Dieselbe Studie nennt für ein deutsches Stromsystem im Zieljahr 2045 und . Ein Kernkraft-System für weniger als die Hälfte von hundert Prozent Erneuerbare? Wer solche Zahlen liest, sollte eine einzige Frage stellen: woher kommen sie?
Die einen sagen: Erneuerbare sind längst die billigste Energie, der Rest ist Ingenieursarbeit. Die anderen sagen: Rechnet man Speicher, Backup und Netze ehrlich mit, ist ein System mit Kernkraft die günstigere Wahl. Beide Seiten zitieren Zahlen. Beide Seiten zitieren echte Zahlen. Was sie nicht gleich gut zitieren, sind die Annahmen dahinter — genau die sehen wir uns an.
Der Auslöser für diese Geschichte ist eine Szenarioanalyse von Global Energy Solutions. Sie vergleicht vier Wege zu einem Stromsystem, das die Studie als klimaneutral bezeichnet, und kommt auf für das kernkraftgestützte „Kostenminimum“ und für hundert Prozent Erneuerbare. Ein Faktor von rund .
Wer das rechnet, und wofür. Global Energy Solutions e. V. wurde gegründet, ; sein ursprüngliches Thema war . Dass ausgerechnet dieser Verein die wasserstofflastigen Pfade als die teuersten ausweist, spricht eher für als gegen die Unbefangenheit der Rechnung. Die Studie erschien im und rechnet auf das Zieljahr mit einem Jahresbedarf von — alle Zahlen dieser Geschichte beziehen sich auf dieses System. (Die Angaben zum Verein stammen aus unserem eigenen Grundlagenpapier und sind nicht unabhängig gegengeprüft — C.)
Und eine Einschränkung, die an den Anfang gehört und nicht ans Ende:
Diese Geschichte ist keine Gegenstudie — aber sie bleibt auch nicht beim Lesen. Wir haben die vier Szenarien mit eigenen, offengelegten Annahmen noch einmal durchgerechnet, Stunde für Stunde, und zeigen beide Ergebnisse nebeneinander: in fünf Akten, welche Annahmen die Zahl tragen, welche davon der Realität standhalten, was die Wirtschaftsgeschichte der Kernkraft dazu sagt, wie groß die Unsicherheit wirklich ist und was am Ende von der Frage übrig bleibt. Zum Schluss steht, wie in jedem ehrlichen Papier, das Kapitel über die eigenen Grenzen.
Zwei Vorbemerkungen, die nicht in eine Fußnote gehören:
Ein Kraftwerk kostet zuerst einmal Geld je Kilowatt Leistung. Die Studie setzt für Photovoltaik an, für Kernkraft . Diese vier Zahlen tragen am Ende alles.
Über die Annuität verteilt sich die Investition auf die Betriebsjahre. Der Zinssatz — hier — ist dabei kein Detail: Er entscheidet, wie teuer langes Bauen und lange Laufzeiten sind. Dazu kommen die Betriebskosten je Jahr.
Kernkraft trägt hier den größten Block, weil die Studie den Betrieb mit der Bausumme pro Jahr ansetzt.
Die Jahreskosten werden durch die produzierte Strommenge geteilt — also durch die Volllaststunden. Erst hier entsteht der Wert, den man als LCOE kennt.
Und hier passiert das Entscheidende: Kernkraft läuft in der Studie mit , Photovoltaik mit . Dieselbe Investition, achtfache Arbeitszeit.
Ein System ist mehr als die Summe seiner Kraftwerke: Speicher, Backup, Netze, Überkapazität. Die Studie rechnet das durch und landet bei bis — der Kennzahl, um die gestritten wird: LSCOE.
Damit man diese Einheit fühlen kann: M
Die Rechnung selbst ist sauber. Wir haben sie nachgerechnet und reproduzieren die Studien-LCOE auf ± genau. Die Frage ist nicht das Rechnen. Die Frage sind die vier Zahlen aus Schritt 1.
Vier Investitionswerte, vier Volllaststundenzahlen, ein Zinssatz, ein Betriebskostenansatz. Wackelt ein Glied, wackelt das Ergebnis. Also prüfen wir die Glieder — nicht, weil wir ein anderes Ergebnis wollen, sondern weil es der einzige Weg ist, ein Ergebnis überhaupt einordnen zu können.
