von Dr. Walter Rüegg

---

---

Die Berechnung der Stromkosten von neuen Kraftwerken ist ein Kampf mit verschiedenen Modellen, Annahmen und Definitionen – entsprechend wild streuen die Werte.
Zeit für einen genaueren Blick.

Im alten Rom, zur Zeit von Kaiser Tiberius, musste ein Handwerker eine halbe Stunde arbeiten, um das Lampenöl für eine Stunde flackerndes Licht zu verdienen. Heute genügt dafür weniger als ein Zehntel einer Sekunde (!) – samt Amortisation der LED-Lampe. Diese atemberaubende Steigerung offenbart den eigentlichen Motor unseres heutigen Wohlstands: jederzeit verfügbare, extrem kostengünstige Energie aus Wasser-, fossilen und nuklearen Kraftwerken. Dennoch gilt die Kernkraft in weiten Teilen der Öffentlichkeit als teuer und unrentabel. Bei den heutigen Kernkraftwerken trifft jedoch genau das Gegenteil zu. Sie produzieren mehrheitlich Strom zwischen 2¢ und 6¢/kWh – ohne Subventionen und wesentlich unter den durchschnittlichen Marktpreisen. Der Grund: Sie sind weitgehend abgeschrieben. In den USA erzeugen sie Strom für rund 3¢/kWh. Selbst in der Schweiz, einem Hochpreisland, liegen die Kosten unter 5 Rp./kWh, inklusive Rückstellungen für Abbau und Endlagerung. Dabei kalkulieren die Schweizer (über)vorsichtig: Rund 25 Milliarden CHF sind dafür geplant, finanziert durch einen Zuschlag von rund 1 Rp./kWh. Dass es auch viel weniger kosten kann, zeigt Finnland. Das Endlager Onkalo, tief im 1,8 Milliarden Jahre alten Granit, kostete bis zur Fertigstellung 2025 etwa 1,2 Milliarden $. 2026 wird es die ersten Brennelemente aufnehmen. Einschliesslich Rückbau aller fünf Kernkraftwerke werden die gesamten Kosten auf 5–6 Milliarden $ geschätzt – was den Strompreis praktisch nicht belastet.

Bleibt die Frage der Versicherung. Die meisten menschengemachten Risiken mit grossen Auswirkungen – Kriege, Nuklear- und Chemiekatastrophen, Staudammbrüche, Wirtschaftskrisen, Hyperinflationen, Staatsbankrotte, Pandemien, grossflächige Blackouts, globale Cyber-Angriffe – sind nicht versicherbar. Risiko und Schaden sind meist schwer zu bemessen. Für die Kernenergie lässt sich dennoch eine Schätzung durchführen: Eine globale Prämie von 1¢/kWh würde in zwanzig Jahren rund 530 Mrd. $ ansammeln. Bei Fukushima rechnet man mit Gesamtkosten von 300-500 Mrd. $. Allerdings handelt es sich bei den Fukushima-Kraftwerken um alte, nicht nachgerüstete Anlagen aus der Frühzeit der zweiten Generation, mit wenig Redundanz und vor allem ohne Schutz gegen Überschwemmungen (Tsunami!). Nicht zu vergleichen mit der heutigen Kraftwerksflotte, mit multiplen redundanten Barrieren und laufenden Nachrüstungen. Sicherheitsanalysen von OECD‑NEA, IAEA, Aufsichtsbehörden und Betreibern zeigen konsistent, dass das Risiko heute um Grössenordnungen kleiner ist – viel kleiner als fast alle anderen zivilisatorischen und natürlichen Risiken.

