dazu zählen Transformatoren, Verkabelung und der Anschluss der Anlage an das Stromnetz.
Dieser Kostenpunkt nimmt in der Regel rund 10-15% der CAPEX ein.
Auch die Entfernung zum nächsten Einspeisepunkt und die Komplexität des Netzanschlusses können den Aufwand beeinflussen
Beim Fundament sprechen wir als Posten von etwa 20-30% der CAPEX.
Installation der Anlagen macht dann ebenfalls gerne 5% der CAPEX aus.

Weiter geht es zur Datenerhebung für die Betriebskosten (OPEX) von Windenergieanlagen auf Land:

Zwei Dinge fallen direkt auf:
Nummer 1 ist der Anstieg der jährlichen Betriebskosten in der zweiten Dekade der Windenergieanlagen.
Daraus kann man ableiten, wieso Repowering (Also Ersetzen alter Windenergieanlagen durch neue Windenergieanlagen) Sinn ergeben kann für Windparks, da die Anlagen in der ersten Dekade neben dem deutlich höheren Ertrag günstiger zu betreiben sind.
Nummer 2 zeigt, dass die eigentliche Wartung und Instandhaltung nur ein Drittel der Betriebskosten ausmachen.
Pachtkosten sollte man nicht unterschätzen und gibt ein gutes Argument für Genossenschaften und staatliche Akteure, die die Betriebskosten der genannten Windenergieanlagen fast ein Drittel günstiger sein kann, sofern man die Flächen der Genossenschaften bereits erworben hat bzw. die Flächen unter staatlicher Kontrolle ist.

Sonstige Kosten sind überschaubar, darunter fallen Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen in Form von Wiederbewaldung oder Bodenentsiegelung und Naturschutz zum Schutz von Fledermäusen und Vögeln.

Spannend ist auch die Kostenentwicklung seit 1998:

Erneut zeigt sich ein zentrales Argument für Repowering.
Wartungs- und Instandhaltungskosten sind seit 2012 um fast 50 % gesunken.
Pachtkosten sind seit 1998 signifikant gestiegen.
Diese Werte sind inflationsbereinigt.

Im Kontext dieser Rechnung zeige ich einen Vergleich mit Kernkraft.
Hinweis: Wie weiter oben bereits erklärt wird, hängen die genauen Zahlen natürlich vom Standort ab.
Meine Rechnung wird eine Näherungsrechnung sein und kann, je nach Standort, stark variieren.

Wir benötigen für die Rechnung die durchschnittlichen Volllaststunden für Windkraft auf Land - Das sind 1772 Stunden. (Kapazitätsfaktor 0,172)

Vereinfacht kann man rechnen:
Stromertrag_Wind = Leistung x Kapazitätsfaktor x Stunden pro Jahr
Stromertrag_Wind = 7,2 MWp x 0,172 x 8760 Stunden = 10,85 GWh pro Jahr.

Bei 10 TWh pro Kernkraftwerk und 10,85 GWh pro Windenergieanlage (Für das Jahr 2024) braucht man 922 Windenergieanlagen, um ein Kernkraftwerk zu ersetzen.
Achtung: Diese Werte sind, wie gesagt, sehr pessimistisch ausfolgenden Gründen:

8.749 Windenergieanlagen sind mindestens 21 Jahre alt und waren altersbedingt nicht ansatzweise so hoch gebaut wie neuere Anlagen, siehe weiter oben die CAPEX-Rechnung und die Visualisierung dafür. Bestimmte Höhen gab es für 1 MWp-Anlagen gar nicht. (Annahme: 8.749 WEA mit 9.752 MWp wären im Durchschnitt 1,1 MWp. Diese älteren Anlagen sind nur halb so hoch gebaut.)
Ebenso gibt es über 1.000 Windenergieanlagen mit Inbetriebsnahmejahr 2004, die ebenfalls deutlich kleiner sind als heutige Projekte.
Je höher du bauen kannst, desto höher sind die Volllaststunden.

Deshalb gebe ich neben dieser Rechnung mit 922 Windenergieanlagen noch die Rechnungen mit den anderen möglichen Standorten:

Gerechnet wird mit

• 1.800 Volllaststunden für das Binnenland.
• 2.500 Volllaststunden für Norddeutschland.
• 3.200 Volllaststunden für windreiche Standorte oder Küstennähe.

Daraus folgt mit der Rechnung oben:

• 11,35 GWh pro Anlage und 881 Windenergieanlage sind nötig für ein Kernkraftwerk.
• 15,77 GWh pro Anlage und 635 Windenergieanlage sind nötig für ein Kernkraftwerk.
• 20,18 GWh pro Anlage und 496 Windenergieanlage sind nötig für ein Kernkraftwerk.

Nehmen wir jetzt für diese Werte die Hauptinvestitionskosten (CAPEX) als Rechnung, um sehr grob zu erklären, wie teuer die Anzahl an Windenergieanlagen sind (auch wenn wir erneut Skaleneffekte ignorieren für die Rechnung, es ist in der Praxis günstiger)

• Mit den durchschnittlichen Volllaststunden sind es 7,283 Milliarden Euro.
• Mit den Binnenland Volllaststunden sind es 6,960 Milliarden Euro.
• Mit den Norddeutschland Volllaststunden sind es 5,017 Milliarden Euro.
• Mit den windreichen Standort-Vollaststunden sind es 3,918 Milliarden Euro.

Allein diese Darstellung zeigt schon, wie absurd die Diskussion um Kernkraft gegen Windenergie ist.
Abgesehen von der simplen Tatsache, dass Windparks im Durchschnitt in ca. 12-15 Monaten (Repowering in 6-9 Monaten) aufgebaut werden können vs.
9-12 Jahre für ein Kernkraftwerk oder 6-9 Jahre für einen neuen Block bei bestehenden Kernkraftwerken wirkt die Diskussion sehr unsinnig.

Kernkraftwerke sind gerne signifikant teurer, dauern viel länger als Windenergieanlagen und kosten auch im Betrieb deutlich mehr pro MWh in Europa.

Also wieso führt man diese Debatte überhaupt noch?
Beenden wir diesen Beitrag:

Moderne Windenergieanlagen stellen eine technisch ausgereifte und nachhaltige Lösung zur Stromerzeugung dar.
Die Kostenstruktur teilt sich dabei in erhebliche Investitionskosten (CAPEX) und kontinuierliche Betriebskosten (OPEX) auf.
Eine ordentliche Planung und detaillierte Kostenaufgliederung sind entscheidend, um die Wirtschaftlichkeit eines Projekts über dessen gesamte Lebensdauer realistisch beurteilen zu können.
Diese Zahlen im Beitrag verdeutlichen, warum die Windenergie weltweit weiterhin stark wächst, während der Anteil der Kernkraft am globalen Strommix tendenziell schrumpft.
Besonders außerhalb von China und Russland gibt es kaum neue Kernkraftwerke, da hohe Baukosten, lange Planungs- und Genehmigungszeiten sowie wirtschaftliche Risiken den Ausbau stark begrenzen.
Im Gegensatz dazu ermöglicht Windenergie einen vergleichsweise schnellen, kosteneffizienten und flexiblen Ausbau, was ihren zunehmenden globalen Anteil erklärt.

2% der Landesfläche für Windkraft, wie sieht es in Deutschland damit aus?

Nicht missverstehen.
Keiner sagt, dass jeder Landkreis jetzt 2% der Fläche für Windkraft freigeben muss. Es gibt die Landkreise, die in einem Bundesland mehr Sinn ergeben als andere.

Allerdings ist diese Karte eine super Übersicht, um zu sehen, wie drastisch unterschiedlich der Ausbau vorangeschritten ist:
Siehe Rheinland-Pfalz mit dem Rhein-Hunsrück-Kreis.

Einer meiner persönlichen Favoriten bei dem Thema, weil die Region das mehr als vorbildlich gestaltet, obwohl sie ein Binnenland sind.

Da wird glasklar demonstriert, was mit politischen Willen möglich ist.

Kapitel 5: Kernkraft

Das größte Problem der Kernkraft

Im deutschen Diskurs um die Energiewende wird häufig argumentiert, dass Deutschland ein Geisterfahrer sei, weil es aus der Kernkraft aussteigt.
Gleichzeitig sprechen Leute gerne weltweite Entwicklungen wie diese an:

Denn immerhin wird ja laut der internationalen Energieagentur durchgegeben, dass viele Staaten Kernkraft ausbauen würden.
In diesem Artikel möchte ich mein größtes Gegenargument gegen Kernkraft darlegen, das in der öffentlichen Diskussion selten bis nie erwähnt wird.

Kernkraft kann am freien Markt gegenüber regenerativen Energien nicht bestehen aufgrund einer simplen Tatsache:
Selbstkannibalisierung.

Kurzgefasst zur Selbstkannibalisierung:

• Der Merit-Order-Effekt:
  Solar- und Windkraft drücken die Strompreise immer häufiger gegen 0 Euro/MWh oder gar ins Negative. Kernkraftwerke, die durch enorme Investitionskosten (CAPEX) auf profitablen Dauerbetrieb angewiesen sind, werden dadurch zunehmend unrentabel.
• Die Geschwindigkeit:
  Photovoltaik- und Windparks lassen sich signifikant schneller und günstiger bauen. Das erhöht den Druck auf die Marktpreise massiv und verdrängt zuerst Kohle-, zunehmend aber auch Kernkraftwerke, bevor diese neuen Projekte überhaupt fertiggestellt werden.
• Eine Speicher-Flut:
  Während Kernkraftwerke teurer werden, fallen die Preise für Speicher massiv (allein 45% Kostenabfall im Jahr 2025 für stationäre Speicher). Das ermöglicht regenerative Energien günstige Arbitrage-Geschäfte, bei denen starre Kernkraftwerke nicht mithalten können.
• Die Subventions-Schere:
  Der Trend ist weltweit eindeutig. Während für neue Kernkraftwerke in Europa (UK, Frankreich oder ganz aktuell in Polen) staatliche Garantien und Preise (in Form von CfDs) steigen müssen, werden regenerative Energien zunehmend förderfrei oder mit sinkenden Zuschüssen (pro TWh) ausgebaut.