Zur vollständigen Analyse · Kapitel 3 „Methodik“ →Die Studie rechnet Solarstrom mit . Das Fraunhofer ISE nennt für Freiflächenanlagen .
Noch härter ist der Markt selbst: Bei der Ausschreibung im März 2026 lagen die Zuschläge zwischen — mengengewichtet . Das sind Zuschlagswerte, keine Vollkosten — aber sie sind eher eine Ober- als eine Untergrenze dessen, was Betreiber brauchen.
Beim Wind sind die Investitionskosten der Studie plausibel. Der Hebel liegt woanders: Sie rechnet mit Volllaststunden. Lesen wir das als Neuanlagenwert, ist es der Schnitt der Bestandsflotte — und der Hebel ist groß.
Mit den heutiger Neuanlagen fällt der LCOE von auf . Die Ausschreibung im Mai 2026 lag mengengewichtet bei .
Das bleibt eine offene Frage, kein erwiesener Fehler. Möglich ist auch, dass die Studie damit einen systemweiten Flottendurchschnitt für 2045 meint, inklusive Altanlagen und Abregelung — ohne Volltext ihrer Annahmetabelle lässt sich das nicht entscheiden. Unser eigener erster Annahmen-Check hat diesen Hebel übrigens gar nicht erst gefunden: Dort galten die 1.700 Stunden schlicht als „plausibel“.
Die Studie setzt an. Gegen reale Projekte gehalten, ist das keine willkürliche Zahl — aber sie beschreibt eine ganz bestimmte Welt.
Koreas eigene Blöcke liegen bei bis ; zusammen mit den Emiraten ergibt das den Cluster Asien und Golf mit . Hinkley Point C kostet — allerdings als Gesamtprojekt in laufenden Preisen, also einschließlich Bauzinsen und Bauherrenkosten, die in der koreanischen Zahl gar nicht enthalten sind. Diese beiden Zahlen darf man nicht durcheinander teilen; genau darum geht es in diesem Akt. Vergleichbar sind die drei Cluster — und zwischen dem asiatischen und dem westlichen Erstprojekt liegt trotzdem eine Welt.
Der Studienwert liegt nur knapp unter dem, was EDF selbst für das serielle EPR2-Programm ansetzt ( für die EU-Serie). Das ist die faire Lesart.
Die andere ist genauso wahr: Er liegt unter jedem einzelnen westlichen Erstprojekt der letzten zwanzig Jahre (). Wer annimmt, nimmt implizit an, dass Deutschland beim ersten Anlauf besser baut als Frankreich, die USA und Großbritannien.
Die 13 Punkte oben stammen aus unterschiedlichen Welten. Im Diagramm stehen dafür drei Kürzel, die alles entscheiden — sie sind im Glossar erklärt: OCC („Overnight“) sind die reinen Baukosten ohne jeden Zins, EPC ist der Preis, den der Anlagenbauer zusagt — ohne die Kosten des Bauherrn —, und FOAK („first of a kind“) meint das erste Exemplar einer Bauart, das noch keinen Serieneffekt hat. Hinkley Point C erscheint mit in laufenden Preisen — real, in Preisen von 2015, sind es . Beides ist richtig, und wer nur eine der beiden Zahlen zeigt, erzählt eine Geschichte.
Genau deshalb steht in dieser Story bei jedem Punkt die Abgrenzung dabei, und genau deshalb lehnen wir den in der Debatte beliebten „Mittelwert über fünf Projekte“ ab: Ein ungewichtetes Mittel über Vertragspreise, Gesamtprojektkosten und verschiedene Preisbasen hat keine ökonomische Bedeutung.
Zur vollständigen Analyse · Kapitel 4 „Was kostet Strom“ →Reaktoren mit Baubeginn Ende der 1960er Jahre kosteten umgerechnet höchstens , um 1970 rund .
Das ist der Datenpunkt, auf den sich fast jede Erzählung von der „früher billigen Kernkraft“ stützt. Er stimmt.
Die US-Blöcke mit Baubeginn 1968 bis 1978 streuen von . Zwischen 1970 und 1978 stiegen die Kosten um 50 bis 200 Prozent — vor Three Mile Island.
