Vollkosten pro kWh: Welche ist die günstigste Energiequelle?

Ist Braunkohle wirklich so günstig? Und was kosten eigentlich Solar und Wind im Jahr 2021? Hier sind die Vollkosten für Energiequellen pro kWh Elektrizität.

Die Kostenfrage ist immer die Gretchenfrage. Das gilt besonders beim effizienten Klimaschutz.

Wenn eine Maßnahme bei gleichem Budget doppelt so effektiv ist, dann macht es keinen Sinn auf die ineffektivere Maßnahme zu setzen.

Bei der Stromerzeugung sind die Kostenunterschiede sogar deutlich größer als eine Verdopplung.

Elektrizität aus Biomasse und Dachsolar ist rund 6 Mal so teuer wie aus neuen Wasserkraftwerken und dreimal so teuer wie aus neuen Kernkraftwerken.

Dabei ist es wichtig nicht nur die Stromgestehungskosten zu berücksichtigen, sondern auch Systemkosten und den CO2-Preis.

Hier sind die Vollkosten für verschiedene Energieerzeuger am Standort Deutschland bzw. Mitteleuropa.

Die günstigsten Energiequellen pro kWh Elektrizität

Vollkosten nach Stromerzeuger in Deutschland 2HJ2021 - Vollkosten pro kWh: Welche ist die günstigste Energiequelle?

Dies sind die Vollkosten für Energiequellen in Deutschland nach Eurocent pro Kilowattstunde Strom:

  • 2,7 €Cent/kWh AKW Verlängerung
  • 3,0 €Cent/kWh Wasserkraft
  • 4,0 €Cent/kWh AKW neu
  • 8,2 €Cent/kWh Solarpark
  • 9,1 €Cent/kWh Wind
  • 10,3 €Cent/kWh Wind offshore
  • 10,4 €Cent/kWh Braunkohle
  • 11,0 €Cent/kWh Erdgas & Dampf
  • 11,8 €Cent/kWh Steinkohle
  • 12,3 €Cent/kWh Dachsolar
  • 13,3 €Cent/kWh Biogas
  • 17,6 €Cent/kWh Erdgas, offene Turbine

Die Laufzeitverlängerung von abbezahlten Kernkraftwerken um ein bis zwei Jahrzehnte ist die günstigste Art Strom zu erzeugen. Zu Beginn der kommerziellen Kernkraft ist man von nur 40 Jahren Lebenszeit ausgegangen. Es war damals unklar, wie lange ein Reaktordruckbehälter und Stahl in radioaktiver Umgebung einsatzfähig bleiben. Die Praxis hat aber gezeigt, dass Leichtwasserreaktoren Jahrzehnte länger laufen können. Die ersten Laufzeiten wurden auf 80 Jahre verlängert und 100 Jahre werden von Regulatoren debattiert.

Auch der Neubau von Kernkraftwerken sowie Wasserkraftwerken ist dank langer Lebenszeiten günstig. Man geht heute von mindestens 80 Jahren Laufzeit bei Wasserkraft und mindestens 60 Jahren Laufzeit bei Kernkraft aus. Das Problem bei solch langen Zeiträumen ist der hohe Kapitalaufwand zu Beginn und das hohe Risiko einer Strompreis-Vorhersage im Jahr 2060, 2080 oder gar 2100.

Die fossilen Energieträger Kohle und Gas sind deutlich teurer als Kernkraft und Wasserkraft, bei einem Preis von 50€ pro Tonne CO2-Emissionen und aktuellen Brennstoffpreisen. Die höchsten Kosten hat die Stromerzeugung aus Biogas und Erdgas in einer offenen Gasturbine.

Ebenfalls deutlich teurer als Wasserkraft und Kernkraft sind Wind und Solar, wegen ihrer hohen Systemkosten. Wenn Deutschland nicht schon einen so hohen Systemanteil von Wind und solar hätte, wären Windräder und Solarparks mit die günstigsten Energiequellen.

2021: Verdopplung bei Gaspreis, Kohlepreis & CO2-Preis

Im Jahr 2021 gab es enorme Preissteigerungen mit einer Verdopplung von:

  • Gaspreis 1
  • Steinkohlepreis 2
  • ETS-Preis für CO2 3

Dies führte zu beträchtlichen Anstiegen der Vollkosten fossiler Erzeuger:

  • +112%: Braunkohle
  • +90%: Erdgas
  • +57%: Steinkohle

Auch der Strompreis am Spotmarkt und am Terminmarkt hat sich durch diese Preisanstiege fast verdoppelt.

Der Hauptgrund für die Preisanstiege ist wohl der gestiegene Bedarf unter anderem aufgrund des kalten Winters 2020/2021, der die Gasspeicher geleert hat. Auch international ist wohl die Nachfrage gestiegen, insbesondere in Asien.

Braunkohle wird wegen der durch enorme Fördermengen unerschwinglichen Transportkosten nicht global gehandelt. Die Gestehungskosten von Braunkohle sollten sich also kaum verändert haben. Die Kosten durch den gestiegenen CO2-Preis haben beim schmutzigsten Erzeuger den Preis um so mehr erhöht.

Seit Mitte 2021 sind erstmals alle klimafreundlichen Erzeuger in Deutschland günstiger als fossile Energien und Biomasse, mit Ausnahme von Dachsolar. Es gibt aber immer noch große Preisunterschiede zwischen den günstigen sauberen Erzeugern Wasserkraft und Kernkraft und den teuren volatilen Erzeugern Wind und Solar.

Was sind Stromgestehungskosten?

Stromgestehungskosten umfassen Kapitalkosten und variable Kosten über das Leben einer Energiequelle, unter anderem: 4

  1. Rohstoffbedarf
  2. Pacht
  3. Konstruktion
  4. Lohnkosten
  5. Instandhaltung
  6. Brennstoffe
  7. Rückbau
  8. Entsorgung

Es wird dabei der komplette Lebenszyklus betrachtet, von der grünen Wiese zum Kraftwerk und zurück zur grünen Wiese – inklusive Entsorgung.

Die Stromgestehungskosten unterscheiden sich global, je nach Rohstoffpreisen, Expertise und Klima:

  • In den USA sind Gaskraftwerke wegen dem Fracking-Erdgas nur zwei Drittel so teuer.
  • Russische Kernkraftwerke sind wegen der hohen Expertise nur zwei Drittel so teuer.
  • In Australien ist Photovoltaik wegen der vielen Sonnenstunden nur halb so teuer.

Der Wert für Kernkraft hier im Artikel bezieht sich zudem noch auf einen Reaktor-Prototyp und ist deshalb höher als er sein müsste. Das Kernkraftwerk in Flamanville ist leider der einzige Reaktorneubau in Mitteleuropa in der jüngeren Vergangenheit.

Die Zahlen hier im Artikel stammen aus Deutschland und Mitteleuropa. 5

Systemkosten Solarstrom in Deutschland - Vollkosten pro kWh: Welche ist die günstigste Energiequelle?

Was sind Systemkosten?

Zu den Stromgestehungskosten kommen noch Integrationskosten in das Stromnetz, die Systemkosten.

Für die meisten Energiequellen sind die Systemkosten konstant niedrig mit 0,1 bis 0,2 Cent pro kWh. Schnell regelbare offene Gasturbinen liegen sogar bei 0,05 Cent pro kWh. 6

Hohe Systemkosten verursachen dagegen die wetterabhängigen Erzeuger Wind und besonders Solar. Sie starten bei 1% Systemanteil mit rund 2 Cent pro kWh und steigen mit wachsendem Zubau: 7

  • 5% Systemanteil: 2,8 Cent/kWh Wind, 2,8 Cent/kWh Solar
  • 10% Systemanteil: 3,7 Cent/kWh Wind, 4,5 Cent/kWh Solar
  • 15% Systemanteil: 4,4 Cent/kWh Wind, 5,5 Cent/kWh Solar
  • 20% Systemanteil: 4,8 Cent/kWh Wind, 7,3 Cent/kWh Solar
  • 25% Systemanteil: 5,1 Cent/kWh Wind, 12,3 Cent/kWh Solar

Die Systemkosten von Solar steigen deutlich schneller als die von Wind, weil der Kapazitätsfaktor kleiner ist. Außerdem fällt die Solarstromerzeugung jeden Abend vollständig aus und trägt nichts zur Deckung der Jahres-Spitzenlasten an Winterabenden bei.

Bei den gegenwärtigen Systemanteilen in Deutschland von 10% Solar und 27% Wind 8 liegen die Systemkosten bei 4,5 Cent pro kWh Solar und 5,4 Cent pro kWh Wind.

Systemkosten Windkraft in Deutschland - Vollkosten pro kWh: Welche ist die günstigste Energiequelle?

Systemkosten von Erneuerbaren

Die Systemkosten für Wind und Solar stammen aus einer viertelstündlichen Betrachtung von Produktion und Verbrauch in Deutschland über ein Jahr. Es werden 6 Komponenten der Systemkosten berücksichtigt (1-6):

  1. Netz
    Der durch die Integration nötige Netzausbau und die Netzerweiterung.
  2. Regelenergie
    Kosten durch Netzeingriffe, insbesondere durch unerwartete Ausfälle.
  3. Backup
    Erwartete Ausfälle zum Beispiel für Wartung oder bei Flaute und Nachts für Wind und Solar.
  4. Überproduktion
    An sonnen- oder windreichen Tagen kann der zu viel produzierte Strom nicht verbraucht werden.
  5. Volllaststunden-Reduktion
    Solar und Wind können bestehende Kraftwerke nicht ersetzen. Sie senken aber deren Produktion und verursachen so zusätzliche Kosten.
  6. Kapazitätsanpassung
    Durch Wind und Solar wird ein Umbau des Kraftwerksparks nötig, z.B. Gaspeaker statt Grundlastkraftwerken.
  7. Flexibilität
    Steile Leistungsrampen von Wind und Solar erhöhen Verbrauch und Verschleiß bei fossilen Kraftwerken in Lastfolge.

Die letzten 4 Posten tauchen aufgrund der Abhängigkeit vom Wetter nur bei Wind und Solar auf. Die ersten 3 Posten spielen bei allen Energiequellen eine Rolle. Sie sind allerdings bei Solar und Wind kostspieliger, wegen der Entfernung zum Verbraucher, der ungenauen Produktionsvorhersage und den sehr häufigen Backup-Situationen. Die Systemkosten durch Flexibilität (7.) wurden nicht berücksichtigt, sie fallen aber wohl gering aus.