Länger folgt jetzt dieser ausführliche Beitrag dazu:

Sofern Strom an der Strombörse gehandelt wird, richtet sich der Preis nach der Merit-Order:

Zur Merit-Order-Effekt bedeutet das, dass der Preis davon abhängig ist, welche Form an Kraftwerken für den Bedarf notwendig ist.
Falls regenerative Energien ausreichend verfügbar sind oder sogar im Überfluss vorhanden sind, bezahlt man die Kosten ausschließlich der Wind- und Solarparks.
Sobald mehr notwendig ist, springt dann Braun- oder Steinkohle ein und setzt den Preis für alle Beteiligten.
Wenn sogar noch mehr Stromangebot notwendig ist, springt dann Stromerzeugung aus Gaskraft ein und setzt den teuersten Preis. (2025 sind die Preise von Gas wieder unter Stein/Braunkohle gefallen.)

Der Merit-Order-Effekt sorgt also zwangsläufig dafür, dass die teuren Kraftwerke nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden können, sofern ein Überangebot von Solar und Wind vorhanden ist.
Das hat bereits Konsequenzen:

Deutschland hat sich mit dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz dazu verpflichtet, bis 2038 Kohleverstromung zu beenden.
Dafür gab es einen Zeitplan 2022, nur noch 15 GW an Steinkohle und Braunkohlekapazität zu verwenden, bis 2030 auf 8 GW Steinkohle und 9 Gigawatt Braunkohle zu sinken und bis 2038 eben auf den Zielwert 0 zu fallen.
Durch den aggressiven Zubau von Solar- und Windparks in Deutschland muss die Bundesnetzagentur keine Anlagen aus dem Markt nehmen.
Denn diese Anlagen können so oder so nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden und sind freiwillig aus dem Markt rausgefallen.
Selbstkannibalisierung.

Das gleiche Schicksal droht der Kernkraft. Zwangsläufig.
Kernkraft hat sehr hohe Investitionskosten (CAPEX) für den Bau und verhältnismäßig niedrige Betriebskosten (OPEX), laufen am besten, sofern sie konstant Strom abgeben können und rechnen sich dann früher oder später.
Nur was passiert, sofern die Strompreise immer häufiger auf 0 Euro/MWh fallen oder sogar die Stunden mit negativen Preisen erreichen?

Natürlich muss man vorsichtig sein, da das im Fall von Finnland ein zeitlich begrenztes Ereignis war.
Nur ist die Realität mittlerweile eben eine andere in der gesamten EU:

Die Anzahl der unprofitablen Tage (!) für Kraftwerke in der EU steigt radikal an.
Kernkraftwerke sind davon selbstredend nicht ausgeschlossen.
Natürlich haben auch Solar- und Windparks Probleme mit diesen Preisen, nur können Solar- und Windparks dieses Problem durch Akkuspeicher umgehen.
Das nennt man Arbitrage. Mit Akkuspeichern die Erzeugung speichern und dann abends oder nachts wieder verkaufen.
Kernkraftwerke sind für den Dauerbetrieb gedacht und auch wenn eine Art Lastfolge (also die Leistung anpassen und weniger erzeugen) möglich ist, so würde jeder Schritt der Art dieses Wirtschaftlichkeitsproblem wiederholen.

Bereits im Beitrag “Wie teuer sind Windkraftanlagen überhaupt?” habe ich erklärt, dass Windenergieanlagen auf Land deutlich günstiger sind, schneller gebaut werden können und im Betrieb signifikant weniger kosten als Kernkraftanlagen.
Dasselbe gilt für Solarenergieanlagen inklusive Akkuspeicher laut der IEA

Batterien in Kombination mit Photovoltaik sind auch im Vergleich zu anderen emissionsarmen Stromquellen, die heute kommerziell verfügbar sind, äußerst wettbewerbsfähig.
Die wertbereinigten Stromgestehungskosten von Photovoltaik plus Batteriespeicher sind in den meisten Märkten heute deutlich niedriger als die von Kernenergie, in China wird diese Schwelle jedoch erst um 2025 in der STEPS überschritten.
— Internationale Energieagentur

Das gilt bereits für das Jahr 2025.
Jetzt bedenkt die Bauzeit von Kernkraftwerken in Europa.

Allein Olkiluoto-3 in Finnland hat 17-18 (!) Jahre Bauzeit gebraucht.
Flamanville-3 in Frankreich hat ebenfalls eine sehr lange Bauzeit von über 17 Jahren.

Was ist in dieser Zeit bei Photovoltaik passiert?

Vom Zeitraum 2011 bis 2024 sind die Preise für Photovoltaikmodule um über 90% gefallen.
Was ist währenddessen mit Akkuspeichern passiert?

Im Zeitraum 2013 bis 2024 sind die Preise für Akkuspeicher um über 80% gefallen.

Selbstkannibalisierung.
Mein Punkt mit diesen beiden Grafiken soll sein, dass in der Zeit, in der eins der Kernkraftwerke nicht einmal fertiggestellt wurde, Photovoltaik und Akkuspeicher mittlerweile signifikant günstiger geworden sind.
Mit Hinweis auf die topaktuellen Informationen von BloombergNEF fallen die Preise noch drastischer als gedacht.
Häufig wird dann als Gegenargument die System- sowie Integrationskosten eingebracht, was auf ein Missverständnis zu einer bekannten LFSCOE-Studie zurückzuführen ist.

In dieser wird konkret erwähnt, dass bei entsprechendem Preisabfall von Akkuspeichern die System- sowie Integrationskosten von Photovoltaik und Windkraft drastisch sinken.
Dieser Kostenabfall ist bereits übererfüllt.
Mit dem erneuten Kostenabsturz 2025 bedeutet das, dass mit der LFSCOE-Studie und der Modellrechnung man mit Solar- und Windstrom günstiger fahren wird als mit Kernkraftwerken.

Deshalb argumentiere ich, dass Kernkraftwerke an einem “freien Markt” nicht langfristig gegenüber Solar + Akku oder Wind + Akku bestehen können.
Dazu passt der Q3-2025 Bericht von Montel-News, einer Fachzeitung für den Energiehandel:

In dieser Q3-2025 Analyse erkennt man, dass Frankreich mit 493 Stunden mit negativen Strompreisen minimal größere Probleme hat als Deutschland mit 492 Stunden.
Beide Werte sind selbstredend nicht gut für Kraftwerksbetreiber, nur haben natürlich insbesondere neue Kernkraftwerke mit hohen Investitionskosten (CAPEX) ein gewaltiges Problem.

Kurzgefasst: Kernkraftwerke können am freien Markt langfristig dank des Merit-Order-Effekts durch ihre höheren CAPEX sowie OPEX nicht bestehen, sofern Solar- und Windparks mit Akkuspeichern weiter ausgebaut werden. Regenerative Energien sind günstiger am Markt zu verkaufen und würden Kohle-, Gas- und Kernkraftwerke jedes Jahr stärker verdrängen.

Um diese These zu widerlegen, wäre es simpel, auf europäische Neubaukernkraftprojekte zu verweisen, die aktuell im Bau sind und im Zeitplan sowie im Budget gebaut werden.

Nur gab es seit 2007 mit Flamanville-3 in der EU-27 (Ja, ohne Großbritannien nach Brexit) keinen EINZIGEN neuen Baustart eines Kernkraftwerkes.
Mit Blick auf eine aktuelle Karte (Stand 25.10.2025) mit Daten der internationalen Atomenergieagentur (IAEA) zeigt das Problem:

Die internationale Atomenergieorganisation ist die Kontrollinstanz für (nahezu) alle Kernkraftwerke weltweit und dokumentiert alle Entwicklungen über Kernkraft.

Selbst sofern wir es auf die Kernkraft-Renaissance ab 2022 beziehen, die 2023 bei der COP28 in Dubai bestätigt wurde, liste ich jetzt einmal alle Projekte in Europa, die seitdem 2007 (Stand Oktober 2025) in Planung sind, damit es keinen Vorwurf des Selektionsbias gibt.

• Ungarn mit 7 Jahren Verspätung sollte 2016 bis 2018 mit dem Bau starten.
  Das ist selbst 2025 noch nicht offiziell geschehen, da es bei den Vorbereitungsarbeiten Probleme bei der Baustelle gab. und mindestens 2 weitere Jahre an Verspätungen eingeplant sind.
  Dieses Jahr kam noch raus, dass die Vergabe an eine russische Firma für Paks II laut dem europäischen Gerichtshof illegal war.

• Polen mit 3 Jahren Verspätung hat aufgrund einer neuen Zeitplanung bereits weit vor dem Baustart schon Probleme.

• Frankreich mit 3 Jahren Verspätung und klaren Warnungen vom französischen Rechnungshof bezüglich der Wirtschaftlichkeit der neuen EPR2-Reaktoren aufgrund fehlender Informationen des staatlichen Betreibers. Bizarrerweise kann nämlich EDF einfach dem Rechnungshof Informationen nicht weitergeben und verweigern. Super Zeichen, wenn selbst in Frankreich die Probleme nicht weniger werden.
  Mit Blick auf die Schuldenproblematik in Frankreich mit schlechteren Finanzierungsbedingungen dürfte das nicht einfacher werden.