Und dann kam der Unfall doch noch dazu: Blöcke, die 1979 im Bau waren, wurden im Median 2,8-mal so teuer und brauchten 2,2-mal so lange. Beides gehört erzählt — sonst wird daraus ein einseitiges Regulierungs-Narrativ.
Frankreichs Messmer-Programm gilt als der erfolgreichste nukleare Hochlauf der Welt: ein Betreiber, ein Regulator, standardisierte Serie. Die verbreitete Erzählung lautet, genau das habe die Kosten stabilisiert.
Die Studie, die dafür zitiert wird, sagt das Gegenteil. Grubler misst einen Anstieg von auf — real Faktor 3,5 über 1970 bis 2000. Der Fachbegriff dafür steht im Titel: negative learning by doing.
Die westlichen Projekte der Gegenwart liegen zwischen , die europäischen Serienprogramme darunter bei . Die Annahme der Studie liegt am unteren Rand dieser Welt.
Das ehrliche Fazit: Billige Kernkraft ist historisch real und heute in Korea real. Sie ist aber an Bedingungen geknüpft — durchgehende Lieferkette, keine Designänderungen, ein Regulator, staatlich gesteuerte Finanzierung —, die niemand für Deutschland garantieren kann.
Deshalb zeigen wir oben Bandbreiten und keine Trendlinie, und deshalb steht bei jedem Punkt die Kostenabgrenzung. Die einzige eingezeichnete Entwicklung ist der französische Pfeil — er verbindet zwei konkrete Datenpunkte desselben Programms und ist ausdrücklich kein Trend über den Datensatz. Wer aus diesen Daten eine glatte Lernkurve zeichnet — in die eine oder die andere Richtung —, überinterpretiert sie.
Der letzte Punkt ist der wichtigste dieses Akts: Die Kernkraftfrage ist in Europa im Kern keine Technologiefrage, sondern eine Finanzierungsfrage. Bei -fachem Kapitalkostenfaktor zwischen 3 und 10 Prozent entscheidet der Zinssatz mehr als jede plausible Variation der Baukosten. Jedes europäische Neubauprojekt braucht deshalb ein staatliches Instrument, das den Kapitalkostensatz künstlich senkt: CfD, RAB-Modell, Staatsgarantien, zinsgünstige Staatsdarlehen. Das ist eine Feststellung, kein Werturteil.
Wir haben die vier Szenarien mit eigenen, dokumentierten Parametern nachgerechnet — stündlicher Dispatch statt Jahresmittel. Dazu ein Referenzsystem: das heutige System von 2025. Es steht außerhalb der Reihe — heutiges Netzentgelt statt Netzinvestition, Bestandskraftwerke ohne Kapitalkosten. Es emittiert im Jahr, die vier Zukünfte zwischen und .
Gleich stehen zwei Zahlen je Szenario im Bild: Die Raute ist der Punktwert mit den mittleren Annahmen, der Strich in der Box die mittlere aller 1.000 Zukünfte — sie liegt höher, weil die Spannen nach oben weiter reichen.
Wir haben Zukünfte ausgewürfelt: In Zukunft Nummer 312 ist Solar billig, Gas teuer, Beton knapp. Größen werden gezogen — Baukosten, Betrieb, Volllaststunden, Erdgaspreis —, jede zwischen dokumentiertem Minimum und Maximum.
Jede Zukunft gilt für alle Szenarien gleichzeitig: Der Solarpreis ist in der Kernkraft-Welt derselbe wie in der Gas-Welt. Nur so darf man auszählen, wer wie oft gewinnt — unsere erste Fassung gab jedem Szenario eigene Würfel, und damit war jede Rangaussage wertlos.
Aus demselben Grund sind es 29 Größen und nicht 30: Der Erdgaspreis wird einmal gezogen und von beiden Gas-Technologien geteilt. Zinssatz und CO₂-Preis laufen in eigenen Konfigurationen mit.
Im Punktwert kostet der gasgestützte 80-Prozent-Pfad , das kernkraftgestützte Kostenminimum ; im Median der Zukünfte gegen .
Entscheidend ist nicht, wo die Bänder liegen, sondern wie oft welches Szenario in derselben Zukunft billiger ist: Von 1.000 Zukünften gehen an die Kernkraft, an den Gas-Pfad. Mit unsicherem CO₂-Preis sind es , mit historischen Kostenüberschreitungen .