Zurück zur Ökonomie. Werden Kernkraftwerke ständig teurer? Nicht zwingend. Das Kernkraftwerk Leibstadt/Schweiz, 1984 in Betrieb genommen, kostete 4,8 Mrd. CHF, später kamen etwa 1,5 Mrd. CHF für Nachrüstungen hinzu. Inflationsbereinigt ergeben sich rund 9 Mrd. CHF, oder knapp 8 Mrd. CHF pro Gigawatt (GW) – vergleichbar mit dem finnischen Olkiluoto‑3‑Kernkraftwerk, einem EPR-Prototyp. Dabei sind solche Erstlingswerke notorisch teurer. Ganz anders in China. Dort wurden vier französiche EPR und zwei amerikanische AP1000 in Kleinserien gebaut, weitere 11 dieser Typen sind in Bau – mit stabilen lokalen Lieferketten, eingespielten Teams, kurzen Bauzeiten und tiefen Finanzierungskosten. Das Ergebnis: Kosten von kaum einem Drittel der westlicher Einzelprojekte. Unter dem Strich kann man heute mit einem globalen Mittelwert von 6-7 Mrd. $/GW rechnen, konservativ mit 8 Mrd. $/GW.

Was kostet der Strom aus einem neuen Kernkraftwerk? Die Studien (von Lazard, IRA, IEA, OECD, IPCC, IAEA u. a.) produzieren weit auseinander liegende Werte, zwischen 4¢/kWh und 22¢/kWh. Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme prognostiziert sogar Kosten bis 0,49 €/kWh. Wie kommt man zu einem solchen Horrorwert? Ganz einfach: Man kombiniert die völlig aus dem Ruder gelaufenen Kosten französischer EPR-Prototypen mit einer Auslastung von nur 23% – heute liegt sie typisch bei 85% – 90%. Zusätzlich benutzt die Studie (wie die meisten anderen auch) die LCOE‑Methodik (Levelized Cost of Energy), verbunden mit einer hohen Diskontierung. Diese kann die Kosten langlebiger Werke ordentlich in die Höhe katapultieren. Eine Diskontierung wertet alle zukünftigen Aufwendungen und Erträge ab. So lässt ein Diskontsatz von 10 % den Stromertrag eines Kraftwerks rechnerisch jedes Jahr um 10 % schrumpfen – nach 30 Jahren ist der Ertrag auf praktisch Null gesunken. Völlig unrealistisch, aber für einen kurzfristig operierenden Investor konsequent: Erträge, welche erst in einigen Jahrzehnten anfallen, interessieren ihn nicht.

Es ist daher kein Zufall, dass eine Investmentbank – Lazard – die LCOE‑Methodik zu einem Quasi‑Standard gemacht hat. Seit 18 Jahren publiziert sie jährlich viel beachtete LCOE-Vergleiche – bei Kernkraftwerken mit Diskontsätzen bis 12%. Dabei es gibt auch gute Gründe für einen kleinen oder gar negativen Diskontsatz. Langlebige Anlagen, die über Generationen zuverlässig CO₂-armen Strom liefern, haben einen Vorsorgecharakter: Sie mindern Klimarisiken und sichern unabhängig von Wetter und Jahreszeit eine stabile Versorgung. Ökonomisch wie eine Versicherung mit negativer Diskontierung: Der zukünftige Nutzen wird höher gewichtet als die heutigen Zahlungen – genau das Gegenteil einer positiven LCOE-Diskontierung, die ein kurzfristiges Renditedenken fördert. Hinzu kommt ein weiteres Defizit der klassischen LCOE‑Methodik: Die Systemkosten werden ausgeblendet. Dazu gehören Netzausbau, Netzstabilität, Speicher und Backup‑Kraftwerke. Bei Vergleichen wäre es angebracht, Methoden zu benutzen, welche diese Kosten einschliessen (z.B. VALCOE der IEA).

Kosten und Erträge kann man auch direkt erfassen, ohne Diskontierung, wie in der realen Wirtschaftspraxis. So werden in der Buchhaltung eines Kraftwerkes weder Einnahmen noch Ausgaben durch eine Diskontierung “kleingerechnet“. Das Rezept ist einfach: Für jedes Jahr werden Amortisation, Zinsen auf die Restschuld und sämtliche Betriebskosten (inklusive Rückstellungen für die Endlagerung) quantifiziert, über die Lebensdauer aufsummiert und durch die gesamte (unverfälschte) Stromproduktion geteilt. Das Ergebnis kann man RCOE nennen – Real Cost of Energy. Auch RCOE ist eine Prognose, wie LCOE, aber nahe an der ökonomischen Realität eines Kraftwerks und frei von finanzmathematischer Kosmetik. Zudem erlaubt eine RCOE‑Rechnung, den Kostenverlauf über die Jahre abzubilden und z.B. den Vorteil einer kurzen Amortisationszeit (weniger Zinslast) zu erfassen.