• Niederlande mit ? Jahren Verspätung sagt selbst, dass ein Startdatum 2035 für die ersten neuen Kernkraftreaktoren nicht mehr realistisch sei.
  2021 wurde im Kabinett klargestellt, dass Kernkraft ein neuer Bestandteil sein sollte.
  2028 wollte man mit dem Bau starten, nur hat man aktuell nicht einmal eine ordentliche Finanzierungszusage.
  Heiße Luft allein erzeugt keinen Strom, konkrete Baustarts und fertiggestellte Kernkraftreaktoren sind entscheidend.
  Niederlandes Probleme beschreiben genau das Problem, was ich anspreche. Die Investorensuche zeigt sich deutlich schwerer als geplant.

• Schweden mit ? Jahren Verspätung soll wohl 2026 mit dem Bau starten, was ein Wunder wäre.
  Das Baustart-Ziel ist unrealistisch, da man vor der nächsten Wahl loslegen will.
  Mit Blick auf die bisherige Bilanz in Europa eher unplausibel. Ich werde diesen Teil aktualisieren, sobald wir 2026 mehr wissen.

• Großbritannien mit 4 Jahren Verspätung sollte mit Hinkley Point-C ursprünglich 2027 fertiggestellt werden.
  Mittlerweile ist man mindestens 4 Jahre verspätet und die Kosten für Hinkley Point-C sowie Sizewell-C sind auf einem absoluten Rekordwert angestiegen. Es gibt keine mir bekannten teureren kommerzielle Kernkraftanlagen in der Menschheitsgeschichte als Hinkley Point C.

Natürlich gibt es technisch gesehen noch mehr Nationen, die man als Beispiele listen könnte, nur mein Punkt sollte verständlich sein.
Während JEDES Kernkraftprojekt in Westeuropa massive Verzögerungen hat, haben Solar- und Windparks auch inklusive Akkuspeicher einfach systemische Vorteile:

Bei Photovoltaik und Windparks gibt es Beispiele, die 10%+ günstiger fertiggestellt werden als ursprünglich geplant war.
Ebenso sieht man bei den kommenden Präsentationen für größere gewerbliche Akkuspeicher, dass die Anbieter spezifisch die Kosten und Zeitdauer für die Installation dieser Speicher senken wollen im Vergleich zu bisherigen Lösungen.
Sei es durch höhere Energiedichte der Akkuspeicher, durch diese man weniger Container für eine GWh an Kapazität benötigt oder durch verbessertes Design, wodurch der zeitliche Aufwand für die Installation optimiert wird.
Einiges davon ist typisches Marketing und Werbung, nur es geht um die grundsätzliche Trendentwicklung.

Während bei (neuen) Kernkraftprojekte außerhalb von China signifikante Verzögerungen bei nahezu allen Projekten auftreten, hast du dieses Problem bei Solar- und Windparks inklusive Akkuspeicher einfach nicht ansatzweise.
2025 sind Photovoltaikanlagen und Akkuspeicher signifikant günstiger als Kernkraft.

Falls man dafür einen weiteren Beweis braucht, lohnt sich der Blick auf die weltweiten Investitionen:

Der World Energy Investment 2025 der IEA zeigt die Entwicklung.
Sofern doch Deutschland der Geisterfahrer weltweit sei, wie kann Solar und Wind mit 441 Milliarden Euro und 242 Milliarden Euro so Interesse bei Investoren wecken?
Wie kann es sein, dass trotz der angeblichen Renaissance der Kernkraft die Investitionen kaum am Wachsen sind trotz Chinas immense Wette darauf?

Wie kann es sein, dass im separaten Electricity Mid-Year Update 2025 die IEA erwartet, dass 1000 TWh Mehrerzeugung durch Solar und Wind weltweit zu erwarten ist, während Kernkraft bei ~20-50 TWh Mehrerzeugung liegt?

Deshalb ist der aktuelle deutsche Diskurs so realitätsfern aus meiner Sicht, da es legitim keine Datengrundlage für diesen angeblichen Kernkraftfokus gibt und das beweist auch der relative Anteil von Kernkraft am globalen Strommix:

Seit 20 Jahren fällt der relative Anteil der Kernkraft am globalen Strommix.
Absolut gibt es zum ersten Mal in 20 Jahren einen Erzeugungsrekord, das ist korrekt.
Nur wie weiter oben ausgeführt bei 1000 TWh Mehrerzeugung 2025 und 2026 für Solar und Wind und ggf. 50 TWh Mehrerzeugung für Kernkraft ist die weltweite Priorität klar.

Ein europäisches Beispiel, wie drastisch sich dieser “Kernkraft-Fokus” geändert hat, ist Ungarn.
Ja. Ungarn.
Orban ist kein Regierungschef, den man mit grünen Themen verbinden würde und mit Paks II hat Ungarn mit sieben Jahren Verspätung in der Pipeline.
Nur schaut euch den Strommix an:

Selbst in Ungarn sieht man den Vorteil durch Solarenergie und baut es aggressiv zu.
Im Juni sieht man einen Anstieg von 10,9% (2020) des Strommixes zu 47,3% (2025).
Mit Blick auf die Selbstkannibalisierungsproblematik und die Bauzeiten von Kernkraftwerken bleibt es ein Rätsel für mich, wie man für Kernkraft argumentieren möchte.
Ökonomisch ist die Sache längst klar, unabhängig von der politischen Ausrichtung.
Um diesen Punkt noch klarer zu machen, schauen wir jetzt in den tiefrot-republikanischen Öl-Bundesstaat Texas:

Selbst in Texas sieht man bei Regelenergie/Beschaffungsmaßnahmen, wie aggressiv Gas und Kohle verdrängt wird.
Mit Texas und der USA fällt auch das Argument der CO2-Preise, denn insbesondere Gas hat die USA ausreichend.
Trotzdem wählt ERCOT als Netzbetreiber Akkuspeicher, da diese günstiger und besser für das Stromnetz ist.
Hat auch 2025 zu der Aussage geführt, dass im Sommer 2025 das rollende Stromausfallrisiko von 12% auf 0,3% gefallen ist.

Diese Thematik betrifft nicht ausschließlich Texas, sondern mit Blick auf den Zubau in den USA kommt einem diese Kernkraftdebatte noch absurder vor:

Über 90% des Kapazitätszubau betrifft Solar, Wind und Akkuspeicher in den USA.
Selbst mit Donald Trump als Solar und Windgegner wird aufgrund der so deutlich überlegenen ökonomischen Situation regenerative Energien sich durchsetzen.
Egal, ob in Europa, Asien oder Nordamerika.

Falls die Frage aufkommt, ob ggf. Entwicklungsländer im Gegensatz zu Europa bei dieser Thematik anders stehen, habe ich ein gutes Gegenbeispiel:

Pakistan ist ein interessantes Kapitel.
Kein Land, das man sofort mit einem der größten Anstiege an Photovoltaik am Strommix verbinden würde.
Das hat auch signifikante Auswirkungen.

Dort führt Solar zu einer Art Energierevolution und aufgrund des instabilen Stromnetzes, der Energiekrise von 2022-2023 wird immer aggressiver auf günstigere Alternativen gesetzt.

Mit Blick auf immer stärkere fallende Preise von Photovoltaik und Akkuspeicher gibt es immer weniger Argumente für Kernkraft.
Wie soll Kernkraft ökonomisch bei dieser Geschwindigkeit mithalten?
Egal, ob USA, Europa oder Pakistan. In jeder Region der Welt erkennt man dasselbe Muster.

Deshalb gab es im ersten Halbjahr 2025 auch dieses Ergebnis:

109% des weltweiten Mehrbedarfs an Strom wurde durch Solar- und Windenergie gedeckt.
Kernkraft hatte zwar einen Anstieg mit 33 TWh, nur gegenüber 306 TWh und 97 TWh aus Solar und Windenergie ist das signifikant unterlegen.
Ebenso gab es in vier Jahren so einen gewaltigen Sprung in der Solarstromerzeugung, dass auch dieser Wert einen klaren Trend anzeigt.
Abschließend wurde im ersten Halbjahr 2025 zum ersten Mal in der industriellen Geschichte global gesehen mehr Strom erzeugt durch regenerative Energien als durch Kohle.

Es gibt aktuell nur eine Stromerzeugungsform, die weltweit nennenswert wächst. Das sind Solar- und Windenergie. Kernkraft aufzubauen, dauert einfach zu lang, ist zu teuer und das bestätigt sich weltweit. (außerhalb von China)

Erstes Beispiel Großbritannien:

In Großbritannien gibt es einen 451-Seiten Contract for Difference (CfD) für Hinkley Point C.
Kurzgesagt: Der Staat garantiert einen Mindestpreis von 89,50 £/MWh für eine entsprechende Anzahl an Jahren.
Sofern der Marktpreis zu niedrig ist, gleicht der Staat die Differenz aus.
Sofern der Marktpreis zu hoch ist, bekommt der Staat die Differenz zurück.

Problem daran - Je länger der Bau dauert, desto höher steigt die Vergütung inflationsbedingt an:

Mit der britischen Inflation ist man bei über 15 Cent pro kWh angekommen.
Für Hinkley Point C-1 und Hinkley Point C-2.
Das ist im direkten Vergleich zu den deutschen Ausschreibungen mit 6,83 Cent/kWh für Wind und Ausschreibungen mit 5,31 Cent/kWh für Solar und 2 Stunden Akkuspeichern ein gewaltiger Unterschied.

Zweites Beispiel Frankreich:

Da kann ich aus diesem Beitrag zitieren.

Die geplanten EPR2-Reaktoren in Frankreich, welche bereits vor Baustart mehrere Jahre verspätet sind, sollen mit einem garantierten Höchstpreis von 100 €/MWh (10 Cent/kWh) subventioniert werden.
Wie oben ausgeführt, sind natürlich 10 Cent/kWh deutlich günstiger als die katastrophalen 15 Cent/kWh.
Allerdings mit Blick auf die 6 Cent/kWh-Kosten für den gesamten Kernkraftpark von 2026-2028 laut EDF selbst, sind 10 Cent/kWh dennoch ein nennenswerter Anstieg an Kosten.
Natürlich müssen diese Anlagen erst gebaut werden und mit Blick auf Flamanville-3 ist ein signifikanter Kostenanstieg durchaus nicht unmöglich.