Beim heutigen CO₂-Preis führt also der Gas-Pfad; erst ab rund dreht sich das. Der Emissionshandel lag im Mai 2026 bei , unser Modell rechnet mit 75. Die Marke gilt für den Punktwert — über alle Zukünfte kippt der Median erst bei rund , und sie wandert mit dem Gaspreis und mit der Netzregel.
Der Gleichstand hat einen Haken: Der Gas-Pfad darf fast viermal so viel CO₂ ausstoßen — gegen . Zum Maßstab: Das Klimaschutzgesetz verlangt für 2045 Netto-Neutralität und rechnet mit einer nationalen Senke von B — für alle Sektoren zusammen. Streng genommen ist keiner der beiden vorderen Pfade klimaneutral.
Mit CO₂-Abscheidung kostet der Gas-Pfad und emittiert noch — etwa so viel wie das Kernkraft-Szenario ohne Abscheidung. Bei dieser gleichen Emissionsmenge liegt es in von 1.000 Zukünften vorn, im Median günstiger. Mit Abscheidung auf beiden Seiten sind es und .
Beides bleibt nach unserer eigenen Schwelle — entschieden erst ab 950 von 1.000 — ein offener Vergleich. Und der stammen aus einer Modellsetzung: dem Anteil des Übertragungsnetzes, der auch ohne Wind und Sonne gebaut werden müsste.
Was, wenn die Baukosten anders liegen als angenommen? Das Bild zeigt beide Gegenproben statt der Basisbänder.
Teurer. Großprojekte überschreiten ihre Kostenschätzung; zwei Datenbanken nennen für Kernkraft Faktoren von und . Wir legen den Aufschlag als festen Betrag auf eine Schätzbasis von , nicht auf Projekte, die ihre Verteuerung hinter sich haben — effektiv statt im Median. Das Kernkraft-Szenario gewinnt dann nur noch von 1.000 Zukünften, mit Abscheidung auf beiden Seiten , gegenüber den Wasserstoffpfaden . Unfair ist der Lauf trotzdem, zulasten der Kernkraft: Für Batterien und H₂-Anlagen hat keine Datenbank Faktoren.
Billiger. Unsere Baukosten (–) enthalten kein asiatisches oder Golf-Projekt — deren Voraussetzungen, vom ununterbrochenen Serienbau bis zur eingeschränkten Drittanfechtung, sind hier nicht herstellbar. Mit dem Cluster Asien/Golf (–, wahrscheinlichster Wert , dem Barakah-Exportvertrag) fällt es auf : von 1.000, rund Unterschied je Megawattstunde.
Die Rangfolge entscheidet nicht die Technologie, sondern drei Setzungen: welche Emissionsnebenbedingung gilt, welchem Institutionenrahmen man den Bau zutraut, und ob die Überschreitungs-Empirie eingeschaltet ist.
Der Satz „das Studienergebnis kehrt sich um“ stand in unserem eigenen ersten Entwurf. Wir haben ihn geprüft und verworfen. Was bleibt, ist kein Rangwechsel — die beiden vorderen Pfade liegen so eng beieinander, dass die Rangfolge zwischen ihnen nach unserem eigenen Maßstab offen bleibt: entschieden ist ein Vergleich erst, wenn mindestens 950 von 1.000 Zukünften in dieselbe Richtung zeigen. Das gilt für den Gleichstand ohne Abscheidung ebenso wie für die beiden Vergleiche mit gleicher Emissionsmenge — dort ist die Richtung aber eindeutig, und sie zeigt zur anderen Seite.
Auch der zweite populäre Einwand hält nicht: Dass die Studie Elektrolyseure mit zu teuer ansetze, weil der Markt bei liege — dieser Vorwurf dreht sich um. Die niedrigen Zahlen sind Hardwarepreise. Rechnet man Planung, Genehmigung und Installation dazu, kommt das Münchner FfE für 2025 auf rund , europäische Ist-Anlagen liegen bei bis . Die Studie rechnet hier eher zu günstig als zu teuer.