Viele der Systemkosten äußern sich an der Strombörse am niedrigen Wert von Wind- und Solarstrom sowie an insgesamt sinkenden Wert von Elektrizität beim Zubau von Wind und Solar. Deshalb ist in der Literatur auch die Rede vom Systemwert, etwa VALCOE 9 oder LACE 10. Ob man Systemwert oder Systemkosten betrachtet ist aus ökonomischer Sicht egal. Die Systemkosten sind aber deutlich besser vergleichbar.

In Deutschland werden Wind und Solar wegen ihrer Unvorhersehbarkeit nicht am Terminmarkt oder OTC gehandelt. Sie müssen sich mit den niedrigen Preisen am Spotmarkt begnügen. Selbst am Spotmarkt ist der Börsenpreis von Wind und Solar im Schnitt niedriger als der von anderen Energiequellen. Während dem vorübergehend hohen Systemanteil während dem nachfragearmen Corona-Lockdown 2020 sank der Wert von Wind- und Solarstrom durch Überproduktion sogar noch deutlich von 3 Cent pro kWh auf unter 1 Cent pro kWh.

Solche Gewinneinbußen werden in Deutschland nicht vom Verursacher getragen, sondern über die EEG-Umlage vom Stromverbraucher. Andere Komponenten der Systemkosten sind in Deutschland auch nicht nach dem Verursacherprinzip internalisiert. Das betrifft insbesondere den Netzausbau, die Volllaststundenreduktion und die Regelenergie.

Diese Kosten werden von Dritten übernommen, aber letztendlich auf den Stromverbraucher umgelegt in Form von hohen Strompreisen. Systemkosten sind in Deutschland also externe Kosten, die nicht vom Verursacher bezahlt werden.

Was sind externe Kosten?

Systemkosten sind nicht die einzigen externen Kosten. Eine große Rolle spielt auch die Sicherheit von Energiequellen, egal ob im laufenden Betrieb oder bei Unfällen. Jeden Tag sterben an der Luftverschmutzung durch fossile Brennstoffe und Biomasse rund 10.000 Menschen. Dagegen verblassen selbst die größten Energie-Unfälle wie Banqiao (200.000 Todesfälle), Machchhu (10.000 Todesfälle) und Tschernobyl (4000 Todesfälle).

Ein prominentes Beispiel für externe Kosten ist der Klimawandel. Ein Teil der Klima-Kosten wird in der EU über den Emissionshandel internalisiert, indem Stromerzeuger für ihre CO2-Emissionen bezahlen. Der Preis ergibt sich durch die Nachfrage am Markt und das begrenzte Angebot von Emissionszertifikaten pro Jahr (Cap and Trade).

Der aktuelle Preis liegt bei rund 50€ pro ausgestoßener Tonne CO2. 11 Damit wird hier im Artikel gerechnet. Um Solarparks und Windräder ohne Förderungen gegenüber Braunkohle konkurrenzfähig zu machen, müsste der Preis pro Tonne CO2 auf 55€ steigen.

Die Zertifikate werden jedes Jahr verknappt, wodurch der Preis langfristig steigt. Das wissen allerdings auch die fossilen Erzeuger. Die haben sich in den letzten Jahren mit Zertifikaten zu viel niedrigeren Preisen im einstelligen Euro-Bereich eingedeckt. Der aktuelle Preis ist also für bereits laufende Kraftwerke mit einem Vorrat an Zertifikaten leider nicht aussagekräftig.

Stark umstritten ist die faire Höhe des CO2-Preises um die tatsächlichen Kosten abzubilden. Die Berechnungen zu den sogenannten Social Costs of Carbon reichen von wenigen Euro bis Hunderten Euro pro Tonne CO2. Die Schadenshöhe hängt stark von Klimamodell, Klimafolgenerwartung, Kipppunkten und mehr ab. 12

Weitere externe Kosten neben den Klimaschäden sind vor allem Luftverschmutzung (!), Unfälle und Ressourcennutzung. 13 Die vom Klima unabhängigen externen Kosten sind bei Kohle und Öl am höchsten. Erdgas, Biomasse, Solar, Geothermie und Kernkraft liegen im Mittelfeld. Wind und Wasser erzeugen die niedrigsten externen Kosten.

Nur bei einer vollständigen Internalisierung der externen Kosten ist ein fairer Wettbewerb möglich. So lange es externe Kosten gibt, steigen die Kosten für das Gesamtsystem und die Endpreise für Verbraucher.

Was sind fixe & variable Kosten?

Fixe Kosten entstehen unabhängig davon wie viel Strom produziert wird. Es handelt sich um Kapitalkosten beim Bau, Rückbau und der Modernisierung eines Kraftwerks, inklusive der Finanzierung. Ebenso fix sind die Pacht, Gehälter von Mitarbeitern und Instandhaltungskosten.

Variable Kosten steigen, je mehr Elektrizität erzeugt wird. Dies sind also Kosten im täglichen Betrieb, insbesondere durch Brennstoffe und nutzungsbedingte Wartung.

Die Kosten klimaschädlicher fossiler Kraftwerke und Biomasse sind größtenteils Brennstoffkosten, also variable Kosten. Mit hohen variablen Kosten lohnt es sich nicht bei niedrigen Börsenpreisen Strom zu erzeugen.

Die Kosten klimafreundlicher Energiequellen Wind, Solar, Kernkraft, Geothermie und Wasserkraft sind größtenteils Kapitalkosten, also fixe Kosten. Diese Erzeuger können auch bei niedrigen Börsenpreisen einen Ertrag erwirtschaften.

Weil das Speichern von Strom unwirtschaftlich ist, lohnt es sich immer dann Strom zu erzeugen, wenn die Börsenpreise höher sind als die variablen Kosten. Das gilt sogar dann, wenn die Börsenpreise unter den gesamten Gestehungskosten liegen, also inklusive Fixkosten.

Das ist ähnlich wie im Tourismus. Ein Hotelzimmer kann nicht bis zum Folgetag “gespeichert” werden. Bevor ein Zimmer über Nacht leer steht lohnt es sich sogar das Zimmer zu verramschen, so lange der Zimmerpreis über den niedrigen variablen Kosten liegt (z.B. Putzen, Wäsche, Abnutzung).

Die Fixkosten mit kurzfristigen Profiten nur zum Teil zu decken ist besser als sie gar nicht zu decken. Weil Kraftwerke nicht beliebig schnell hoch und runterfahren, kann es sogar lohnenswert sein Strom für kurze Zeit unter den variablen Kosten zu verkaufen.

Auf lange Sicht müssen die Fixkosten natürlich gedeckt werden um einen Bankrott zu vermeiden. Höhere Preise an einem anderen Tag können den Schnitt über die Gestehungskosten heben.

Je älter ein Kraftwerk, desto geringer ist der finanzielle Druck durch Fixkosten. Komplett abgeschriebene Kraftwerke müssen keine Kapitalkosten mehr bedienen. Den Unterschied sieht man beim Kostenvergleich zwischen der Laufzeitverlängerung und dem 50% teureren Neubau von Kernkraftwerken.

Was ist der Abzinsungsfaktor?

Ein hoher Fixkosten-Anteil ist schlecht für die Finanzierung, weil der Amortisierungszeitraum dadurch verlängert wird. Je länger Investoren auf ihr Geld warten desto größer ist das Risiko durch Unwägbarkeiten wie Rohstoffpreise, Strompreise und ganz maßgeblich die Energiepolitik. Dieses Risiko zeigt sich in hohen Abzinsungsfaktoren.

Bei einer Verdopplung oder Verdreifachung des Abzinsungsfaktor von den hier verwendeten 3% steigen die Gestehungskosten. Das gilt um so mehr bei den kapitalintensiven Erzeugern Wasserkraft, Windkraft, Kernkraft und Photovoltaik: 14

  • Wasserkraft
    3%->6%: 155%
    3%->9%: 220%
  • Kernkraft
    3%->6%: 141%
    3%->9%: 194%
  • Photovoltaik
    3%->6%: 126%
    3%->9%: 155%
  • Windkraft
    3%->6%: 123%
    3%->9%: 149%
  • Kohle
    3%->6%: 112%
    3%->9%: 127%
  • Erdgas
    3%->6%: 105%
    3%->9%: 110%

Je höher der Abzinsungsfaktor, desto lukrativer werden klimaschädliche Kohle- und Gaskraftwerke mit niedrigen Kapitalkosten. Es ist also Aufgabe einer klimafreundlichen Politik den Abzinsungsfaktor für klimafreundliche Energiequellen niedrig zu halten. Das passiert durch Förderungen oder Garantien.

In Deutschland wird heute ohne weitreichende staatliche Garantien sowieso niemand mehr ein Kernkraftwerk bauen, egal wie lukrativ das ist. Die deutsche Energiepolitik hat jedes Vertrauen in Investitionen zerstört durch den Atomausstieg (2002), den Ausstieg aus dem Atomausstieg (2010) und den Ausstieg aus dem Ausstieg aus dem Atomausstieg (2011). Wie viel Vertrauen hätten Investoren, wenn morgen der Ausstieg aus dem Ausstieg aus dem Ausstieg aus dem Atomausstieg beschlossen wird?

Der Vertrauensverlust in langfristige Investitionen betrifft nicht nur Kernkraftwerke, sondern den gesamten deutschen Energiemarkt. Selbst bei den für die Energiewende notwendigen Gaskraftwerken gibt es durch die deutsche Energiepolitik eine große Unsicherheit.

Was sind Wärmegestehungskosten?

Die Wärmegestehungskosten für die Erzeugung von Prozesswärme oder Fernwärme in Kraftwerken sind niedriger als die Stromgestehungskosten. Das liegt daran, dass thermische Kraftwerke keine Elektrizität erzeugen, sondern Wärme.

Die Umwandlung von Wärme in Strom geschieht dann unter Verlusten. Die Wirkungsgrade bei modernen Kraftwerken sind ungefähr so:

  • ~40% Kernkraft, Kohle, Gas, Biomasse
  • ~60% Gas-und-Dampf-Kraftwerk

Das heißt umgekehrt, dass thermische Kraftwerke bei der Wärmeerzeugung deutlich effizienter und damit günstiger sind. Die Wärmegestehungskosten liegen bei gut einem Drittel der Stromgestehungskosten.

Die niedrigen Wärmegestehungskosten nutzt man bei der Kraft-Wärme-Kopplung. KWK-Kraftwerke mit angekoppelter Fernwärme oder Prozesswärme können ihre Gestehungskosten deshalb deutlich senken. Das Problem mit KWK und Fernwärme ist der extrem saisonale Bedarf, aber Prozesswärme wird das ganze Jahr gebraucht.

Welche ist die günstigste Energiequelle?

Die günstigste Art Strom zu erzeugen ist die Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken im Alter von 40 Jahren.