Drittes Beispiel USA:

Microsoft zahlt einen massiven Aufpreis für Kernkraftstrom aus Three Mile Island, um sauberen Strom zu beziehen.

Laut Bloomberg bezahlt Microsoft pro MWh 100 bis 112$, also 10 bis 11,2 Cent/kWh.
Für Solar und Windparks in derselben Region müsste Microsoft 60$ bezahlen, also 6 Cent/kWh.
Wieso wird das gemacht?
Da alle Techkonzerne unter immens hohen Druck stehen, jede Form an CO2-freien Strom aufkaufen, den sie kriegen können.
Google z. B. unterstützt Gaskraftwerke mit CCS,
Strom aus Tiefengeothermie und auch Kernkraft.

Also auch in den USA gibt man deutlich mehr Geld aus, als man müsste. Da man in Kernkraft investiert hat.
Wie weiter oben klargestellt wurde, wird in den USA die nächsten Jahren erst einmal zu 90%+ auf Solar, Wind und Akkuspeicher gesetzt.
Kernkraft ist ein sehr untergeordneter Aspekt.

Falls man jetzt wiederum an SMR denkt, die kleinen modularen Reaktoren.
Da gibt es noch größere Probleme:

Bei Nuscales-Beispiel waren die steigenden Kosten der Grund, wieso das Projekt eingestellt wurde.
Es gab schlicht nicht genug Interessenten, die zu diesem Preis Strom beziehen wollten.
X-Energy kann bekannt vorkommen, da sie mit Amazon zusammenarbeiten.
Wie gut das laufen wird, dürften wir spätestens bis 2029 erfahren.
Zu der Zeit soll der Bau beginnen.
Mit Blick auf das größte Problem der Kernkraft bleibt es ein Rätsel, ob das gut geht.
Oder wie Nuscale, Naarea, Ultra Safe Nuclear Corporation in einem gescheiterten Projekt oder gar Insolvenz endet.
Diese Quellenliste wird euch Updates liefern über die Jahre.

Vergleichen wir die deutschen Subventionen mit diesen Werten:

In Deutschland kennt man das EEG-Umlage Modell.
Für dieses Modell veröffentlichen die Übertragungsnetzbetreiber jährlich die Ermittlung des EEG-Finanzierungsbedarfs
2026 nach § 4 EnFG.

Was sagen die Zahlen?

In der ersten Grafik seht ihr, dass die durchschnittliche (Ø) Förderung für alle Photovoltaikanlagen bei 140,73 Euro/MWh (14,07 Cent/kWh) liegt.
Für neue Anlagen bei 69,49 Euro/MWh (6,95 Cent/kWh).
Die Durchschnittlich (Ø) Windenergie-an-Land liegt bei 77,71 Euro/MWh (7,77 Cent/kWh) gegenüber neuen Anlagen bei 72,21 Euro/MWh (7,22 Cent/kWh).
Die Durchschnittlich (Ø) Windenergie-an-See liegt bei 160,79 Euro/MWh (16,08 Cent/kWh) gegenüber neuen Anlagen bei 0 (!) Euro/MWh (0 Cent/kWh).

Absolut wird Photovoltaik mit 10,8 Milliarden Euro gefördert, Windenergie-an-Land mit 726 Millionen Euro und Windenergie-an-See mit 1,7 Milliarden Euro.

Bei neusten Ausschreibungen liegen die Werte mit 6,83 Cent/kWh für Wind und Ausschreibungen mit 5,31 Cent/kWh für Solar und 2 Stunden Akkuspeichern.
Windkraft-auf-See ist einfacher.

Seit 2023 werden Flächen für neue Offshore-Windparks für null Cent/kWh Mindestvergütung ausgegeben.

2023 gab es für die Nordsee-Flächen acht und für die Ostseefläche neun Gebote zu 0 Cent/kWh, sogenannte Null-Cent-Gebote, ab jetzt förderfrei.

Zusätzlich musste ein dynamisches Gebotsverfahren durchgeführt werden, wodurch der Staat 12,6 Milliarden 2023 einnehmen konnte, welche zu 90% in die Stromkostensenkung und zu jeweils fünf Prozent in Meeresnaturschutz und Förderung der umweltschonenden Fischerei.

Windkraft-Auf-See ist also schon im Idealzustand, dennoch ist vielen Bürgern in Deutschland gar nicht bekannt, dass Offshore-Anlagen gar keine Förderung mehr brauchen.

Auch 2024 sieht es sehr ähnlich aus:

Wir haben also in dieser Übersicht mehrere Erkenntnisse:

• Deutsche regenerative Energien wurden historisch sehr stark gefördert und diese Förderung fällt.

• Biomasse ist mit 4 Milliarden Euro Förderung bei verhältnismäßig geringem Ertrag (37,4 TWh) massiv überfördert.
  Gehört sehr lautstark kritisiert und das habe ich ausgeführt.

• Windenergie-an-See (34,7 TWh) ist mittlerweile für neue Anlagen im Betrieb förderfrei.
  Natürlich dauert es noch einige Jahre, bis die alten stark geförderten Anlagen mit 1,7 Milliarden Euro Kosten aus dem EEG fallen.
  Gegenüber Kernkraft aus ökonomischer Sicht offensichtlich überlegen.
  Persönlich erwarte ich ab 2026 eine CfD-Lösung, da mit der weltweiten Unsicherheit Investoren Planungssicherheit haben wollen.
  Nur dürfte diese von den Kosten überschaubar sein.

• Windenergie-an-Land (138,2 TWh) liegen mit rund 726 Millionen Euro Förderung im Jahr 2026 bei einer absurd niedrigen Förderung.
  Im Diskurs hat man manchmal den Eindruck, dass man Abermilliarden Euro für Solar und Windenergie ausgibt. Die Realität ist eine komplett andere.
  Windenergie-an-Land ist eine effiziente und supergünstige Energiequelle und die Kritik daran ist völlig faktenfrei. Marktprämienmodell und Direktvermarktungspflicht sei Dank.

• Photovoltaik (111,7 TWh) ist mit 10,8 Milliarden Euro Förderung im Jahr 2026 bei 131,5 TWh Stromerzeugung immer noch stark gefördert.
  Allerdings sind die Kosten für Photovoltaik in den letzten Jahren immens gefallen.
  Bei der Prognose 2025 lag der PV-Wert absolut noch bei 12,1 Milliarden Euro für 95,1 TWh.
  2026 bei 10,8 Milliarden Euro ist immerhin über eine Milliarde Euro weniger Förderung bei gleichzeitig 20 TWh (also 20 Milliarden kWh mehr Strom!) Mehrerzeugung an Photovoltaik-Strom ist eine signifikante Verbesserung.

Wichtiger Hinweis für Photovoltaik:
Bedenkt bei Photovoltaik, dass die Jahreserzeugungsprognose mit Selbstverbrauch zu bedenken ist.
Konzepte wie Mieterstrom, allerdings auch Eigenverbrauch durch private Anlagen und Nutzer zuhause sind in dieser Zahl enthalten.
Das heißt aber nicht, dass diese Menge an Strom durch das EEG gefördert wird.
Denn für private Anlagen gilt die Einspeisevergütung logischerweise nur für den eingespeisten Strom.

Fazit:

Deutschland subventioniert Photovoltaik und Windenergie im Jahr 2026 mit rund 12 Milliarden Euro und bei neuen Großanlagen für unter 5,5 Cent/kWh (Photovoltaik + 2 Stunden Speicher) und 6,83 Cent/kWh (Windkraft).
Während die Subventionskosten für Photovoltaik und Windenergie + Akkuspeicher pro kWh signifikant von den Kosten sinken, steigen die Subventionskosten pro kWh für Kernkraft bei den drei Beispielen signifikant an.
Ökonomisch lässt sich (neue) Kernkraft in Europa also nicht mehr seriös verteidigen, sofern man einen Wert auf Fakten und Daten legt.

Kernkraft wird weltweit kaum zugebaut

Sobald es um das Thema Energiepolitik geht, wird häufig darüber gesprochen, dass Deutschlands Pfad ein Sonderweg sei und der Rest der Welt Kernkraft zubauen würde.

Mit Nachrichten wie:

Natürlich soll das bestätigen, dass Kernkraft längst wieder zurückkommt und Deutschland auf einem Holzweg sei.

Nur dann schaut man in die Prognosen der internationalen Energieagentur von 2010 bis 2022 und findet folgendes heraus:

Auch ohne die beeindruckenden Zuwachszahlen der Photovoltaik für 2023 (459 GWp) und 2024 (593 GWp) im Vergleich zu Kernkraft 2023 (5,1 GW) - 2024 (6,7 GW) ist der weltweite Trend klar erkennbar.

Oft wird der zukünftige Ausbau der Kernkraft deutlich überschätzt, während die tatsächlichen Entwicklungen hinter den Erwartungen zurückbleiben.
Gleichzeitig wird der rasant wachsende Photovoltaikzubau massiv unterschätzt.
Prognosen halten mit der Realität kaum Schritt.
Während in vielen Vorhersagen ein signifikanter Anstieg der Kernkraftkapazitäten angenommen wird, zeigt sich in der Praxis, dass der tatsächliche Zubau weit geringer ausfällt.
Im Gegensatz dazu übertrifft der Photovoltaikzubau regelmäßig selbst optimistische Schätzungen und wächst in einem Tempo, das viele Modelle nicht erfassen.
Dieses Missverhältnis führt zu einer verzerrten Wahrnehmung der globalen Energieentwicklung - Deshalb hört ihr häufig, dass angeblich Deutschland der Geisterfahrer in der Energiepolitik sei, obwohl die Realität eine komplett andere ist!