Zur vollständigen Analyse · Kapitel 6 „Unsicherheit und Monte Carlo“ →Bis hierher ging es um eine Frage: Was kostet ein Zielsystem? Der zweite Streit dreht sich um eine andere: Was kostet der Weg dorthin? Dafür kursieren keine Studien, sondern Ausbaupläne — und einen davon haben wir selbst geschrieben.
Das gehört offengelegt, weil es sonst wie ein Strohmann aussähe: Das Papier, dessen Startwerte wir gleich auseinandernehmen, ist unser eigenes Grundlagendokument aus dem Sommer 2026. Es hat die Volllaststunden-Annahme der Studie als „plausibel“ durchgewinkt, es hat einen Satz über eine Umkehr des Studienergebnisses enthalten, den wir hier verwerfen — und seine Investitionsrechnung hält der Prüfung an einer entscheidenden Stelle nicht stand. Selbstkorrektur ist die einzige Glaubwürdigkeitswährung, die man selbst drucken darf.
Aus dieser Analyse ist im Sommer 2026 ein eigener 30-Jahres-Plan bis 2056 hervorgegangen — ein Arbeitspapier, das wir hier gegen unsere eigene Datenbasis prüfen. Sein Fundament sind die Startwerte für 2026 — und fünf der sechs liegen unter den belegten Ist-Werten: bei Wind auf See nur knapp, bei den Batteriespeichern um mehr als das Doppelte.
Photovoltaik steht bei statt , Batteriespeicher bei statt . Der Strombedarf dagegen ist zu hoch angesetzt.
Die Investitionsrechnung des Plans ist arithmetisch sauber: rund über drei Phasen, davon für die Netze. Wir haben sie nachgerechnet und exakt reproduziert.
Was fehlt: Ersatzinvestitionen. Der Plan rechnet ausschließlich Netto-Zubau. Die PV-Anlagen von heute erreichen bis 2056 ihr Lebensende, Wind onshore muss bis 2045 repowert werden. Grob geschätzt fehlen .
Der Plan endet bei für 2056 — ein bemerkenswert niedriger Wert für ein fast vollständig erneuerbares System. Genau deshalb haben wir ihn nachgerechnet und dabei einen Fehler gefunden — unseren eigenen. Er macht die Zahl zu klein: Die Gesamtkosten werden durch den Bedarf () geteilt, obwohl der Anlagenpark nur erzeugt.
Allein diese Korrektur hebt den Wert auf . Unsere eigene Dispatch-Rechnung landet bei — und ist selbst noch eine Untergrenze.
Was passiert, wenn man diesem Pfad zwei Kernkraftblöcke hinzufügt? In unserem Modell steigen die Systemkosten von auf — ein Plus von .
Das ist keine Kostenfrage. Es ist eine Zeit- und Skalenfrage: Der realistische Pfad von der politischen Entscheidung bis zur ersten Kilowattstunde liegt bei . Gemessen am gesetzlichen Zieljahr 2045 heißt das: Die beiden Blöcke gehen 2045 und 2052 ans Netz — der erste genau in dem Jahr, in dem Deutschland bereits neutral sein müsste, der zweite sieben Jahre danach. Und 3,2 Gigawatt auf über 600 Gigawatt Gesamtkapazität sind ein Rundungsfehler.
Wer Kernkraft ernsthaft prüfen will, muss sie als Programm rechnen, nicht als Alibi-Paar. Umgekehrt gilt: Ein Programm braucht eine Entscheidung, die zwei Jahrzehnte hält — über mehrere Legislaturperioden hinweg, mit einem Neubauverbot, das erst aufgehoben, und einer Aufsichtsbehörde, die erst wieder aufgebaut werden müsste.
Zur vollständigen Analyse · Kapitel 5 „Geht der Mix auf?“ →Jede Zahl in dieser Story hat Grenzen. Sie hier zu verschweigen, wäre genau der Fehler, den wir der Vorlage vorwerfen. Also: Das hier kann unser Modell nicht.
Dazu kommt eine strukturelle Grenze dieser Session: Der Volltextabruf war für praktisch alle Primärquellen-Domains blockiert — einschließlich der Studien-PDF selbst. Alle Aussagen über die Methodik der Studie beruhen auf einer Sekundärwiedergabe und konnten nicht am Original gegengeprüft werden. Das begrenzt die Konfidenz einzelner Zahlen; es begrenzt nicht die Richtung der Befunde, weil jede davon zusätzlich gegen unsere eigene, unabhängig recherchierte Datenbasis geprüft wurde.