Wie unterscheiden sich LCOE und RCOE numerisch? Betrachten wir ein 1 GW-Kraftwerk, mit 8 Mrd. CHF Baukosten, 350 Mio. CHF jährlichen Betriebskosten, 85 % Auslastung, 8 % Diskontsatz, 2 % Bank-/Anleihenzins, Lebensdauer 60 Jahre, Amortisation in 30 oder in 60 Jahren. Die klassische LCOE‑Methodik ergibt 13,4 Rp./kWh, unabhängig von der Amortisationszeit, während die RCOE‑Rechnung auf 7,6 Rp./kWh kommt. Bei 30 Jahren Amortisationsdauer, sinkt der RCOE‑Wert auf 7,0 Rp./kWh, nach der Amortisation sogar auf rund 5 Rp./kWh. Dies entspricht recht gut den heutigen Kosten.

Zum Vergleich die Photovoltaik (PV): Kleine Dachanlagen in der Schweiz kosten ohne Subventionen im Mittel 2500 CHF/kWp. Bei 2 % Betriebskosten, 4 % Diskont- und Kapitalzins, 10% Auslastung und 30 Jahre Lebensdauer ergibt die LCOE-Rechnung 22 Rp./kWh mit RCOE erhält man 21 Rp./kWh – der Unterschied ist bei kurzer Lebensdauer und niedrigem Diskontsatz gering. Bei einem «Kernkraft»-Diskontsatz von 8% lägen die Kosten (LCOE) bei 31 Rp./kWh. Grosse Freifeldanlagen können Strom für weniger als die Hälfte erzeugen. Rechnet man jedoch Netzausbau, Netzstabilität, Speicher, Backup‑Kapazitäten und Winterabsicherung hinzu, können die echten Kosten bei einem hohen PV-Anteil leicht auf das Doppelte und mehr ansteigen. Ein hoher PV-Anteil (zusammen mit einem hohen Windanteil) erzeugt noch ein weiteres Problem: Grosse, unverkäufliche Überschüsse (negative Marktpreise!) bei guten Wetterverhältnissen.

Die Konsequenz: Im Gegensatz zur Kernkraft ist die PV ist in der Schweiz ohne massive Subventionen nicht konkurrenzfähig. Ähnliches gilt für Deutschland, selbst wenn die viel tieferen Baukosten zu etwa der Hälfte der Stromkosten führen. Ganz anders in den Emiraten oder in Saudi-Arabien: Dort lässt sich PV‑Strom für 1–2 US-¢/kWh erzeugen – mit Grossanlagen in der Wüste, sehr tiefen Bau- und Finanzierungskosten und hoher Sonneneinstrahlung, auch im Winter. Doch auch dort scheint die Sonne nicht immer. Fossile oder nukleare Kraftwerke müssen die Grundlast rund um die Uhr sichern, während sich die PV ideal zur kostengünstigen Deckung der täglichen Lastspitzen durch die Klimaanlagen eignet.

Setzt man aus Klimagründen auf Solaranlagen, sollten sie vorwiegend im Sonnengürtel der Erde installiert werden – dort ist die Klimawirkung pro investiertem Dollar um ein Vielfaches höher als in mittleren Breiten. Hier sind Wasser‑ und Kernkraft die wesentlich besseren Optionen, um kostengünstig grössere Mengen CO₂‑armen Strom zu erzeugen.

Walter Rüegg, Endingen, 3. März 2026

---

Dr. Walter Rüegg ist promovierter Kernphysiker. 15 Jahre ETH Zürich und im Schweizerischen Institut für Nuklearforschung auf dem Gebiet der Kern-, Teilchen-, Festkörper- und Biophysik. 25 Jahre ABB-Konzern Mitglied des Konzernforschungsstabes. Chefphysiker in der Schweizer Armee (Radioaktivität, Nuklearwaffen). Politisch unabhängig.

Vielen Dank für das Teilen und Verbreiten dieses Artikels!