Wenn Kernkraft tatsächlich überall stark ausgebaut wird, wie oft behauptet, müsste sich das in den Zubauzahlen oder der jährlichen Stromerzeugung zeigen.
Das Bild über dem Text vergleicht den Kapazitätszubau von Kernkraft insgesamt mit dem jährlichen Photovoltaik-Zubau.
Doch wie sieht es mit der tatsächlichen Stromerzeugung aus?

Seit 2021 erzeugen Wind- und Solarenergie mehr Strom als Kernkraft und der Abstand wächst rasant.
Ja, die Kernenergie könnte in den kommenden Jahren leicht zulegen, doch es ist unübersehbar, dass Photovoltaik und Windkraft sie mit rasanter Geschwindigkeit überholen.
Mit deutlich niedrigeren Betriebskosten (OPEX) und erheblich geringeren Investitionskosten (CAPEX) ist es wenig überraschend, dass dieser Trend anhält.
Deshalb greifen Kernkraftbefürworter oft auf ältere Daten - teils aus 2020 oder noch früher - zurück, denn die aktuellen Zahlen sprechen eine klare Sprache.

Die Kosten für erneuerbare Energien sinken, während die Kosten für Kernkraft steigen - ein Trend, den wir in nahezu allen Ländern beobachten.
Daran führt kein Weg vorbei.

Im Detail für die einzelnen Kernkraftanlagen mit konkreter Namensbenennung hatte ich diese Frage bei diesem Beitrag bereits beantwortet, allerdings versuche ich es mit einem alternativen Ansatz erneut:

Zur Erklärung: Weltweit wurde 2023 zu 92% Photovoltaik und Windkraft zugebaut.
2024 wird das durch den absoluten Anstieg des Zubaus bei 95%+ ankommen.
Chinas Zubau von Kohlekraftwerken bricht 2024 und 2025 stark ein, da der aggressive regenerative Zubau zu einer Verringerung der absoluten Kohleverstromung führt und der Kernkraftzubau kann nach PRIS der Internationalen Atomenergieorganisation nicht mithalten.

Wir reden von potenziell unter 1% globaler Zubau und die Geschwindigkeit des regenerativen Zubaus dürfte mit kommenden Speichern, die in den Kosten aggressiv abstürzen, nur schneller werden.
Belegt wird das als Beispiel mit den 667 GWp Zubau in den USA die nächsten Jahre von Hybrid-Projekten. (Wind+Speicher und Photovoltaik+Speicher)

Denn trotz der geringeren Volllaststunden von Windkraft wie Photovoltaik sind 92% globaler Zubau einfach deutlich mehr als die 1% Kapazität an Kernkraft.

46 TWh Mehrerzeugung aus Kernkraft (das fällt unter die Other Clean Stromerzeugung) 2023 weltweit gegen 513 Mehrerzeugung aus Photovoltaik und Windkraft.
2024 werden sich diese Zahlen global noch deutlicher unterscheiden.

Also wenn euch jemand erzählen will, dass Deutschland einen Sonderweg einschlagen würde, zeigt ihnen diese Zahlen und fragt sie freundlich, wie sie sich das genau erklären.

Neue Kernkraftprojekte brauchen im Schnitt 9-12 Jahre, neue Blöcke zu bestehenden Kernkraftanlagen brauchen eher 6-9 Jahre und selbst wenn es auch nur ein einziges Projekt seit Anfang 2023 geben würde in der EU, würden diese also frühstens 2029 oder 2032 fertig werden.
Nur … gibt es bisher keinen einzigen neuen Baustart seit 2007 in Frankreich mit Flamanville-3.

Ankündigungen aus heißer Luft erzeugt kein Strom, konkrete Projekte mit konkreten Zeitplänen und fertiggestellten Kraftwerke machen das.

Abschließend kann man nur sagen:
Lasst euch nicht in die Irre führen, der Kurs in der Energiepolitik ist weltweit deutlich eindeutiger als viele Menschen gerne behaupten.

Microsoft, Google und Amazon wollen Kernkraft? Ist Kernkraft zurück?

Im Herbst 2024 häufen sich die Meldungen über Pläne von Firmen wie Microsoft, Google und Amazon, die entweder alte Kernkraftanlagen wieder aktivieren wollen oder gar eigene kleine modulare Reaktoren einkaufen, um den Strombedarf von Datenzentren decken zu können.

Konkret sehen diese Pläne so aus:

Auf den ersten Blick wirkt das beeindruckend.
Immer mehr größere Firmen, die aufgrund eines logischen Problems (“Datenzentren sind enorm stromhungrig”) auf eine Stromerzeugungsform setzen möchten, welche wetterunabhängig Strom liefern kann.

Nur wie bereits bei der 600 Milliarden Lüge über die Energiewende oder Grimms Märchen über den Strompreis erklärt, lohnt es sich immer, bei solchen Schlagzeilen genau nachzulesen, was überhaupt angekündigt wurde und ob die Aussagen ansatzweise Sinn ergeben.

Gehen wir diese Beispiele durch:

Microsofts Kernkraftabenteuer mit Three Mile Island

Three Mile Island ist eine Kernkraftanlage, die ursprünglich für die schlimmste Kernkraftkatastrophe der USA bekannt ist und von dessen Anlage ein aktiver Block bis 2019 lief.

2019 wurde dieser Block abgeschaltet, da die Anlage in der Produktion zu teuer war.

Genau damit zeigt sich das erste Problem, welches in einem Bloomberg Artikel gut erklärt wird

Das Unternehmen wird dem Eigentümer Constellation Energy Corp. mindestens 100 US-Dollar pro Megawattstunde für Strom aus dem Kraftwerk in Pennsylvania zahlen, so die Schätzungen von Bloomberg Intelligence, während Jefferies LLC die Zahl auf etwa 112 US-Dollar beziffert. Demgegenüber liegen die Kosten für Wind- und Solarenergie, die derzeit in derselben Region verfügbar sind, laut Jefferies bei etwa 60 US-Dollar pro Megawattstunde.
— Will Wade (Bloomberg)

Erstaunlicherweise gehen nicht wenige Quellen davon aus, dass der Mehrbedarf an Strom aus Datenzentren in Kombination mit KI-Werkzeugen eine Notwendigkeit von Kernkraftanlagen, groß oder klein, erzeugt.
Generell sieht das die Internationale Energieagentur anders:

Natürlich brauchen Datenzentren Strom, nur ist die Dimension des Strombedarfs gar nicht so hoch, wie geläufig angenommen.
Mit 60$ die MWh für Solar- oder Windkraftstrom gegenüber 100$ für eine MWh aus Three Mile Island wirkt Microsofts Schritt erst einmal nicht nachvollziehbar.

Wer diese Quellenliste intensiv gelesen hat, kennt bereits das kommende Bild:

Aus meiner Sicht ist diese Pipeline aus 667 GW an Solar + Speicher, Windkraft + Speicher oder Windkraft + Solar + Speicher eine deutlich bessere Quelle für die Stromerzeugung als die Kernkraftanlage von Three Mile Island.

Microsoft hat allerdings eine andere Begründung, wieso sie den Strom aus diesem Kernkraftwerk beziehen, da es wirtschaftlich eher fragwürdig ist.

Das vom Steuerzahler finanzierte Darlehen könnte Microsoft und dem Eigentümer von Three Mile Island, Constellation Energy, einen großen Schub für ihr beispielloses Vorhaben geben, den gesamten Strom aus einem US-amerikanischen Kernkraftwerk an ein einziges Unternehmen zu leiten. Microsoft, das sich weigerte, sich zu dem Angebot für eine Darlehensgarantie zu äußern, gehört zu den großen Technologieunternehmen, die im ganzen Land nach emissionsfreiem Strom suchen, um Rechenzentren zu bauen. Das Unternehmen gehört zu den führenden Unternehmen im globalen Wettbewerb um die Vorherrschaft im Bereich der künstlichen Intelligenz, die enorme Mengen an Strom verbraucht.
— Evan Halper und Lisa Rain (Wall Street Post)

Laut der Washington Post versucht Constellation Energy mit Microsoft gemeinsam eine staatliche Garantie bis zu 1,6 Milliarden Euro zu erhalten, falls eine Insolvenz im Raum stehen sollte.

Durch diese Garantie kann Constellation Energy mit Geldgebern bessere Bedingungen für Finanzierungen erhalten, da ein Ausfallsrisiko aufgefangen wird von der Regierung neben Steuererleichterungen.

Daher wirkt das schon etwas verständlicher, wieso Microsoft sein Geld auch hinter dieses Projekt wirft, da die US-Regierung am Ende einen Großteil des Risikos trägt.
Aus meiner Sicht etwas ironisch, dass insbesondere Kernkraftfreunde häufig über Subventionen bei regenerativen Energien verärgert sind und genau diese Subventionen bei diesem Projekt der einzige Grund ist, wieso Kernkraft überhaupt erneut ins Gespräch gebracht wurde.

Googles Kernkraftprojekt mit Kairos

Google plant mit Kairos Power bis 2030 den ersten kleinen modularen Reaktor ans Netz zu bringen und möchte bis 2035 weitere aufbauen.

Zuerst: Google wirft in jede Stromerzeugungskapazität Geld rein u. a. in Tiefengeothermie 2023, was Google in ihrem 24/7 by 2030 Bericht vor vier Jahren bereits angekündigt hatten, daher ist dieser Schritt erstmal gar nicht überraschend.

Mein Kernproblem ist bei Kairos dasselbe, was ich bei den Wie teuer sind Kernkraftwerke allgemein? und Was ist mit Frankreich? Fragen im Detail beantwortet habe: Wirtschaftlichkeit.

Kairos Power hat bereits 2020 im MSR Workshop 2020 des Oak Ridge National Laboratory eine Angabe gemacht, welches Ziel an Preisen sie gesetzt haben und da haben sie mit $50/MWh oder 5 Cent/kWh gerechnet.