Zur vollständigen Analyse · Kapitel 9 „Limitationen des Modells“ →Wer eine Systemkostenzahl liest, liest keine Messung, sondern eine Annahmenkette. Und das stärkste Glied dieser Kette ist in unserer Rechnung fast immer dasselbe: der Kapitalkostensatz. Er ist keine technische Größe, sondern eine politische.
Ein Rechenbeispiel aus unserem Datensatz — derselbe Reaktor, , M, : Bei 3 Prozent Kapitalkostensatz kostet sein Strom , bei 10 Prozent . Der reine Kapitalkostenanteil wächst dabei um den Faktor , die Stromkosten fast auf das Doppelte — gebaut wird in beiden Fällen dasselbe Kraftwerk.
Der zweite politische Hebel ist der CO₂-Preis — und hier haben wir uns zweimal selbst korrigieren müssen. In der ersten Fassung stand, er werde in der Debatte überschätzt; das war falsch. In der zweiten stand, die Kippmarke liege bei knapp 48 € je Tonne und der reale Emissionshandel damit schon darüber. Auch das gilt nicht mehr, seit das Übertragungsnetz einen mixunabhängigen Sockel bekommen hat: Die Rangfolge der beiden vorderen Pfade dreht im Punktwert erst ab rund , über alle 1.000 Zukünfte sogar erst bei rund . Unser Modellwert von liegt darunter — beim heutigen CO₂-Preis führt in dieser Rechnung der Gas-Pfad. Der Hebel bleibt nach dem Zinssatz der zweitstärkste; er zeigt nur in die andere Richtung, als wir zwischenzeitlich geschrieben haben.
Richtig bleibt die Einordnung der Zahlen: Der oft zitierte Preis von über 200 € je Tonne stammt aus dem ETS 2 für Gebäude und Verkehr — für die Stromerzeugung gilt der ETS 1, dessen Marktpreis im Mai 2026 bei lag. Daneben steht aber eine zweite Größenordnung, die in der ersten Fassung fehlte: die gesellschaftlichen Klimafolgekosten. Das Umweltbundesamt nennt bei einer Zeitpräferenzrate von einem Prozent und als Zentralwert der aktuellen Methodenkonvention. Der Abstand dazwischen ist keine Rechenfrage, sondern eine Wertentscheidung: Zählt ein Schaden, der erst in achtzig Jahren eintritt, heute genauso viel wie einer von morgen? Wer Nein sagt, landet bei den 350 Euro, wer alle Generationen gleich gewichtet, bei den 990.
Und die alte Nebenrechnung bleibt gültig, nur eben als Nebenrechnung: Dass auf die Restemissionen von Gas mit Abscheidung kein CO₂-Preis gelegt wird, ist eine echte, aber kleine Lücke — systemweit bei rund zehn Prozent Gasanteil. In unserem eigenen Modell trägt die Restemission der CCS-Variante den vollen CO₂-Preis.
Was folgt daraus? Nicht, dass man keine Zahlen nennen darf. Sondern dass jede Zahl mit ihrer Bandbreite und ihren Annahmen gezeigt gehört. Eine Studie, die das tut — wie diese —, kann man prüfen. Eine Schlagzeile, die nur den Punktwert übernimmt, kann man nur glauben.
Diese Story ist die Kurzfassung. Das White Paper enthält dieselben Daten als interaktive Modelle: einen LCOE-Rechner mit Reglern für Baukosten, Kapitalkostensatz, Volllaststunden und CO₂-Preis, eine stündliche Dispatch-Simulation mit Speicherfüllständen, die vollständige Monte-Carlo-Rechnung und einen Selbsttest, der das Modell bei jedem Seitenaufruf gegen hinterlegte Testvektoren nachrechnet.
Die durchschnittlichen Kosten je erzeugter Megawattstunde über die gesamte Lebensdauer einer Anlage. Investition wird über die Annuität verrentet, Betriebs- und Brennstoffkosten kommen dazu, und alles wird durch die Jahresarbeit geteilt — also durch die Volllaststunden, die Zahl der Stunden, die eine Anlage rechnerisch unter Volllast liefert.