Um so tragischer ist es, dass wir unsere klimafreundlichen Kernkraftwerke nach nur 40 Jahren Laufzeit abschalten wollen. Noch ist es nicht zu spät sie zu retten: #SaveGER6

Updates:

  • 2.1.2021: Erstmals veröffentlicht.
  • 20.09.2021: Verdopplung von CO2-Preis, Gaspreis und Kohlepreis eingepflegt.

Quellen

  1. Natural Gas (Henry Hub) Businessinsider (2021)
  2. Coal Businessinsider (2021)
  3. EEX EUA Future EEX (2021)
  4. Projected Costs of Generating Electricity IEA (2020)
  5. Mittelwert der Kosten von IEA (2020) aus den mitteleuropäischen Ländern Deutschland, Österreich, Schweiz, Dänemark, Belgien, Frankreich und Niederlande. Die Brennstoffkosten von Steinkohle und Erdgas wurden gegenüber den Studienwerten verdoppelt. Wegen Datenmangel wird bei Steinkohle der globale Mittelwert verwendet und bei Biomasse der Mittelwert aus Italien. Bei heimischer Braunkohle wird wegen Datenmangel der Wert einer dedizierten Studie zu den deutschen Kosten verwendet Booz & co (2012)
  6. Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-carbon Electricity Systems NEA-OECD (2012)
  7. System LCOE: What are the costs of variable renewables? Ueckerdt et al (2013)
  8. Nettostromerzeugung Energy-Charts (2020)
  9. Levelised Cost of Value-Adjusted LCOE IEA (2019)
  10. Levelized Avoided Cost of Electricity (LACE) EIA (2018)
  11. EU Emissions Trading System finanzen.net (Jan 2021)
  12. Why the social cost of carbon will always be disputed Pezzey (2018)
  13. Subsidies and costs of EU energy ECOFYS (2014)
  14. Levelised Cost of Electricity Calculator IEA (2020)

Dieser Beitrag hat 46 Kommentare

  1. Christopher Lüning

    Die Zahlen zu AKW neu sind für Europa falsch. Wir können von 10 ct / kWh locker ausgehen.

    1. Wie können die Zahlen denn falsch sein?

      Die IEA bezieht sich auf die Kosten eines Kernkraftwerkes der Generation III in Frankreich, womit höchstwahrscheinlich Flamanville gemeint ist. Das ist ein EPR-Prototyp. Was ist daran falsch?

      1. Volker Sornig

        Da möchte ich C.Lüning Recht geben.
        Beim letzte Neubau in Frankreich haben sich die Baukosten mehr als verdreifacht und ist immer noch nicht am Netz.
        Und was ist mit den Ewigkeitskosten für eine Million Jahre Lagerung?

        1. Der Neubau in Frankreich ist mit rund 4 Cents pro kWh immer noch deutlich billiger als die Alternativen. Und das ist ein Prototyp eines neuen Reaktor-Designs.

          Ewigkeitskosten gibt es bei der Steinkohle, nicht bei der Kernkraft. In den Gestehungskosten sind Entsorgungskosten enthalten. Hier ist der Endlager-Artikel.

          1. Joe Schmidt

            Wäre es dir lieber, wenn ich mit den unter 3 Cents pro kWh Kosten aus den Achtzigern werbe? Oder den chinesischen und koreanischen 2,5 Cents pro kWh?

            Nein, mir wäre es lieb, wenn Sie nicht mit völlig unrealistischen Zahlen argumentieren würden.
            In keiner Quelle kann es tatsächliche Gestehungskosten für das AKW Flamanville geben – denn es ist noch nicht fertig gebaut.
            Nicht einmal Ihre eigenen Quellen belegen Ihre Behauptung.
            Was ich gefunden habe sind als Prognose (!) bezeichnete 5$/kWh (4,2Ct/kWh) – mit einer Annahme der Baukosten, die längst überholt ist.
            Wenn Flamanville von anfangs prognostizierten 3,3-4Mrd.€ mit aktuell >12,4 Mrd.€ Baukosten und >19 Mrd.€ Gesamtkosten immer noch nicht am Netz ist und von Ihnen als “Prototyp eines neuen Reaktor-Designs” und teuerste Lösung dargestellt wird, dann frage ich mich, warum nach der Lernphase mit Olkiluoto und den beiden chinesischen Blöcken für den neuesten, aktuellsten EPR-Reaktorneubau Hinkley Point C jetzt schon >30 Mrd.€ veranschlagt werden.
            Warum dieser aktuellste EPR-Reaktor gar nicht im Report auftaucht, weiß wohl nur die NEA, die Nuclear Energy Agence, die die Zahlen für den iea-Bericht Bericht zugearbeitet hat …

          2. Florian Blümm

            “Nicht einmal Ihre eigenen Quellen belegen Ihre Behauptung.
            Was ich gefunden habe sind als Prognose (!) bezeichnete 5$/kWh (4,2Ct/kWh) – mit einer Annahme der Baukosten, die längst überholt ist.”

            Hier nochmal die Quelle von Dezember 2020, aus der meine Gestehungskosten stammen.

            “dann frage ich mich, warum nach der Lernphase mit Olkiluoto und den beiden chinesischen Blöcken für den neuesten, aktuellsten EPR-Reaktorneubau Hinkley Point C jetzt schon >30 Mrd.€ veranschlagt werden.”

            Wenn du 4 Prototypen zeitlich parallel baust, dann hast du natürlich keine Lernkurve. Die Lernkurve kannst du erst am 5. EPR sehen, dem zweiten Reaktor in Hinkley C. Der wurde nach dem ersten Reaktor in Hinkley C gebaut und kommt deutlich schneller voran.

            Bei den geplanten EPR2 hat man schon in der Planungsphasen aus den Fehlern des EPR gelernt. EPR2 verzichten auf Späße wie Doppel-Containments und werden schneller zu bauen sein.

  2. Lukas

    Hi Florian,
    ich habe mich selbst einmal ein wenig in den IEA Report eingelesen, auf dem nach meinem Verständnis ja deine Berechnungen fußen. Der Bericht beruht doch auf historischen Werten und ist somit für Überlegungen bzgl. der Zukunft nicht geeignet? Die Preise sind doch v.a. im Bereich der erneuerbaren Energien heute viel niedriger, da durch die Weiterentwicklungen der Technologien die Preise stets sinken, wie beispielsweise die Studie vom Frauenhoferinstitut aus dem Jahr 2018 (Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien S. 24) aufzeigt.

    Daneben hat beispielsweise der im Bau befindliche Nuklearreaktor Hinkley Point C gezeigt, wie teuer Atomstrom durch neue Atomkraftwerke ist (£92.50/MWh in 2012 prices) und wielange es dauert diese zu planen und zu bauen. Besonders die (inflationsbereinigte) Preisgarantie über die 35-jährige Laufzeit zeigt doch jetzt schon ganz klar, dass Atomenergie jetzt bereits viel teurer ist als die erneuerbaren EnergienA. Daneben durch die lange Laufzeit ein hohes Risiko und ohne Spielraum für weiterentwicklungen.
    Dementgegen haben Atomkraftwerke die mit ähnlichen Leistungen vor 30 Jahren gebaut wurden natürlich bessere Werte, da diese von der Inflation profitieren und sich mit dementsprechend alten Windanlagen in der Studie der IEA gemessen haben. Deinen Schlussfolgerungen zum Strompreis und der generellen Überzeugung bzgl. der Wirtschaftlichkeit (neuer) von Atomkraft kann ich deswegen nicht folgen, auch wenn ich den Vorschlag Atom,- statt Kohlekraftwerke länger laufen zu lassen ökologisch auch für sinnvoller erachte 😉

    Generell hat dein Blog viele interessante Punkte, jedoch solltest du besonders beim Thema PV und Windenergie mehr aktuelle Zahlen und Studien heranziehen, als die alten Schinken von 2013 o.ä.
    Grüße Lukas

    1. Gestehungskosten sind notgedrungen immer historisch, sonst hast du eine Prognose. Die Zahlen des IEA-Reports sind von Ende 2020, also sehr aktuell. Ich kann mir nicht vorstellen, dass seitdem viel passiert ist.

      Es ist doch sogar festzustellen, dass die Kosten von Solar und vor allem Wind kaum noch fallen, und teilweise wegen Rohstoffkosten sogar steigen, siehe Solar Power’s Decade of Falling Costs Is Thrown Into Reverse.

      Die 92,50 Pfund pro MWh haben wenn überhaupt gezeigt, dass Kernkraft 50% günstiger als Windkraft ist. Windprojekte in Großbritannien zur gleichen Zeit wurden mit 140 bis 150 Pfund pro MWh bezuschusst, siehe United Kingdom Support for five Offshore Wind Farms: Walney, Dudgeon, Hornsea, Burbo Bank and Beatrice Das sind aber nur die CfDs, also Subventionen. Das ist die Einnahmenseite, nicht die Kostenseite. Die Kosten müssen notgedrungen niedriger liegen, sonst hast du keinen Profit. Wie niedrig? Sagt zum Beispiel der IEA-Report.

      Die von mir, für den Standort Deutschland, berücksichtigten Kosten der Kernkraft im IEA-Report basieren auf Flamanville. Das ist der französische EPR-Reaktor, der sogar noch teurer als Hinkley Point C ist. Trotzdem ist er um einiges günstiger als Solar und Wind.

      1. Joe Schmidt

        Gestehungskosten sind notgedrungen immer historisch, sonst hast du eine Prognose.

        Genau deshalb gibt es auch keine tatsächlichen Gestehungskosten für den EPR Flamanville.
        Auch nicht für Olkiluoto.
        Beide erzeugen noch keinen Strom – sind nicht am Netz.
        Wenn die Gesamtkosten für Flamanville nun schon >19Mrd.€ betragen (im Bericht mit 12,4Mrd.€ angesetzt) und für das Folgeprojekt Hinkley Point C kurz nach Baubeginn aktuell schon mit >30Mrd.€ veranschlagt werden, ist zumindest noch nichts von den Kostensenkungen zu sehen, die die NEA im iea-Report in Aussicht gestellt hat.
        Ich kann da jedenfalls nicht erkennen, dass Flamanville teurer wäre, wie von Ihnen behauptet und die prognostizierten Gestehungskosten dürften auch nicht mehr stimmen …

        1. “Ich kann da jedenfalls nicht erkennen, dass Flamanville teurer wäre, wie von Ihnen behauptet und die prognostizierten Gestehungskosten dürften auch nicht mehr stimmen …”

          30 Milliarden Euro für 2 Reaktoren ist nach Adam Riese günstiger als 19 Milliarden Euro für einen.

  3. Lukas Hörner

    Hi Florian,
    meine Antworten auf deine Fragen – ich bitte dich diesmal nicht mit Zahlen bzgl. der Wirtschaftlichkeit von PV und Windenergie aus 2014 o.ä. zu agrgumentieren – wie ich mehrfach in meiner Ausführung zeige, sind diese nicht mehr anwendbar.