Das kommt mir bekannt vor:

Detaillierte Informationen findet ihr bei diesem Beitrag zum Nuscale Desaster, nur ist das generell eine Problematik bei kleinen modularen Reaktoren.
Blumige Prognosen, die von der Realität eingeholt werden und auf den Boden der Tatsachen in die Insolvenz krachen.

Nur ist der Beitrag von Kairos aus dem 2020er Workshop.
Vergleichen wir die die aktuellen Zahlen mit denen von 2020

LCOE als Rechnung ist nicht ideal.
Systemkosten und Kapazitätsfaktoren sind wichtig, nur haben wir kein Vergleich zum VALCOE-Wert der internationalen Energieagentur für Kairos, daher werde ich für die Wirtschaftlichkeit die Daten verwenden, die Kairos selbst für PR benutzt.

Grundsätzlich ist mein Punkt, dass in diesen paar Jahren die Kosten für Wind + Speicher oder Photovoltaik + Speicher signifikant gesunken sind und das ist eben das Problem für alle Kernkraftprojekte.

Wie man bei Financial Times und Bloomberg nachlesen kann, stürzen die Preise für regenerative Energien immer weiter ab.

Konkret führt das sogar bei bereits langlaufenden Kernkraftanlagen zu Problemen in Frankreich, wo im Sommer 6 Kernkraftanlagen gedrosselt oder gar ganz abgeschaltet werden, da regenerative Energien geringere Betriebskosten haben und nach Merit-Order Kernkraft verdrängen.

Mit dem Preisabsturz der regenerativen Energien, während die Kosten für kleine modulare Reaktoren bei laufenden Projekten teurer werden.
Bis 2030 soll der erste Reaktor laufen, bis dahin wird es weitere Updates in dieser Quellenliste geben ähnlich zum Nuscale Desaster in diesem Kapitel.

Immerhin läuft ein Demonstrationsprojekt Project Hermes bei Kairos Power.
Damit ist diese Firma deutlich weiter als Oklo oder Nuscale, deren Projekte entweder gescheitert oder auf Eis gelegt wurden.

Amazons Investition in Kernkraft

Amazon hat gleich drei Projekte in der Pipeline bezüglich Kernkraft.

Geplant ist ein Projekt in Virgina mit Dominon Energy, um 300 MW an Leistung ans Netz zu bringen.
Zusätzlich wird in X-energy investiert, welche von der US-Regierung stark gefördert wird, um neue Kernkraftreaktoren der vierten Generation zu präsentieren.
Abschließend die größere Investition in Energy Northwest, um vier kleine modulare Reaktoren zu bauen.

All diese Projekte werden frühstens 2030 fertig sein und teils eher Richtung 2035 entwickeln.
Abseits davon, dass Kernkraftprojekte, regulär große wie kleine modulare Reaktoren, ein massives Zeitproblem haben.

Sowas bezieht sich nicht nur auf europäische Projekte, sondern findet man auch in den USA oder in einigen asiatischen Ländern.

Bezüglich dieser Pläne muss man vorwegnehmen, dass Amazon im Jahr 2023 seinen Strombedarf zu 100% aus regenerativen Energien eingekauft hatte, sieben Jahre vor ihrer Planung.

Im Fall von Amazon spricht man nicht nur vom Einkaufen von Strom über Zertifikate, sondern auch über das Finanzieren von Hunderten von Wind- und Solarparks über die ganzen Jahre.
Ähnlich wie Google wirft auch Amazon Geld in alle Richtungen, da der Strombedarf steigen wird, auch wenn der Mehrbedarf wegen Datenzentren und KI an Strom deutlich niedriger ist als viele einschätzen.

Im Fall von Amazon haben wir deutlich weniger brauchbare Informationen über die Projekte im Vergleich zu Microsofts Three Mile Island Albtraum oder Googles Abenteuer mit Kairos.

Dennoch hat Amazon mit Kernkraft eher Probleme in letzter Zeit.
Anfang November wurde der Plan ein Datenzentrum direkt vom Susquehanna Kernkraftwerk zu versorgen von der Federal Energy Regulatory Commission abgelehnt.

Sobald mehr Informationen über die anderen drei Projekte verfügbar sind, ergänze ich diese Story.

Metas Kernkraftprojekt wurde von Bienen gestoppt.

Meta ist bei dem Thema tatsächlich Vorreiter und weit vor den anderen drei Firmen in dieser Übersicht in das Kernkraftthema eingestiegen.

Nur hat Meta ein ganz besonderes Problem:

Bienen.
Bienen haben Metas Kernkraftprojekt gestoppt bzw. gebremst.

Falls euch Leute erzählen wollen, dass in der EU oder spezifisch Deutschland Umweltvorgaben Projekte ewig herauszögern, diese Probleme gibt es auch in den USA.

Sobald Metas Projekt ernsthafter voranschreitet, folgen weitere Updates.

Bauen alle Nachbarn Deutschlands Kernkraftanlagen?

Im Energiebereich gibt es kaum ein Thema, um das mehr Desinformationen und irreführende Informationen verbreitet wird, wie die einfache Frage: “Bauen um Deutschland alle Kernkraftanlagen aus?”

Kurz gefasst:
Der letzte Baustart eines AKW in der EU-27 (ohne Großbritannien!) war FLAMANVILLE-3 in Frankreich am 03.12.2007. Vor 16 Jahren und das ist immer noch nicht fertig.
Darüber hinaus gibt es Hinkley Point C-1 + C-2 2018 und 2019, nur möchten darüber die meisten Freunde der Kernkraft ungern reden. Dieses Projekt ist nämlich eine unfassbare Katastrophe.

Nun etwas umfangreicher:

Normalerweise sollte diese Frage nicht kompliziert zu beantworten sein.
Weltweit gibt es eine Organisation, die seit 1957 die friedliche Verwendung der Kernkraft beobachten soll und regelmäßige Kontrollen neben Schulungen und Forschungsarbeiten durchführt.

Die internationale Atomenergie-Organisation (Ab hier mit IAEA aus der englischen Version abgekürzt.) ist die zentrale Pro-Kernkraftquelle für solche Fragen und wie ich bereits bei dieser Antwort erklärt habe, ist das Power Reactor Information System (ab jetzt mit PRIS abgekürzt) mit Informationen der letzten 73 Jahren gefüllt.

Tatsächlich beinhaltet das auch jeden Baustart von Kernkraftanlagen.
Jedes Kernkraftwerk bzw. jeder Kernkraftblock hat einen Namen.

Sofern euch Leute in Diskussionen erzählen wollen, dass Land X oder Land Y Kernkraft ausbauen, fragt sie einfach, wie der Name der Anlagen sein soll.

In meiner Erfahrung reicht das schon, um die Diskussion abzuwürgen.
Aus offensichtlichen Gründen würde man bei einer Welle oder Hochlauf an Kernkraft, bei der viele Staaten mutmaßlich mitmischen, mehr Investionen erwarten.
Mit 33 Milliarden Dollar für das Jahr 2023 ist Kernkraft in einigen Ländern nicht tot, nur mit dem Vergleichswert von 623 Milliarden Dollar für regenerative Energien (ohne Speicher - Da gehts um 36 Milliarden 2023) spielt Kernkraft kaum eine nennenswerte Rolle.

Selbstverständlich möchte ich allerdings einen Mehrwert bieten und zeigen, wo genau es die letzten vier Jahre weltweit Baustarts gab.

Mit einer richtigen Liste - Damit es keine Diskussionen geben kann.

Beginnen wir mit 2021:

AKKUYU-3 in der Türkei.
BREST-OD-300 in Russland.
CHANGJIANG-3 + CHANGJIANG-4 + LINGLONG-1 + SANAOCUN-2 + TIANWAN-7 + XUDABU-3 in China.
Zusätzlich in Indien gab es KUDANKULAM-5 und KUDANKULAM-6.

Wenigstens für das Jahr 2021 kann man nicht behaupten, dass auch nur ein einziges AKW in der Nachbarschaft Deutschlands gebaut wurde.
Türkei als Nachbar der EU hat zwar seit 1999 den Status eines Beitrittskandidaten, dieser ist allerdings seit 2016 komplett irrelevant, da sämtliche Gespräche zum Beitritt mittlerweile eingestellt sind.

Also zusammengefasst global zehn Baustarts und zehn Abschaltungen 2021.

2022 sah es in der Welt der Kernkraft so aus:

AKKUYU-4 in der Türkei.
EL DABAA-1 und EL DABAA-2 in Ägypten.
HAIYANG-3 + LUFENG-5 + SANMEN-3 + TIANWAN-8 und XUDABU-4 in China.

Solange China und die Türkei nicht, während wir alle geschlafen haben, mehrere Länder annektiert haben, gab es 2022 exakt 0 Baustarts in der Nachbarschaft von Deutschland.
Abgeschaltet wurden 2022 fünf Kernkraftwerke, drei in Großbritannien (Hinkley Point B-1 + B-2 und Hunterston B-2), PALISADES in den USA und DOEL-3 in Belgien.

Final zu 2022 kann man sagen, es gab acht Baustarts und fünf Abschaltungen.

Jetzt schauen wir uns die Werte für 2023 an:

EL DABAA-3 in Ägypten.
HAIYANG-4 + LIANJIANG-1 + LUFENG-6 + SANMEN-4 + XUDABU-1 in China.

Dafür, dass Kernkraft einen Aufwind haben sollte, sieht man tatsächlich 2023 kaum etwas davon.
2023 gab es weniger Baustarts als 2022.
Zusätzlich gab es auch 2023 einige Abschaltungen:

• Drei Stück in Deutschland (Emsland, Isar-2 und Neckarwestheim-2.)
• Tihange-2 in Belgien.
• Kuoscheng-2 in Taiwan.

Letzten Endes gab es 2023 sechs Baustarts und fünf Abschaltungen.