Der LCOE sagt nichts darüber, wann der Strom anfällt. Genau das ist seine größte Schwäche — und der Grund, warum es LSCOE gibt.
↩ zurück zur TextstelleDie Kosten des gesamten Systems je gelieferter Megawattstunde: Erzeugung plus Speicher, Backup-Kraftwerke, Netzausbau und die Überkapazität, die man braucht, weil Wind und Sonne nicht auf Zuruf liefern. Diese Kennzahl ist der einzige faire Vergleichsmaßstab zwischen Systemen mit unterschiedlichem Anteil steuerbarer Erzeugung.
Sie ist zugleich die annahmenreichste Kennzahl überhaupt — jede Systemgrenze, die man anders zieht, verschiebt sie.
↩ zurück zur TextstelleDer gewichtete durchschnittliche Kapitalkostensatz — der Zinssatz, zu dem ein Projekt Fremd- und Eigenkapital bekommt. Er ist der stärkste einzelne Hebel auf die Kosten kapitalintensiver Anlagen, weil sich die gesamte Investition über Jahrzehnte verzinst.
In dieser Story wird er als Bandbreite von 3 bis 9 Prozent geführt, nicht als „realistischer“ Punktwert. Zwischen 3 und 10 Prozent macht das bei 60 Jahren Laufzeit einen Faktor auf den Kapitalkostenanteil aus — auf die fertigen Stromkosten wirkt sich das im Rechenbeispiel des Epilogs als knappe Verdopplung aus. Beide Zahlen zu verwechseln, ist einer der häufigsten Fehler in dieser Debatte.
↩ zurück zur TextstelleDer Kapitalwiedergewinnungsfaktor rechnet eine einmalige Investition in gleich hohe Jahresraten um — wie bei einem Annuitätendarlehen. Er hängt nur vom Zinssatz und der Laufzeit ab.
Bei 5 Prozent und 60 Jahren Laufzeit beträgt er , bei 9 Prozent . Längere Laufzeiten helfen kaum: 60 gegen 80 Jahre ändern die Kosten um rund 3 Prozent.
↩ zurück zur TextstelleEine Angabe „X Euro je Kilowatt“ ist ohne ihre Abgrenzung praktisch wertlos, weil dieselbe Anlage je nach Zählweise um mehr als die Hälfte auseinanderliegt:
OCC · Overnight Construction Cost — die Baukosten so, als wäre das Kraftwerk über Nacht entstanden: ohne Bauzinsen, ohne Eigentümerkosten. Der niedrigste der drei Werte, und der, den Vergleichsstudien am liebsten zeigen.
EPC · Engineering, Procurement, Construction — der Festpreis, den der Anlagenbauer zusagt. Nicht enthalten: alles, was der Bauherr selbst trägt — Standort, Netzanschluss, Genehmigung, Erstkernladung, Finanzierung.
Gesamtprojekt, inkl. Finanzierung — was am Ende bezahlt wird. Bei zehn Jahren Bauzeit machen allein die Bauzinsen 25 bis 30 Prozent aus; EDF nennt für das EPR2-Programm rund 73 Milliarden Euro ohne und rund 100 Milliarden mit Finanzierung.
FOAK · first of a kind — das erste Exemplar einer Bauart an einem Standort ohne eingespielte Lieferkette. Das Gegenstück ist die Serie, bei der Lern- und Wiederholungseffekte greifen. Der einzige quantifizierte Serieneffekt in unseren Quellen: minus 32 Prozent vom ersten Block zum Schnitt über vier Blöcke.
Deshalb steht in den Diagrammen dieser Story bei jedem Punkt die Abgrenzung dabei — und deshalb ist ein Mittelwert über Punkte mit verschiedenen Abgrenzungen bedeutungslos.
↩ zurück zur TextstelleEine längere Phase mit gleichzeitig sehr geringer Wind- und Solareinspeisung, typischerweise im Winter bei Hochdrucklage. Sie ist der Grund, warum ein Stromsystem mit hohem Anteil wetterabhängiger Erzeugung gesicherte Leistung, Speicher oder Importe braucht — und warum die Systemkosten nicht einfach die Erzeugungskosten sind.