    Ich vergleiche aktuelle Kosten. Aktueller als Dezember 2020 wird es nicht. Prognosen für 2050, wie in den 100%-EE-Studien traue ich nicht weiter, als ich sie werfen kann. Gestehungskosten basieren schon auf so vielen Annahmen, dass sie einigermaßen nutzlos sind. Prognosen sind zig Mal nutzloser, das hat man immer wieder gesehen.

    Nach deiner Aussage vertraust du auf aktuelle Kosten und nennst die Daten der Studie. Schaut man in die Studie der IEA auf Seite 152 sieht man jedocht, dass hierbei Prognosen für die Zukunft zentral sind. Weder Olkiluoto 3 noch Famville 3 sind aktuell am Netz. Das Budget von 2020$ bzw. 1886$/kWe ist auf >5723$ bzw. 8620 $/kWe korrigiert worden – die Bauzeiten belaufen sich statt der geplanten 5 auf mittlerweile 15+ Jahre (keiner der Generation III Reaktoren – weder in China, Russland noch wurde in der geplanten Zeit fertiggestellt). Die Studie selbst (S. 154) geht dabei auch von sinkenden Kosten für Atomkraft aus – jedoch auf der Annahme von Lerneffekten und weiteren zubauten bis 2030 – schaut man auf die aktuellen Projekte, Planungen und Bauzeiten, sind diese Annahmen jedoch aus meiner Sicht um einiges fragwürdiger als die Fortschritte bei den erneuerbaren Energien, die in den letzen 10 Jahren kontinuierlich waren (wie ich später zeige).
    Famville 3 hat mittlerweile statt der geplanten 3Mrd.€ zu Baubeginn 19,1Mrd.€ verschlungen https://www.bloombergquint.com/business/edf-s-ability-to-make-nuclear-power-affordable-still-in-doubt. Olkiluoto 3 statt der geplanten 3Mrd. € zu Baubeginn 2005 mit

    Rechne doch einfach mal die Kapitalkosten von Flamanville oder Hinkley C pro kWh aus und vergleiche das mit aktuellen Kosten von Solar und Wind. Du wirst feststellen, dass selbst ein First of a Kind Prototyp-Reaktor günstiger ist als andere klimafreundliche Erzeuger mit Ausnahme der Wasserkraft. Und du vergisst die Lernkurveneffekte. Der zweite Reaktor in Hinkley C dürfte 20% bis 40% günstiger sein als der erste.

    Für den Verbraucher ist das komplett egal – der Preis von 92,5Pfund pro MWh ist für 35 Jahre festgelegt und wird den Energiepreis für die nächste Generation der Briten verteuern. Der Preis würde mit einem weiteren AKW in Sizwell auf lediglich auf 89,50Pfund fallen wie BBC berichtete – weit höher als aktuelle PV oder Windenergie. Der Telegraph schätzt daher dass die Kosten der ‘future top-up payments under the proposed HPC CfD’ statt der geplanten £6.1 billion auf mittlerweile £50 billion – ist eine Technologie die so hoch subventioniert werden muss für die Energiewende nach aktuellen Technologiemaßstab sinnvoll? Im Gegensatz zu deinen Berechnungen zeigt die Wirtschaft, dass die Ausschreibungen im Energiesektor durch die langen Plan,- Bau,- und Laufzeiten der AKWs sehr viel teurer ist. Daneben gibt es eine hohe Unsicherheit bzgl. der Fertigstellungen, was zu der Erhöhung des Blackout-Risikos in Frankreich beiträgt (wie Heise berichtet.

    Besonders die Aussage, ob der zweite “Reaktor 20% bis 40% günstiger” sein dürfte lässt mich Wundern: Wieso bist du bei Atomenergie, die in Europa innerhalb der letzten 20 Jahre kein Projekt innerhalb des Budgets oder der Zeit abgeschlossen hat, so positiv gestimmt?
    Ein einfacher Blick auf Wikipedia zeigt, wie schnell die Preise für Windkkraft und PV fallen (mit aktuelleren Zahlen und Quellen). Woher kommt also deine Zuversicht bei der Vergünstigung für Atomkraftwerken (seit der Jahrtausendwende gibt es hierfür keine Gründe) gegenüber den erneuerbaren Energien?

    AKWs werden die ganze Zeit geplant und in Betrieb genommen. Die Zubaurate ist dabei deutlich schneller als mit Solar und Wind, siehe https://thoughtscapism.com/2017/11/27/nuclear-energy-is-the-fastest-and-lowest-cost-clean-energy-solution/

    Wieder eine Quelle mit total veralteten Zahlen. Windenergie im Zeitraum bis 2004-2014 (als die Technologie noch unausgereift war) und die Nuklearkraft aus ihrer Blüte in den 90er Jahren. Vergleicht man das mit den Zahlen aus China, werden die Dimensionen klar: – China baute letztes Jahr 71.67 GW Windkraft aus . Alleine der Windenergieausbau in 2020 ist mehr als die Summe aller aktiven Kraftwerke und geplanten Kraftwerke zusammen (siehe hier).

    Außer das unterste Minimum von PV Utility Scale ist bei der Fraunhofer-Studie keine einzige Technologie kostendeckend. Marktwerte von Wind und Solar in Deutschland liegen aktuell um die 4 Cents pro kWh. Und da sind noch nicht einmal alle Systemkosten abgebildet, die bei Solar und Wind deutlich höher sind als bei konventionellen Kraftwerken, insbesondere Netzkosten und Backup.
    Marktwerte von konventionellen Kraftwerken liegen aufgrund der Planbarkeit bei rund 6-7 Cents pro kWh. Damit sind neue Kernkraftwerke kostendeckend. Wie kann eine Technologie günstiger sein, wenn sie nicht einmal ihre eigenen Kosten decken kann? Ich bin kein Freund von ewigen Subventionen, wie in der Landwirtschaft oder Energiewende.

    Das mag vielleicht 2014 der Fall gewesen sein – aktuell ist PV schon nichtmehr auf Subventionen angewiesen Handelsblatt und selbst die teuren Off-Shore Windparks sind an der Grenze zur Wirtschaftlichkeit wie die FAZ berichtet .

    Auf welchen Kraftwerksneubau beziehen sich denn die 13 Cents pro kWh? Das würde ich gerne mal nachrechnen.

    Das hieße ja als Gegenrechnung, der Bau eines 1,6 GW-Reaktors müsste 91 Milliarden Euro kosten! Den Reaktor musst du mir zeigen. (angenommen 12 Cents Kapitalkosten und 1 Cent Betriebs-, Rückbau- und Entsorgungskosten)

    Wie Quarks geschrieben hat, war das die Antwort des BMWI. Stattdessen würde ich deine Rechnungen gerne einmal sehen. Wie kommst du auf die 3,86ct/KWh? Wie auf die 91 Milliarden?
    Da wir in einer Marktwirtschaft leben, muss man bei den ausgeschriebenen Kosten ja immer auf den Markt schauen. Die Briten haben bereits gezeigt, dass es aktuell keine Firma bereit dazu ist für einen akzeptablen Preis (92,5Pfund pro MWh sind das nichtmehr) ein AKW zu bauen. Ich sehe auch bei Kraftwerken der vierten Generation keinen so großen Kostensprung, dass sich das ändern sollte, da die Preise für erneuerbare Energien mittlerweile Marktreife erreichen und selbst die Speichertechnologien auf dem besten Weg dorthin sind – auch wenn hier zum Auslgeich der Systemkosten mittelfristig wohl noch Subventionen nötig sind.

    Ich verstehe nicht, warum du immer wieder den CfD aus dem Jahr 2013 in Großbritannien anführst. Was sagen uns Subventionen über Kosten? Noch dazu, was haben Subventionen in einem völlig anderen Markt mit Kosten bei uns in Deutschland zu tun?

    Was, wenn ich behaupte, dass Windkraft in Deutschland unbezahlbar ist, weil 2014 in Großbritannien CfDs für 150 Pfund pro MWh abgeschlossen wurden? Was hat das eine mit dem anderen zu tun?

    Wie ich bereits gezeigt habe, haben sich die Preise für Windkraft seit 2014 stark reduziert. Das CfD aus dem Jahr 2013 führe ich an, da es der aktuellste Bau eines Atomkraftwerks in Deutschland ist: der Bau wurde 2018 gestartet und nach aktuellen Plan geht es auch nicht vor 2026 (also später als geplant) ans Netz: also eine verlängerte Bauzeit und 35 Jahre zugesicherte Vergütung ab 2026. Die Erneuerbaren Energien sind schneller gebaut, geplant und günstiger und somit besser für die Energierevolution geeignet (wie z.B. China zeigt).

    Ich hoffe diesmal wird der Kommentar richtig auf deiner Website angezeigt – kann es sein, dass du diese vom Spamfilter freigeben muss?

    Grüße Lukas

    1. Natürlich gibt es in der Kernenergie Lerneffekte, insbesondere ganz am Anfang, nachdem man den First of a Kind Prototypen gebaut hat. Es sagt doch schon der gesunde Menschenverstand, dass der Prototyp teurer ist als die Serienproduktion. Hier ist das Standardwerk zur Lernkurve bei der Kernkraft zur Referenz: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0301421516300106

      Wenn Flamanville bis Netzsynchronisation noch 10% teurer werden sollte, dann schlag doch einfach im Kopf 10% auf die Gestehungskosten. Was macht das für einen Unterschied bei den Größenordnungen? Der Preisvorteil von Kernkraftwerken ist ja nicht gerade knapp.

      Ich habe ehrlich gesagt keine Lust zum dritten Mal auf die Subventionen in Großbritannien in den Jahren 2013 und 2014 einzugehen. Wie wäre es, wenn du den Isländern erklärst, dass sich Tiefengeothermie nicht lohnt, weil wir in Deutschland das mit rund 25 Cents pro kWh subventionieren?

      Subventionen haben mit den Kostenstrukturen wenig bis gar nix zu tun. Wir kennen doch mittlerweile die Kosten für diese Reaktoren, es gibt keinen Grund mehr zu raten.