Die Gegenwart hat angerufen, jetzt folgt die Übersicht für 2024 (Stand 25.05.2024):

EL DABAA-4 in Ägypten.
LENINGRAD 2-3 in Russland.
LIANJIANG-2 , XUDAPU-2 , ZHANGZHOU-3 , SHIDAOWAN-1 , NINGDE-5 und ZHANGZHOU-4 in China.

Neben diesen acht Baustarts gibt es das Jahr auch schon zwei Abschaltungen mit KURSK-2 und MAANSHAN-1 in Russland und Taiwan.

Ja, mir ist bekannt, dass 2024 noch mehr Projekte kommen dürften, nur ist bei der IAEA der Baustart offiziell nicht eingetragen z. B. Paks II, was ursprünglich 2030 fertig gestellt sein sollte und bereits zwei Jahre verspätet ist, bevor der Bau überhaupt richtig los geht. Top Zeichen.

Andere Projekte wie Sizewell C in Großbritannien haben aktuell nicht einmal eine gesicherte Finanzierung, was nach dem Desasterprojekt von Hinkley Point C keine Überraschung ist.

Nahezu alle Pläne europäischen Umfeld habe ich auf dem Schirm und sofern sich da etwas Konkretes entwickelt, werdet ihr diese in dieser Quellenliste finden.

Meine Begründung, wieso ich bei “angekündigten Plänen” etwas skeptisch bleibe:

Es ist sehr amüsant, diese Analyse von 2008 zu lesen und diese Einschätzungen zu begutachten.
Was ist davon eingetreten?

• Italien hat nicht den Wiedereinstieg bis 2013 beschlossen.
• Großbritannien hat nicht zehn Kraftwerke neugebaut und Hinkley Point C ist bisher auch eher ein wirtschaftlicher Totalschaden.
• Frankreich hat nicht einen weiteren EPR-Reaktor gebaut oder angekündigt. Flamanville-3 ist immer noch nicht fertig.
• Finnland hat nicht nur nicht einen weiteren Reaktor angekündigt, Olkiluoto-4 wurde sogar eingestellt und das wurde als garantiert angesehen.
• Polen hat bis 2020 kein Kernkraftwerk aufgebaut. Selbst mit SMR werden solche Zeitreisen optimistisch.
• Schweden plant tatsächlich seine Kernkraftkapazitäten zu erhöhen, also immerhin ein Erfolg! Wir ignorieren einfach, dass das über 14 Jahre nach Prognose passiert ist.
• In der Schweiz ist auch kein erfolgreiches Gesuch bisher durchgeführt worden für ein zweites Kernkraftwerk.

Eher eine magere Bilanz für Kernkraft-Fans.
Daher sollte man immer vorsichtig sein, was bei Kernkraft versprochen wird.

Viele der großspurigen Versprechen enden in einem Desaster, wie beim Nuscale-Desaster Ende 2023 oder Oklos eingestampftes Projekt in Alaska für das US-Militär.

Hoffnung und Träume sorgen für keine Stromerzeugung, tatsächlich gebaute Kapazitäten erfüllen diese Funktion.
Bei regenerativen Energien sieht man immerhin Erfolge und tatsächliche Mehrerzeugung.

Daher kann jeder eine Meinung über die Stromerzeugung der Zukunft haben, allerdings keine eigenen Fakten, denn diese Fakten sprechen eine eindeutige Sprache für die Zukunft.

Aus den Fehlern der Vergangenheit sollte man lernen.

Dual-Fluid und die völlig realitätsferne deutsche Diskussion

Grade im deutschen Diskurs hört man häufig über den Dual-Fluid Reaktor.

Wenn euch Leute von dem Ding erzählen wollen, dass das der Gamechanger für Kernkraft ist, dann zeigt ihnen das:

So schön die Ideen hinter dem DFR sind, wenn alles nach Plan läuft, beginnt die Serienproduktion 2034.
Da muss ALLES funktionieren, damit das 2034 kommt.

Aktuell ist geplant, in Ruanda einen Demonstrationsreaktor zu bauen bis 2026, welcher bis 2028 die Technologie unter Beweis stellen soll.

Selbst Pro-Kernkraft-Newsseiten wie Nuclear Engineering International sehen dieses Projekt als sehr ambitioniert an und erwarten eher nicht, dass der Demonstrationsreaktor bis 2028 laufen wird.

Zusätzlich ist es grundsätzlich etwas bizarr, wenn ein so revolutionäres Design mit so vielen Vorzügen und Vorteilen ausgerechnet in einem Land wie Ruanda gebaut wird ohne jegliche Kernkrafterfahrung und nicht in Kanada, dem Sitz der Firma.
Immerhin hat Kanada eine bereits sehr etablierte und aktive Kernkraftbasis.

Schaut euch bei Solar oben oder bei Wind die Preisentwicklungen an.
Mir ist es ein Rätsel, wie Leute bei den Preisentwicklungen von Solar oder Wind ernsthaft denken können, dass Kernkraft da eine große Rolle spielt.

Selbst wenn man ebenfalls die Preisentwicklungen mit Speichern berücksichtigt, diese bewegen sich ebenfalls in die richtige Richtung.

Aus meiner Sicht wirkt es etwas merkwürdig, wenn so ein durchschlagender technischer Erfolg scheinbar nach Investoren auf Social Media sucht.
Mit all der großen Nachfrage nach Kernkraft würde man meinen, dass die schiere Vorstellung dieses Projektes so einen Schritt nicht notwendig macht.

Halte den Dual Fluid Reaktor für die größte Nebelkerze im deutschen Diskurs um Energiesicherheit.

All diese Punkte sollte erklären, wieso man aus meiner Sicht nicht auf diese Technik setzen sollte.

Wie teuer sind Kernkraftwerke allgemein?

Selbstverständlich sind die LCOE-Kosten nicht die einzigen Kosten bei Energiequellen, dennoch sind selbst die Gestehungskosten kein sonderlich positiver Faktor.
Da es im Diskurs über Kernkraftwerke ständig wild gewürfelte Zahlen gibt, wo spontan Rückbaukosten oder Kosten für den Aufbau oder Kosten für die Lagerung rausgerechnet werden, nutze ich als Referenz die Lazard-Kosten in Kombination mit den Investitionskosten für neue Kernkraftwerke, die weiter unten folgen.

Darüber hinaus belegt der simple Fakt, dass 2021 zum ersten Mal mehr Strom aus regenerativen Energien (Wind + Solar) erzeugt wurde, dass Kernkraft allein aufgrund der viel zu langen Bauzeit + Kosten eine untergeordnete Rolle spielen wird.
Kernkraft wird nie wieder Wind+Solar aufholen können.

Die Mehrerzeugung von Solar und Wind steigt jedes Jahr immer schneller.

2026 ist diese These weiterhin mehr als akkurat.

Wie lange dauert der Bau der Kernkraftwerke?

Grundsätzlich ist der Schnitt bei neuen Blöcken 6-9 Jahre, bei neuen Kernkraftwerken 9-12 Jahren.
Es gibt Ausreißer nach unten und nach oben, nur ihr könnt bei NPP Status Changes die Jahre durchschauen und unter New connections to the grid auf die einzelnen Kernkraftwerke draufklicken.

Verzögerungen sind bei Kernkraft leider die Regel. Es gibt oft die Erzählung, dass Kernkraftanlagen in großer Stückzahl in 5 Jahren aufgebaut werden können.
Dann schaut man sich die Fakten an und … seht selbst:

Kernkraft ist absurd langsam. Neue Techniken/Forschung braucht Jahrzehnte, bis sie angewendet werden kann. Dazu braucht es, wie bei Shidao Bay 1, erstmal einen Testreaktor und dann einen kommerziellen Reaktor.

Das kostet Zeit. Viel Zeit.

Wirtschaftlichkeit und Transformationsresistenz sind meine K.O. Kriterien für Kernkraft.

Basierend am World Nuclear Report 2025 befinden sich aktuell 63 Kernkraftwerke im Bau und sollen zwischen 2025-2031 ans Netz gehen.
Davon sind bereits 22-26 verzögert.

Ich sehe nicht, wie das ausgerechnet mit Gen IV-Reaktoren, die ja noch komplexer werden, geschweige SMR (Small Modular Reactoren = kleine Kernkraftwerke), die noch absolut unerprobt sind, ansatzweise besser werden sollte.
Grade da die modularen kleinen Reaktor ebenfalls wirtschaftliche Probleme andeuten, wie einer der ersten SMR-Reaktoren in den USA zeigt

Referenzen für Verzögerungen

Referenz 1: Hinkley Point C

Ich kann es nicht fassen, dass ich seit 3 Jahren an dieser Quellenliste arbeite und alle sechs Monate einen neuen Link mit weiteren Fehlschlägen für Hinkley Point C hinzufügen muss.
Selbst 2026 passiert das jetzt zum fünften Mal.
Dieses Projekt ist ein absoluter Totalschaden, wie ich ihn noch nie erlebt habe.
Beim letzten Update dieser Quellenliste war der Start für 2028 geplant.
Jetzt soll er schon wieder um weitere 12 Monate verschoben werden.

Fairerweise ist Hinkley Point C ohnehin schon das teuerste Kernkraftprojekt in der Menschheitsgeschichte und es sieht nicht so aus, als ob auch nur eine Sache damit besser wird.

Referenz 2: Olkiluoto 3

Referenz 3: Shin Hanul-1-2

Ist nicht nur ein Problem in Europa, sondern grundsätzlich überall ein Problem.

Sind Kernkraftwerke gefährlich?

Ja. Kernkraftwerke haben Risiken. Ja, es gab Unfälle.
Persönlich bin ich dennoch nicht überzeugt, dass das Risiko der Unfälle höher ist als der Schaden von Kohlekraftwerken und auch begrenzt Gaskraftwerke.
Sehe bei Kernkraft einfach oft nicht das gigantische Sicherheitsrisiko, was andere sehen. Du kannst da liebend gern anderer Meinung sein, wenigstens bei der Wirtschaftlichkeit finden wir einen Konsens, oder?