Batteriespeicher überbrücken zuverlässig Stunden, nicht Tage. Für mehrtägige Ereignisse bleiben Gas- oder Wasserstoffkraftwerke, saisonale Speicher oder Import.
Es gibt keine einheitliche Definition — und das ist der Grund, warum beide Lager mit korrekten Zahlen das Gegenteil behaupten können. Der Deutsche Wetterdienst zählt ein Ereignis ab 48 Stunden unter 10 Prozent der Nennleistung; die viel zitierte Uniper-Kurzstudie ab 10 Stunden unter 10 Prozent der installierten Wind- und PV-Leistung. Mit der 10-Stunden-Schwelle kommt man auf 1.435 Ereignisse zwischen 2016 und 2025, mittlere Dauer 12,9 Stunden; Ereignisse über 48 Stunden treten zwei- bis dreimal im Jahr auf.
Interessenlage, die dazugehört: Uniper betreibt konventionelle Kraftwerke und hat ein wirtschaftliches Interesse daran, den Backup-Bedarf zu betonen. Die Schwelle ist deshalb nicht falsch — sie produziert nur naturgemäß viel höhere Ereigniszahlen. Umgekehrt blendet die DWD-Definition Erzeugungslücken von 10 bis 24 Stunden aus, die für den Speicherbedarf sehr wohl zählen. Beim Referenzereignis im Dezember 2024 hat das System die Dunkelflaute technisch bewältigt; Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt fanden keinen Marktmissbrauch, wohl aber ein strukturelles Problem.
↩ zurück zur TextstelleStatt mit einem besten Schätzwert zu rechnen, zieht man jeden unsicheren Parameter tausendfach zufällig aus seiner dokumentierten Spanne und rechnet das Modell jedes Mal neu. Ergebnis ist keine Zahl, sondern eine Verteilung — man sieht, wie breit das Ergebnis streut und ob zwei Szenarien sich überhaupt unterscheiden lassen.
Hier: Ziehungen je Konfiguration, Dreiecksverteilung zwischen Minimum und Maximum, Modus auf dem Zentralwert, gezogene Parameter. Wichtig ist die Paarung: Jede einzelne Ziehung wird auf alle Szenarien angewandt (common random numbers) — nur so ist die Differenz zweier Szenarien je Ziehung überhaupt auswertbar. Zwischen den Parametern sind die Ziehungen dagegen unabhängig — mit zwei Ausnahmen: Der Erdgaspreis gilt für beide Gas-Technologien gemeinsam, und die Abscheidungsanlage wird als Faktor auf den in derselben Ziehung gezogenen Gaskraftwerkspreis gerechnet. Real korreliert ist mehr als das: Steigende Zinsen und steigende Materialpreise treffen alle Technologien gleichzeitig. Die echte Streuung dürfte deshalb breiter sein als die hier gezeigte.
Und: Ob zwei Verteilungen sich überlappen, sagt nichts über ihre Rangfolge. Die richtige Größe ist die Verteilung der Differenz je Ziehung — daraus kommt die Auszählung „von 1.000 Zukünften gehen X an dieses Szenario“, die in Akt 4 die frühere Überlappungs-Formulierung ersetzt. Entschieden nennen wir einen Vergleich erst, wenn mindestens 950 von 1.000 Zukünften in dieselbe Richtung zeigen.
↩ zurück zur TextstelleA mehrfach unabhängig belegt oder institutionelle Primärquelle · B einfach belegt, plausibel, nicht gegengeprüft · C kursiert, Primärquelle nicht prüfbar · M Setzung, keine Quelle — als Annahme gekennzeichnet.
Disclaimer. Diese Seite ist eine private, nicht-kommerzielle Analyse und keine Anlage-, Rechts- oder Energieberatung. Alle Berechnungen sind eigene Rechnungen auf Basis der angegebenen Quellen; für Richtigkeit und Vollständigkeit wird keine Gewähr übernommen. Die zugrunde liegende Studie wird zitiert und geprüft, nicht wiedergegeben — die Prüfung stützt sich auf eine Sekundärwiedergabe, weil das Original in dieser Arbeitsumgebung nicht abrufbar war. Modellergebnisse tragen das Label der verwendeten Datenbasis; solange dort ein Halbjahresprofil steht, sind alle daraus abgeleiteten Mengen hochgerechnet. Stand: , Modellversion .