      Auf die 91 Milliarden Euro kommst du, indem du 1,6 GW mit einem Kapazitätsfaktor von 90% über 60 Jahre Lebenszeit laufen lässt und den dabei produzierten Strom mit Kosten von 12 Cents pro kWh belegst (13 Cents abzüglich 1 Cent Betriebs-, Rückbau und Entsorgungskosten). Die Gestehungskosten werden ja über die Lebenszeit berechnet, wobei die Kapitalkosten fast ausschließlich in der Bauzeit ganz am Anfang anfallen. Übrigens hat die gesamte Reaktorflotte von Frankreich rund 100 Milliarden Euro an Kapitalkosten gekostet.

      Deine Fraunhofer-Studie ist nicht von 2014, sondern von Juni 2021. Aktueller wird es nun wirklich nicht. Nach dieser Studie wären nur die allergünstigsten Solarparks an den besten Standorten überhaupt kostendeckend und nur wenn man Andere einen Großteil der Systemkosten zahlen lässt.

      Und das geht nur, solange du fossiles Erdgas als Backup nutzt, mit entsprechend hohen Emissionen von rund 100gCO2/kWh bei Wind und 150gCO2/kWh bei Solar. Wenn du auf ein Energiesystem mit geringen CO2-Emissionen umsteigen willst, musst du zusätzlich Elektrolyseure, Pipelines, Wasserstoffspeicher und Batteriespeicher bauen. Das dürfte den aktuellen Preis vervielfachen.

      Die Zubauzahlen in dem verlinkten Artikel sind von 2017 und nach wie vor repräsentativ. Hier sind aktuellere Zahlen von 2020. Der Windkraftzubau in China pro Kopf ist nicht annähernd so hoch wie der in Schweden oder Dänemark. Es kommen demnächst sogar 2 Rekorde bei der Kernkraft hinzu. Sowohl die 4 Reaktoren von Barakah in den VAE als auch Olkiluoto in Finnland sind unter den schnellsten Zubauzeiten pro Kopf aller Zeiten.

      Es gibt noch keine Reaktoren der 4. Generation. Ich glaube auch nicht, dass die beim Klimaschutz eine Rolle spielen werden.

      Ich verstehe, dass es in Deutschland viel Verwirrung zu den tatsächlichen Kosten von Wind und Solar gibt. Das ist kein Zufall. Insbesondere werden Systemkosten so gut wie nie berücksichtigt. Oft genug nimmt man die Zahlen von Lazard aus der Wüste von Arizona, mit 3x so viel Sonnenstunden wie in Deutschland und doppelt so viel Wind.

      Aber selbst deine eigene Quelle von Fraunhofer bestätigt doch, dass Solar und Wind in Deutschland noch nicht kostendeckend sind. Wie erklärst du das? Warum sollen die günstiger sein, obwohl man Geld damit verliert?

      P.S.
      Ich musste diesen Kommentar tatsächlich erst freigeben. Sorry dafür, das ist eigentlich nicht so eingestellt. Dein vorheriger Kommentar ist aber leider nicht einmal im Spamfolder zu finden.

  4. Lukas Hörner

    Hi Florian,

    Natürlich gibt es in der Kernenergie Lerneffekte, insbesondere ganz am Anfang, nachdem man den First of a Kind Prototypen gebaut hat. Das sagt doch schon der gesunde Menschenverstand. Hier ist das Standardwerk zur Lernkurve bei der Kernkraft: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0301421516300106

    In deinem Standardwerk resümieren die Authoren, dass es keinen klaren Trend gibt:
    The most surprising feature is the large diversity in trends, with the US and South Korea at the two extremes. Countries building reactors more recently, particularly those with construction starts after 1980, have different trend shapes than the early nuclear pioneers. Rather than an “invariable exhibition of negative learning” and “inevitable” increases in complexity intrinsic to nuclear technology that lead to cost escalation (Grubler, 2010), it is clear that there is not a singular cost trend for nuclear technology, but a plurality of different country-specific experiences. A consistent “rhythm” of cost escalation suggested by Grubler (2010) does not match the historical record.
    Die Mehrzahl der hohen Kostenminderungen lagen mit dem Vergrößern des Reaktordesigns zusammen, um die hohen Fixkosten auf eine höhere Stromproduktion zu legen. Für ähnliche Kosteneffizienzgewinne (wie durch das Vergrößern der Reaktoren wie z.B. in Frankreich von 68 MW auf 540 MW – Faktor 8) gibt es bei der aktuellen Technologie keine Möglichkeiten.

    Ich habe ehrlich gesagt keine Lust zum dritten Mal auf die Subventionen in Großbritannien in den Jahren 2013 und 2014 einzugehen. Wie wäre es, wenn du den Isländern erklärst, dass sich Tiefengeothermie nicht lohnt, weil wir in Deutschland das mit rund 25 Cents pro kWh subventionieren? Subventionen mit den Kostenstrukturen wenig bis gar nix zu tun. Wir kennen doch mittlerweile die Kosten für diese Reaktoren, es gibt keinen Grund mehr rumzuraten.

    Während mir der Unterschied zu Island aufgrund der äußeren Umstände der Geothermie klar ist, verstehe ich das Argument für Kernkraft nicht. Ist nicht gerade der Vorteil von Kernkraft, dass die Kraftwerke auf der ganzen Welt gebaut werden können? Welches Projekt würdes du denn als Vergleich heranziehen? Das sieht bei Flamville-3 auch die Kosten im ähnlichen Bereich wie bei Hinkley Point C mit 8,430 USD2018/kW (total – nicht Abnahmepreis). Da Hinkley Point C aus einem recht aktuellen Abkommen entstanden ist, finde ich die zugesagten 92,5Pfund einen guten Indikator für die Stromabnahmekosten eines aktuellen Projekts – schließlich müssen die AKW’s privatwirtschaftliche gebaut und betrieben werden: dementsprechend auch eine Rendite für die Firmen erzielen.

    Auf die 91 Milliarden Euro kommst du, indem du 1,6 GW mit einem Kapazitätsfaktor von 90% über 60 Jahre Lebenszeit laufen lässt und den dabei produzierten Strom mit 12 Cents pro kWh multiplizierst (13 Cents abzüglich 1 Cent Betriebs-, Rückbau und Entsoergungskosten). Die Gestehungskosten werden ja über die Lebenszeit berechnet, wobei die Kapitalkosten fast ausschließlich in der Bauzeit anfallen.

    Wie gesagt wollen die Firmen Rendite erzielen. Wenn das Kapital 60 Jahre gebunden ist, wird das nichts. Dass du in deine Rechnung keine Verzinsung einbaust ist der Fehler – bei einer Kapitalrendite von 5% (die Betreiber von Hinkley Point C erhoffen sich immernoch ca. 7%), wäre das Kapital nach 60 Jahren das 18,7-fache Wert: in einer marktwirtschaftlichen Grundordnung funktioniert deine einfache Rechnung nicht.

    Deine Fraunhofer-Studie ist nicht von 2014, sondern von Juni 2021. Aktueller wird es nun wirklich nicht. Nach dieser Studie wären nur die allergünstigsten Solarparks an den besten Standorten überhaupt kostendeckend und nur wenn man Andere einen Großteil der Systemkosten zahlen lässt.
    Und das geht nur, solange du fossiles Erdgas als Backup nutzt, mit entsprechend hohen Emissionen von rund 100gCO2/kWh bei Wind und 150gCO2/kWh bei Solar. Wenn du auf ein Energiesystem mit geringen CO2-Emissionen umsteigen willst, musst du zusätzlich Elektrolyseure, Pipelines, Wasserstoffspeicher und Batteriespeicher bauen. Das dürfte den aktuellen Preis vervielfachen.

    Ich weiß jetzt nicht welche Zahlen von PV du daraus nimmst – die teuerste Variante mit einer kleinen Batterie bewegt sich im Kostenniveau von ca. 8-20ct/kWH – also einem ähnlichen Bereich wie der von dir genutze Preis von Kernkraft von 12ct. Alle anderen Varianten von PV sind weit günstiger laut der Studie.
    Da in den Lösungen bereits Batterien vorgesehen sind, zeigt das ein Teil der Systemkosten bereits abgedeckt wird. Deutschland möchte sowieso Wasserstoff produzieren (was eine teure Energieform is, aber z.B. für die Stahlindustrie nötig ist). Die großen Energiespeicher, die aktuell mit Erdgas gefüllt sind, können auch mit Wasserstoff gefüllt werden. Im Bericht der IEA sind bereits Batteriespeicher enthalten – die Kosten sind dabei nicht ein vielfaches, sondern mit Overnight-Costs von 500-2000USD/KWh bei einer Auslastung von 15%.

    Die Zubauzahlen in dem verlinkten Artikel sind von 2017 und nach wie vor repräsentativ. Hier sind aktuellere Zahlen vom letzten Jahr. Der Windkraftzubau in China pro Kopf ist nicht annähernd so hoch wie der in Schweden oder Dänemark. Es kommen demnächst sogar 2 Rekorde bei der Kernkraft hinzu. Sowohl die 4 Reaktoren von Barakah in den VAE als auch Olkiluoto in Finnland sind unter den schnellsten Zubauzeiten pro Kopf aller Zeiten.

    Die Zubaurekorde sind zumeist für kleine Länder mit wenig Einwohnern (Finnland, Schweden, Schweiz…) und zur Hochzeit der Atomkraft in den 1970-1990er Jahren. Die Schwelle der Erneuerbaren Energien zur Profitabilität ist erreicht und trotz der konservativen Regierung (die den Ausbau bremst) zeigt die Grafik dass die Summe von Wind+Solar im Zeitraum von 2009-2019 mit dem Ausbau von Atomkraft in den 1980ern mithält. Die Reduktion der Treibhausgase ist ein globales Thema – hier kommt es auf keine Zubaurekorde nach Bevölkerungsanteil an, sondern auf den Gesamtausbau. Wenn ein AKW 13% des Stromverbrauchs (wie in Finnland) deckt, sind diese Zahlen natürlich hoch. In Europa gibt es jedoch seit 1986 einen Grund, wieso der Bau von AKWs nichtmehr so günstig (Anforderungen) und einfach (Bevölkerung) ist, wie davor. Kann man denn Olkiluoto mit einer Bauzeit von 15 Jahren in die Liste der höchsten Zubauten in einem Jahrzehnt aufnehmen?

    Ich verstehe, dass es in Deutschland viel Verwirrung zu den tatsächlichen Kosten von Wind und Solar gibt. Insbesondere werden Systemkosten so gut wie nie berücksichtigt. Oft genug nimmt man die Zahlen von Lazard aus der Wüste von Arizona, mit 3x so viel Sonnenstunden wie in Deutschland und doppelt so viel Wind. Aber selbst deine eigene Quelle von Fraunhofer bestätigt doch, dass Solar und Wind in Deutschland noch nicht kostendeckend sind.