Lieber zuerst aus der Kohle raus mit Atomkraft und dann aus der Atomkraft raus wäre mein persönlicher Favorit.
Für Deutschland ist der Zug abgefahren, da ist der Atomausstieg durch und ich bin nicht der Meinung, dass man das jetzt noch länger rauszögern sollte, da so die Anbieter nur wieder erneut Milliarden an Schadensersatz verlangen wird und das Geld kann man in regenerativen Energien sinnvoller verwerten.

Rest der Welt? Kommt drauf an. Kann sinnvoll sein, drin zu bleiben je nach Potential von Wind/Solar.
Kernkraft ist absurd unwirtschaftlich heutzutage und das sollte doch schon ausreichen, um dagegen zu sein. Das wird sich in den nächsten acht Jahren kaum ändern, dafür braucht man für den Bau dieser Anlagen einfach viel zu lange.
Mir ist auch klar, dass OurWorldInData grundsätzlich skeptisch betrachtet werden und auch die gemeldeten Todesfälle super schwierig sind, da bei den bisher drei größten Katastrophen, Fukushima, Tschernobyl und dem Kyshtym-Desaster eine absurde Spanne zu den Todesfällen gibt.

Grade da auch Todesfälle vom Abbau von Uran nicht ordentlich gesammelt werden. Es ist definitiv keine einfache Aufschlüsselung.
Nur trotz der (durchaus plausiblen und korrekten) Skepsis bleibe ich bei meiner Position.
Kernkraft ist keine gute Idee aufgrund der fehlenden Wirtschaftlichkeit im Vergleich zu regenerativen Energien und der viel zu langsamen Geschwindigkeit.

Was ist mit dieser Kernkrafttechnik?

Was ist mit Flüssigsalzreaktoren?

Oft wird Flüssigsalz mit Thorium gleichgesetzt, weil es verschiedene Designs gibt, die wie Synonyme verwendet werden, ich beziehe mich auf Non-Thoriumlösungen.
Ich werde gar nicht erst so tun, als wäre es die Zeit wert.
Es hat theoretisch Vorteile, nur …

Flüssigsalzreaktoren haben ein recht unlösbares Problem bislang.

Problematisch für jeden MSR (Molten Salt Reactor)/Flüssigsalzreaktor, die Kammern wird durch Korrosion zersetzt und es gibt, meines Wissens nach, keine ernsthafte Testanlage der letzten 20 Jahre, die real ist, geschweige brauchbare Resultate bringen würde. Da ist Kernfusion realistischer.

Was ist mit schnellen Brütern?

So, jetzt geht es um Zukunftsmusik mit gleichzeitig uralten Herangehensweisen.

Schnelle Brüter (Fast Breeder) sind an sich nichts Neues. Die gabs vor Jahrzehnten schon ab und an. In Deutschland z. B. die KNK II in Baden-Württemberg
Der Gedanke war, dass man durch das Prinzip des Brütens “mehr Brennstoff” erhalten kann als man effektiv verbrennt.

Das hört sich phänomenal an, nur wie wir alle wissen, gibt es nahezu immer einen Haken.

Fast alle Brüterprojekte waren gut 30-50% teurer als die Alternativen.
Fast alle Brüterprojekte hatten Probleme mit Stabilität und Bauzeiten:

• In Indien wird seit 2004 an einem Prototype Fast Breeder Reactor gebaut, er sollte 2020, 2021 und Oktober 2022 fertig werden. Spoiler: Ist er nicht. Auch beim dritten Update 2023 nicht.
• In Japan gab es das Monju Desaster, bei dem gleich in zwei Anläufen nach unter einem halben Jahr die Anlage abgeschaltet werden musste wegen eines Natrium Lecks. Man stelle fest, Natrium war die letzten Jahrzehnte leider nicht sonderlich stabil.

Deshalb hatte sich das System der Brüter bisher noch nicht durchgesetzt, auch wenn es definitiv viel Interesse gibt.

Was ist mit Thoriumreaktoren?

Meistens, wenn Leute von Flüssigsalzreaktoren reden, meinen sie die mit Thorium.

Ich bin ehrlich, ähnlich wie viele der anderen Modelle, gibt es viele Ideen. Viele Designs. Ob das realistisch ist, werden wir sehen.

Es gibt in China seit 2021 einen Testreaktor, der TMSR-LF1.
Dieser läuft seit Juni 2023 im Test.
Falls dieser erfolgreich ist, soll es richtige kommerzielle Reaktoren der Art geben.

Nur wissen wir kaum was darüber. Es gibt viele Fragen über die Wirtschaftlichkeit und Sicherheit dazu.

Dennoch würde auch bei Thorium als Zukunftslösung frühstens ein Reaktor 2030 gebaut werden.
In acht Jahren.

Wage stark zu bezweifeln, dass das realistisch ist.

Was ist mit kleinen modularen Reaktoren?

Der Hoffnungsträger der Kernkraftindustrie.
Wieso kleine modulare Kernkraftanlagen so reizend sind, liegt schnell auf der Hand.
Klein soll bedeuten in Größenordnung eines kleineren Hauses gegenüber den gigantischen Anlagen wie Isar 2 in Bayern.
Kernkraftwerke, die man transportieren könnte und in großer Stückzahl produzieren kann, hat das Potential, Kosten zu sparen und schnell auch an Orte platziert zu werden, die sonst nicht in Frage kommen.

Es gibt über 70 Designideen.

Nur wenige davon sind nahe daran in die Massenproduktion zu starten.

Eins der wenigen mit einer Zulassung (DCA) ist das Projekt von NuScale.

Das erste Modul soll Strom produzieren im Jahr 2029.

Dennoch zeichnet sich auch bereits ein Bild ab. Die ersten Module sollten 2027 Strom produzieren. Es gab also auch Verzögerungen.

Dazu gab es Skepsis von der IEEFA, da die angekündigten Preise von NuScale nun mal auch im besten Fall teurer als die Alternativen sind.

Update April 2023: Wie schon weiter oben erwähnt in einer anderen Frage, gab es jetzt schon massive Preiserhöhungen, bevor der erste SMR-Reaktor gebaut wurde von NuScale.
Wie schon vorher prognostiziert, sehe ich kein Szenario, in der kleine modulare Kraftwerke eine finanzielle Chance haben werden gegenüber Photovoltaik und Windenergieanlagen.

Zusätzlich gibt es so viele Fragezeichen, da die Firma bis 2029 finanziell überleben muss (vorher läuft ja keine der Anlagen) und als eine der ersten auf dem Markt natürlich ein noch höheres Risiko hat (keiner weiß so genau, ob und wie das funktionieren wird im aktiven Betrieb)

Das Projekt ist gescheitert, siehe die aktuelle Lage zu SMR/MMR nach diesem Beitrag.

Aktuelle Lage zu SMR/MMR

Ziel dieser Übersicht ist eine Sammlung von Nachrichten über kleine modulare Kraftwerke in SMR- oder MMR-Größe.
Sofern erfolgreiche SMR/MMR gebaut werden, liste ich ebenfalls hier.

September 2025 - Naarea ist tatsächlich insolvent.

Wie im Artikel von Le Point letztes Jahr befürchtet, ist Naarea aktuell insolvent.
Es wird nach Investoren gesucht, um ggf. auf diese Art und Weise das Unternehmen zu retten.

Naareas Design sollte Flüssigsalz verwenden und auch imstande sein, Atommüll zu verbrennen und tatsächlich hatte Naarea ein Testlabor im Februar 2025 aufgebaut, um ihren eigenen Brennstoff zu optimieren und zu testen.

Ursprünglich sollte bis 2028 ein Demonstrationsreaktor gebaut werden.
Basierend an diesem Update und der simplen Tatsache, dass bereits in den ersten Monaten 2025 viele Mitarbeiter in Kurzarbeit geschickt wurden, kann man diesen Zeitplan mit Sicherheit zu den Akten legen und als gescheitert ansehen.

Möglicherweise kann Naarea sich wie Nuscale nach und nach hocharbeiten und einen zweiten Anlauf starten.
Falls das passiert, werdet ihr hier ein entsprechendes Update dazu lesen.

Interessanterweise deutet der Artikel ein allgemeines Problem der französischen Kernkraftindustrie an:

Konkret geht es da um den Energieteil des Frankreich 2030 Plans, der signifikante Investitionen in kleine modulare Reaktoren (SMR) vorsieht.
Falls Frankreich aufgrund seiner sehr angespannten Haushaltslage und grundsätzlicher technischer Probleme viele einzelner Projekte einstellt und einfriert, kann das für die weltweite Rückkehr der Kernkraft ein katastrophales Ereignis darstellen.

Zeigt auch einen düsteren Ausblick auf die Story vom Sommer 2025 mit Newcleo, die aus Großbritannien ihre Investitionen abziehen wollen.
Begründet wurde dieser Abzug mit besserer Unterstützung in den USA oder auch Frankreich - eine sehr ironische Ankündigung mit Blick auf diese Entwicklung.

In dieser Quellenliste liest man häufig meine Skepsis zu der Rückkehr der Kernkraft, da außer großer Ankündigungen häufig wenig passiert.
Selbstverständlich werde ich die Lage weiter beobachten und euch weitere Updates geben, sofern eins der SMR-Projekte tatsächlich erfolgreich sein soll.

Ende November 2024 - Frankreichs Startup Desaster

In Frankreich gab es eine Meldung von Le Point, dass in Frankreich eine aktuelle Prüfung der laufenden Kernkraftprojekte der vierten Generation durchgeführt wurde.
Frankreich gehört zu den Ländern, die Kernkraft so aggressiv vorantreiben wollen wie kaum ein anderes.