    Mir bestätigt das wenn ein Windpark oder Solarpark ohne Subventionen gebaut wird, was mittlerweile selbst bei Off-Shore Projekten und PV der Fall ist. Für die Atomkraft sehe ich hier keinen Grund.

    Wie soll denn Kernkraft denn noch zu der Reduktion der Treibhausgase beitragen, wenn die Bauzeiten solange und ungewiss sind? Hinkley Point C wurde 2008 im Parlament genehmigt und geht nicht vor 2026 ans Netz (18 Jahre). Der Bau vom Flamville wurde 2004 bekannt gegeben und geht nicht vor 2023 ans Netz (19 Jahre), genau so wie Olkiluoto mit dem Ausschreibungsbeginn 2003 und dem Ende der Testphase 2022.
    2040 soll bereits 90% der Treibhausgasreduktion erreicht sein, was bringt denn dann noch die Atomkraft für Deutschland? (Oder vertrauen wir auf das erfolgreiche Abschließen dieser Großprojekte in 5 Jahren)

    1. Doch, es gibt klare Trends, die Lovering et al ausgemacht hat:

      1. First of a Kind Prototypen sind immer teurer als nachfolgende Reaktoren
      2. mehrere Reaktoren an einem Standort senken die Kosten im zweistelligen Bereich
      3. der Serienbau eines Reaktortyps senkt die Kosten im zweistelligen Bereich
      4. Reaktoren, die bei Baubeginn noch nicht fertig geplant waren (wie z.B. AP1000 oder EPR) verzögern sich und werden dadurch sehr teuer
      5. Reaktoren deren Anforderungen während dem Bau mehrmals geändert wurden (USA nach TMI) verzögern sich und werden dadurch sehr teuer

      Zum letzten Punkt ist diese Grafik sehr eindrücklich: https://twitter.com/GrantChalmers/status/1410006032198225922

      Das war jetzt sicher nicht vollständig. Wird mal einen Blick auf Abbildung 12.

      Ich würde den Messmer-Plan als Referenz heranziehen. Das war der Bau von gut 40 Kernkraftwerken der zweiten Generation innerhalb von 15 Jahren in Frankreich mit gesamten Kapitalkosten von insgesamt rund 100 Milliarden Euro für alle Reaktoren. Dadurch wurde der Stromsektor Frankreichs nachhaltig dekarbonisiert. Ein ähnliches Beispiel findet sich in Schweden, aber durch die kleine Bevölkerungszahl und Wasserkraft etwas “verwässert”.

      Wie es so schön heißt, können wir es uns nicht leisten ein Kernkraftwerk zu bauen. Wir können es uns aber sehr wohl leisten mehrere Dutzend Kernkraftwerke zu bauen.

      Natürlich ist in den Kapitalkosten und auch in den Gestehungskosten der Zins berücksichtigt. Alles andere wäre wohl kaum aussagekräftig.

      Der Zins ist ja gerade der Grund, warum die Verzögerungen in Hinkley, Flamanville und Olkiluoto so teuer geworden sind. Stahlbeton wird ja nicht teurer, nur weil man 1 Jahr länger braucht.

      It’s the cost of capital, not the capital cost…

      Du hast doch selbst einen Fraunhofer-Report vom Juni 2021 verlinkt. Dort ist der günstigste erneuerbare Erzeuger PV Utility Scale mit 3-6 Cents pro kWh. Demgegenüber steht ein Marktwert für Solarstrom von ~3 Cents pro kWh im Jahr 2020.

      Das heißt selbst bei Auslagerung von einem Großteil der Systemkosten auf Dritte ist der günstigste erneuerbare Erzeuger nicht kostendeckend. Der Marktwert von Solar und Wind wird mit weiterem Zubau noch sinken, siehe dazu auch diesen Artikel: https://www.technologyreview.com/2021/07/14/1028461/solar-value-deflation-california-climate-change/

      “Ich weiß jetzt nicht welche Zahlen von PV du daraus nimmst – die teuerste Variante mit einer kleinen Batterie bewegt sich im Kostenniveau von ca. 8-20ct/kWH – also einem ähnlichen Bereich wie der von dir genutze Preis von Kernkraft von 12ct. Alle anderen Varianten von PV sind weit günstiger laut der Studie.”

      12 Cents pro kWh ist der von dir postulierte Preis für Kernkraft, der von einem Reaktor mit wahnsinnigen Kapitalkosten von 91 Milliarden Euro ausgeht. Meine Zahl aus der IEA-Studie sind unter 4 Cents pro kWh. Bitte lege mir keine von deinen Zahlen in den Mund.

      “Die Reduktion der Treibhausgase ist ein globales Thema – hier kommt es auf keine Zubaurekorde nach Bevölkerungsanteil an, sondern auf den Gesamtausbau.”

      Auch der Gesamtausbau ist mit Kernkraft schneller. Das liegt ja schon allein daran, dass die Kosten deutlich niedriger sind. Auch bist du bei den Ressourcen und der Produktion nicht so limitiert.

      5 Jahre für Kernkraftwerke schaffen aktuell nur die Chinesen und Koreaner. Aber warum sollten die 7,5 Jahre Mittelwert für den Bau von Kernkraftwerken weltweit zu langsam sein? In den nächsten 10 Jahren dekarbonisieren wird nicht einmal den Stromsektor geschweige denn Wärme und Transport.

      Noch mal zur Erinnerung. Um ein einziges Kernkraftwerk mit 1,6 GW zu ersetzen, musst du rund 4500 Windräder der 3-MW-Klasse bauen und dazu 3 Gaskraftwerke der 500 MW-Klasse als Backup sowie tausende Kilometer Netzanbindung.

      Es ist völlig irreführend den Bau eines einzigen Windrads mit dem Bau eines einzigen AKWs zu vergleichen. Es geht um den Gesamtzubau pro Zeiteinheit.

      1. Fabian

        Hallo Florian,

        puuh, also erstmal einen riesen großen Applaus an die ganzen großartigen Kommentatoren die nicht Florian Blümm heißen und denen ich fast uneingeschränkt zustimme. Ich bin echt froh, dass es so viele engagierte Menschen gibt, die Blödsinn auch ankreiden wenn sie ihn sehen. Ich möchte mich hier nun nicht wiederholen, habe mich aber über jedes Wort der Nicht-Blümmer gefreut. Was dich Florian antreibt AKWs so zu vergöttern kann ich mir zwar nur grob denken, ich sehe aber in deinen Artikeln, dass du immer versuchts AKWs möglichst toll aussehen zu lassen. Dabei machst du manchmal im übertragenen Sinne gerne beide Augen zu. Schade. Deinen Optimismus bzgl. Endlager aus deinem anderen Artikel möchte ich gerne teilen, gelingt mir aber nicht. Das du kein Argument das gegen AKWs geht akzeptierst ist ebenfalls schade. Wo mir grade aber die Krawatte geplatzt ist dieses Zitat:

        Um ein einziges Kernkraftwerk mit 1,6 GW zu ersetzen, musst du rund 4500 Windräder der 3-MW-Klasse bauen und dazu 3 Gaskraftwerke der 500 MW-Klasse als Backup sowie tausende Kilometer Netzanbindung.

        WTF?! Ich glaube das machst du auch in deinen Artikeln: Einfach etwas die Wahrheit verbiegen und hoffen dass es keine sieht.. Mal zum mitschreiben: 1.6GW des AKWs sind (oh wunder “nur”) 1600MW. 4500 Windanlagen mal 3MW sind 13500MW und somit 13,5GW Nennleistung. Jetzt die große Frage ob Off- oder Onshore. Bei Offshore wäre die akkumulierte Volllastungzeit etwa 50% (Also die Zeit vom Jahr, wenn man die im Jahr produzierte Strommenge nur mit Volllast produzieren würde). Bei Onshore sind es im worst-case immerhin noch 20% (Binnenland Deutschland -> https://de.statista.com/statistik/daten/studie/224720/umfrage/wind-volllaststunden-nach-standorten-fuer-wea/). Daher ergibt 13500MW mal 0.5 oder 0.2 etwas zwischen 6.7GW und 2.7GW. Das sind aber so gar nicht 1.6GW wie du sagst. Ganz zu schweigen davon, dass das AKW wahrscheinlich auch nicht mit 100% betrieben wird… Dazu noch drei Gaskraftwerke, die fast dieselbe Leistung wie das AKW haben (1.5GW statt 1.6GW) ist doch auch Blödsinn. Du magst Sektorenkopplung und Netzflexibilisierungen zwar so wenig, dass du sie mit keinem Wort erwähnt hast, das löscht das Potential aber zum Glück nicht aus. Fazit zur Rechnung: Ja cool, das passt genau zu deinen Artikeln auf “tech-for-future”. Rechne dir die Welt halt so wie sie dir gefällt, aber besitzte nicht die Unverschämtheit das als voll Wahrheit zu verkaufen. Das ist einfach nur traurig. Der Energiewandel ist ohne so Fehlinformationen wie deinen eh schon kompliziert genug. Ich hoffe auf Besserung! Du schaffst das!

        Gruß,
        Fabian

        1. Hi Fabian,

          keine Ahnung was dich geritten hat, hier so einen Mist zu schreiben. Lass besser über deine “lustigen” Formulierungen hinwegsehen und schauen, was du inhaltlich zu sagen hast.

          “1.6GW des AKWs sind (oh wunder “nur”) 1600MW. 4500 Windanlagen mal 3MW sind 13500MW und somit 13,5GW

          Daher ergibt 13500MW mal 0.5 oder 0.2 etwas zwischen 6.7GW und 2.7GW. ”

          Glückwunsch, das schaut so weit gut aus. Bitte noch die Lebensdauer (60 Jahre vs 30 Jahre) berücksichtigen. Dann kommst du auf 4.500 Windräder der 3 MW Klasse für einen 1,6 GW-Reaktor

          “Dazu noch drei Gaskraftwerke, die fast dieselbe Leistung wie das AKW haben”

          Gaskraftwerke haben üblicherweise Leistungen unter 500 MW. drei Gaskraftwerke sind also optimistisch.

          “Du magst Sektorenkopplung und Netzflexibilisierungen zwar so wenig, dass du sie mit keinem Wort erwähnt hast”

          Ich bin natürlich für eine möglichst schnelle Sektorkopplung. Die ginge viel schneller, wenn unser Strom nicht so teuer wäre.

          1. Fabian

            Hallo Florian,

            Bitte noch die Lebensdauer (60 Jahre vs 30 Jahre) berücksichtigen.

            Chapeau, die Laufzeitunterschiede hatte ich vergessen. Damit kommt im Wind Worst-Case (Binnenland-Anlagen), bei gleichzeitig AKW Best-Case (100% Auslastung über 60 Jahre), dein Vergleich sogar hin.

            Gaskraftwerke haben üblicherweise Leistungen unter 500 MW. drei Gaskraftwerke sind also optimistisch.

            Dagegen deine eigener Kommentar:

            … und dazu 3 Gaskraftwerke der 500 MW-Klasse als Backup.

            Obs nun 500MW Gaskraftwerke gibt oder nicht: Bauen kann man das. Der Punkt ist aber, dass das Backup nicht den vollen Leistungsersatz bringen muss.

            Sich die Best- und Worst-Case Szenarien so hin zu drehen wie es einem grade passt, ist einfach keine geile Herangehensweise. Das zieht sich bei dir aber überall durch. Und damit zu:

            keine Ahnung was dich geritten hat

            So eine Aneinanderreihung von Halbwahrheiten macht mich Fuchs-Teufels-Wild. Vor allem dann, wenn man so tut als ob man alles aus Studien hätte, um damit wissenschaftliche Korrektheit vorzugaukeln. Das nimmt tatsächlichen wissenschaftlichen Artikeln die Best- und Worst-Case fair und transparent abwägen das Vertrauen. Und das in einer Zeit wo ich leider das Gefühlt habe, dass das Vertrauen in die Wissenschaft sinkt. Daher meine Enttäuschung über deine(n) Artikel und deine Vorgehensweise auch hier in den Kommentaren.

            Hab dennoch n schönen Abend,
            Fabian

          2. Florian Blümm

            “Damit kommt im Wind Worst-Case (Binnenland-Anlagen), bei gleichzeitig AKW Best-Case (100% Auslastung über 60 Jahre), dein Vergleich sogar hin.”

            Nö! Wir nehmen den realen Kapazitätsfaktor 90% von deutschen Kernkraftwerken und den realen Kapazitätsfaktor 25% von neuen Windanlagen an Land in Deutschland. Noch dazu nehmen wir einen optimistischen Fall mit 30 Jahren Lebensdauer von Windrädern und einen pessimistischen Fall von 60 Jahren Lebensdauer von Kernkraftwerken.

            Und dann kommen wir auf knapp 4.500 Windräder pro neuem Kernreaktor. Hinkley C mit seinem Doppelreaktor ist das Äquivalent von 9.000 Windrädern…

            “Der Punkt ist aber, dass das Backup nicht den vollen Leistungsersatz bringen muss.”

            Doch, genau das ist der Sinn eines Backups. Wenn dein Backup-Kraftwerk nicht die volle Leistung bringt, dann kannst du im wahrsten Sinn des Wortes auch nicht mit der vollen Leistung rechnen. Wind an Land hat eine gesicherte Leistung von unter 1%, Solar 0%.

            “So eine Aneinanderreihung von Halbwahrheiten macht mich Fuchs-Teufels-Wild.”

            Wie wäre es, wenn du erstmal zu klären versuchst, was an den Informationen hier dran ist? Nur weil die Infos hier womöglich neu für dich sind, heißt doch nicht, dass sie falsch sind. Ich lese die Quellen hier und andere Studien tatsächlich zu 100% und gebe mir viel Mühe die Artikel hier möglichst informativ und faktengerecht zu schreiben.

            Und wie du siehst hab ich auch nix dagegen die Zahlen und Fakten zu erklären – auch im Detail. Auch konstruktives Feedback habe ich schon in Artikel eingearbeitet.

            Ich find’s nur ziemlich sinnlos bei reinen Sachfragen pampig zu werden, noch dazu vor dem ersten Wort. Mit so einem emotionalen Ausbruch outest du dich außerdem sofort als voreingenommen.

  5. Lukas Hörner

    Hi Florian,

    Doch, es gibt klare Trends, die Lovering et al ausgemacht hat:
    First of a Kind Prototypen sind immer teurer als nachfolgende Reaktoren
    mehrere Reaktoren an einem Standort senken die Kosten im zweistelligen Bereich
    der Serienbau eines Reaktortyps senkt die Kosten im zweistelligen Bereich
    Reaktoren, die bei Baubeginn noch nicht fertig geplant waren (wie z.B. AP1000 oder EPR) verzögern sich und werden dadurch sehr teuer
    Reaktoren deren Anforderungen während dem Bau mehrmals geändert wurden (USA nach TMI) verzögern sich und werden dadurch sehr teuer
    Zum letzten Punkt ist diese Grafik sehr eindrücklich: https://twitter.com/GrantChalmers/status/1410006032198225922
    Das war jetzt sicher nicht vollständig. Wird mal einen Blick auf Abbildung 12.

    Dann hast du aber andere Trends erkannt, als die Authoren der Studie. (vgl. bei den Conclusions): “These results show that there is no single or intrinsic learning rate that we should expect for nuclear power technology, nor an expected cost trend. How costs evolve over time appears to be dependent on different regional, historical, and institutional factors at play.”
    Die Grafik von Twitter zeigt auch, dass in Europa seit dem Jahr 2000 kein AKW fertiggestellt wurde. Annahmen für die Anwendbarkeit asiatischer Länder finde ich daher recht mutig.
    Das Fazit der Studie zeigt auch, dass die Authoren nicht denken, dass etwas wie der Messmer-Plan als Kostentrend für die Zukunft heranziehbar ist.

    Du hast doch selbst einen Fraunhofer-Report vom Juni 2021 verlinkt. Dort ist der günstigste erneuerbare Erzeuger PV Utility Scale mit 3-6 Cents pro kWh. Demgegenüber steht ein Marktwert für Solarstrom von ~3 Cents pro kWh im Jahr 2020.

    Das heißt selbst bei Auslagerung von einem Großteil der Systemkosten auf Dritte ist der günstigste erneuerbare Erzeuger nicht kostendeckend. Der Marktwert von Solar und Wind wird mit weiterem Zubau noch sinken, siehe dazu auch diesen Artikel: https://www.technologyreview.com/2021/07/14/1028461/solar-value-deflation-california-climate-change/

    Auch wenn der Preis 2020 unter 3ct/kwH war, bewegt er sich historisch zwischen 2,879-4,515 ct/kWh (2021 stand jetzt sogar noch höher). Bei aktuellen Kosten von 3-6ct/kwH ist das doch schon recht ansehlich, wenn man sich überlegt, dass die britische Regierung den Betreibern über 10ct/kwH für 35 Jahre zugesagt hat – natürlich gibt es auch kosten für die Speicherung, aber genau wie bei der PV-Technologie wird diese in den nächsten Jahren auch günstiger werden.

    Auch der Gesamtausbau ist mit Kernkraft schneller. Das liegt ja schon allein daran, dass die Kosten deutlich niedriger sind. Auch bist du bei den Ressourcen und der Produktion nicht so limitiert.

    Ich denke günstigere Kosten bedingen nicht einen schnelleren Ausbau. Besonders da z.B. bei Wind+Solarprojekten weniger Kapital und somit Risiko je Projekt bei den Unternehmen in der Wagschale liegt. Wenn der Ausbau von Atomkraft so schnell und einfach wäre, wieso hat sich dann für das Projekt Hinkley Point C kein Unternehmen gefunden, welches den Bau günstiger durchführt? Es gibt ja einen Unterschied zwischen den theoretisch berechneten Kosten und der Situation im Markt.
    Vgl. dazu ein Bericht der BBC während der Verhandlungen 2013
    :
    Keith Parker (CEO Nuclear Industry Association): “The stakes are very high indeed,” he said. “We need that assurance (of price) to attract the investment that’s needed. Otherwise the lights will go out.”
    Today, electricity sells on the wholesale market for about £45 per megawatt-hour (MwH). But anything under £90 a MwH would see Hinkley lose money. On the other hand, go over £100 and by 2020, when Hinkley would still not be operating, wind energy would be cheaper.
    Die zusätzlichen Kosten wurden bereits 2016 auf bis zu 100Mrd.€ geschätzt (Tendenz durch Verzögerungen steigend). Das entspricht gut. 1/4 des gesamten Budgets für die Energiewende ( nach deinen Berechnungen ), durch die PV und Windkraft von einer auf Subventionen beruhenden Technologie zur Marktreife (wenn auch nicht für alle Projekte) geschafft haben (siehe an den bereits genannten Beispielen von Off-Shore und PV ohne Subventionen).

    5 Jahre für Kernkraftwerke schaffen aktuell nur die Chinesen und Koreaner. Aber warum sollten die 7,5 Jahre Mittelwert für den Bau von Kernkraftwerken weltweit zu langsam sein? In den nächsten 10 Jahren dekarbonisieren wird nicht einmal den Stromsektor geschweige denn Wärme und Transport.
    Noch mal zur Erinnerung. Um ein einziges Kernkraftwerk mit 1,6 GW zu ersetzen, musst du rund 4500 Windräder der 3-MW-Klasse bauen und dazu 3 Gaskraftwerke der 500 MW-Klasse als Backup sowie tausende Kilometer Netzanbindung.
    Es ist völlig irreführend den Bau eines einzigen Windrads mit dem Bau eines einzigen AKWs zu vergleichen. Es geht um den Gesamtzubau pro Zeiteinheit.

    Die USA hat beispielsweise eine Dekarbonisierung des Stromsektors bis 2035 als Ziel – das wären 13,5 Jahre und auch aus deutscher Sicht auch machbar. Mit einer historisch geschätzten Fertigstellungsdauer von 7,5 Jahren wäre selbst das zu langsam, um einen relevanten Anteil zeitnah einzusparen (CO2 Emissionen sollte ja stetig abnehmen). Besonders da die historischen Zahlen z.B. auf anderen Gesetzen beruhen und die europäischen Projekte ja gezeigt haben, dass es auch starke Abweichungen hiervon geben kann, wäre ein Ausbau der Kernkraft äußerst riskant für einen energieneutralen Stromsektor.
    Wenn der Gesamtzubau in den nächsten 7,5Jahren bei einem neuen Projekt null ist, ist das auch kein gutes Zeichen für die Energiewende.

    1. Hi Lukas,

      schön, dass du die Grafik zu Reaktorbauzeiten in 4 verschiedenen Ländern von Grant Chalmers gefunden hast. Die ist in der Tat sehr eindrucksvoll. Man sieht zum Beispiel, dass Reaktoren, die während TMI und insbesondere Tschernobyl im Bau waren deutlich längere Konstruktionszeiten hatten. Das liegt an dem von mir angesprochenen 4. Punkt, dass Reaktoren nur günstig sein können, wenn sie zu Baubeginn fertig geplant sind. Wenn man zwischendurch fertig plant, oder die Pläne komplett über den Haufen wirft, wie nach den o.g. Unfällen, sind Verzögerungen abzusehen.

      “Die Grafik von Twitter zeigt auch, dass in Europa seit dem Jahr 2000 kein AKW fertiggestellt wurde. Annahmen für die Anwendbarkeit asiatischer Länder finde ich daher recht mutig.”
      Wir müssen leider irgendwelche Annahmen machen. Wie du sagst, haben wir in Europa eine ganze Generation den Ausbau der Kernkraft pausiert. Das war verheerend für unser Potential Kernkraftwerke zu bauen. Du stimmst mir sicher zu, dass es wenig Aussagekraft über die Kosten einer Serienproduktion hat, was Prototypen eines neuen, noch nie gebauten Designs nach einem völligen Neuaufbau der Lieferkette kosten. Dann doch lieber die Serienproduktion aus anderen Ländern betrachten um zu sehen, wo wir mit dem Preis letztendlich hin wollen.

      Aber die Kosten hier im Artikel machen solche Annahmen ja überhaupt gar nicht. Hier wird mit dem teuersten der drei EPR-Prototypen in Flamanville gerechnet. Und trotzdem ist das deutlich billiger als Wind und Solar.

      Du hast mich zusätzlich gefragt, welche Referenz ich persönlich heranziehen wollen würde. Erst dann habe ich mit dem zugegeben optimistischen Messmer-Plan geantwortet. Ich finde persönlich ja auch überlebenswichtige Infrastruktur, sollte grundsätzlich Staatssache sein und nicht privaten Investoren überlassen werden. Aber mein Herz schlägt halt auch links.

      “Auch wenn der Preis 2020 unter 3ct/kwH war, bewegt er sich historisch zwischen 2,879-4,515 ct/kWh (2021 stand jetzt sogar noch höher). Bei aktuellen Kosten von 3-6ct/kwH ist das doch schon recht ansehlich”

      Es stimmt, dass der Marktwert in 2021 ordentlich gestiegen ist. Aber das liegt auch daran, dass vor allem die Windkraft in diesem Jahr bisher sehr wenig geliefert hat. Je größer das Angebot durch Wind und Solar wird, desto niedriger der Marktwert, weil sich das Angebot bei Wind und Solar auf so wenige Zeiträume konzentriert. Und selbst mit 4-5 Cents Marktwert, ließen sich nur eine handvoll Anlagen wirtschaftlich betreiben, dazu noch die allseits ungeliebten Freiflächen-Solarparks.

      “wenn man sich überlegt, dass die britische Regierung den Betreibern über 10ct/kwH für 35 Jahre zugesagt hat ”
      Ich wiederhole es gerne nochmal. Für Windprojekte wurden in Großbritannien 16-17 Cents pro kWh zugesagt. Und da sind die zusätzlichen Subventionen durch Stellen der zig Milliarden teuren Landanbindungen noch gar nicht eingerechnet. Allein um die 2,4 GW Doggerbank anzubinden kostet 6,8 Milliarden Euro! Das zahlt natürlich nicht der Betreiber.

      Und das ist ein Differenzvertrag. Das heißt die tatsächlichen Subventionszahlungen dürften bei den Windprojekten um ein Vielfaches höher sein als bei Hinkley. Stell dir mal vor der Marktwert ist bei durchschnittlich 7 Cents/kWh für Hinkley und bei durchschnittlich 5 Cents/kWh für den Offshore Wind. Das heißt Hinkley kostet durchschnittlich 3 Cents/kWh an Subventionszuzahlungen und der Offshore Wind kostet bis zu 12 Cents pro kWh an Subventionszuzahlungen. Das ist das Vierfache.

      Ich verstehe immer noch nicht, warum du immer wieder irgendwelche Subventionen in Großbritannien kritisierst, obwohl die für Kernkraft die niedrigsten sind. Wir subventionieren ja sogar in Deutschland unsere Erneuerbaren über das EEG mit rund 14-15 Cents pro kWh. Hier geht es sowieso um Kosten von verschiedenen Erzeugern und nicht um die Finanzierung. Hier im Artikel wird bei allen Erzeugern vom gleichen Zinssatz ausgegangen, keine Doppelstandards wie in Großbritannien.

      “Ich denke günstigere Kosten bedingen nicht einen schnelleren Ausbau.”
      Wir können das Geld ja nicht zwei Mal ausgeben. Wenn du bei der Kernkraft die doppelte Stromproduktion für den gleichen Preis bekommst, dann ist der Ausbau auch doppelt so schnell. Du denkst, glaube ich, zu sehr auf Ebene der Einzelanlage. Wichtig ist die Systemebene.

      “Besonders da z.B. bei Wind+Solarprojekten weniger Kapital und somit Risiko je Projekt bei den Unternehmen in der Wagschale liegt. Wenn der Ausbau von Atomkraft so schnell und einfach wäre, wieso hat sich dann für das Projekt Hinkley Point C kein Unternehmen gefunden, welches den Bau günstiger durchführt? ”
      Richtig, die Konzentration der Kapitalkosten zu Projektbeginn ist zusammen mit den politischen Unwägbarkeiten das große Problem an der Kernkraft. Du gibst heute viel Geld aus, um nachhaltig über die nächsten 60, 80 oder 100 Jahre günstigen und klimafreundlichen Strom zu produzieren.

      Da muss ganz klar die Politik Signale setzen. Wenn nachhaltige klimafreundliche Energieproduktion über Generationen nicht besser bewertet wird, als ein völliger Neubau des kompletten Energiesystems alle 20 Jahre, ist das ein Marktversagen. Auch was willkürliche Verbote von Atomkraft angeht, muss es Garantien mit sehr hohen Strafzahlungen geben. Gerade Deutschland ist sonst verbrannte Erde.

      “Die USA hat beispielsweise eine Dekarbonisierung des Stromsektors bis 2035 als Ziel – das wären 13,5 Jahre und auch aus deutscher Sicht auch machbar. Mit einer historisch geschätzten Fertigstellungsdauer von 7,5 Jahren wäre selbst das zu langsam, um einen relevanten Anteil zeitnah einzusparen (CO2 Emissionen sollte ja stetig abnehmen). ”

      Du tust so, als könnte man eine vollständige Dekarbonisierung bis 2035 mit Wind, Solar, Elektrolyseuren und Gaskraftwerken schaffen. Das scheitert schon allein daran, dass wir Elektrolyseure noch nie in Serie gebaut haben. Wir reden da aktuell von Erzeugungsleistungen von wenigen MW, nicht von dreistelligen GW.

      Und was das alles zusätzlich kosten würde. Die Systemkosten hier im Artikel sind für normale Gaskraftwerke, die fossiles Methan verbrennen. Damit bekommst du aber keine vollständige Dekarbonisierung hin. Wenn du in Zukunft Gaskraftwerke hast, die klimaneutralen Wasserstoff oder klimaneutral erzeugtes Methan verbrennen, steigen die Systemkosten locker um eine Größenordnung. Dann kannst du froh sein, wenn die Erzeugungskosten für Wind- und Solarstrom unter 30 Cents pro kWh liegen.

      Wie gesagt, ich glaube unser hauptsächliches Missverständnis ist, dass du die Einzelanlagen vergleichst und ich gerne die Systemebene anschaue. Schau dir doch in punkto Zubaugeschwindigkeit mal die globale Produktion von Solarmodulen und Windrädern an. Die heutige Produktion würde ja nicht einmal annähernd ausreichen um in einer 100%-EE-Welt auch nur die wegfallenden Anlagen zu ersetzen, um überhaupt über Wasser zu bleiben.

      Und wir müssen bis zu so einem Stand erstmal ordentlich zubauen. Das heißt es müssten quasi bis 2025 deutlich mehr als 10x so viele Fabriken für Wind- und Solaranlagen inklusive Upstream und Downstream zugebaut werden. Oder wie stellst du dir das vor?

      Wenn ich an die damit einhergehende Materialschlacht denke, wird mir übrigens schlecht, aber das ist ein anderes Thema…

  6. Jan Freytag

    Basieren die AKW Kosten auf der aktuellen Praxis? Müsste man hier nicht die Kosten der Allgemeinheit mit einpreisen? Z.B. die Kosten der Atommülllagerung, etc.? AFAIK zahlt das ja kein Eon, sondern der Steuerzahler.

    1. Ja, man muss fairerweise die Entsorgung einpreisen. Leider wird das bei Kohle, Erdgas, Öl und Biomasse nicht vollständig gemacht.

      Bei der Kernkraft sind die Entsorgungskosten vollständig Teil der Gestehungskosten. Die Zwischen- und Endlagerung wird in Deutschland vom Betreiber bezahlt und auf den Preis umgelegt. Es zahlt der Stromverbraucher nach dem Verursacherprinzip, nicht der Steuerzahler.

      Übrigens, die Atommüll-Entsorgung macht laut BUND rund 0,15 Cents pro kWh aus. Das ist nicht annähernd so viel, wie gerne behauptet wird. Mehr Infos zur Entsorgung im Artikel zur Endlagerung.

  7. Heiner

    Hallo,
    interessante Seite und interessante Diskussion!
    Die Berechnungen werden derzeit ja massiv durcheinandergeworfen durch den aktuell auf über 60 €/t hochgeschossenen Preis für CO2-Emissionen. Dazu durch den extrem angestiegenen Preis für Steinkohle (in 3 Monaten von ca. 100 auf nun 170$).
    Dadurch sind Wind und PV aktuell z.T. deutlich preiswerter als Braunkohle, Steinkohle und Erdgas.
    Frage ist zudem, wo der CO2-Preis künftig liegen wird und was angemessen ist. Aktuell gab es Aussagen zu sozialen Kosten des CO2-Ausstoßes von 3000 $. (aktueller Artikel der FR, bitte selber googeln) Das ist der mit Abstand höchste Preis, den ich gehört habe. Im gleiche FR-Artikel sind auch Bepreisungen von 195 € (UBA) oder 110 bis 135 € (eine UN-Kommission) genannt. Wenn es “nur” die 110 € werden, spricht alles klar für PV und Wind. Und für Kernenergie?
    Bei Kernenergie ist mir nicht klar, warum oben 3,86 cent genannt sind – aber in der Diskussion eher um die 9 cent/kWh. Ist das auf den Lerneffekt zurückzuführen, der erwähnt wird? Eine so große Differenz erscheint mir fragwürdig.
    Zudem wäre es fair, bei Wind und PV auch einen massiven Lerneffekt einzupreisen. (Bzw. wäre es fair, für AKW neu den aktuell hohen Preis in Flamanville bzw. Hinkley Point C in der Abbildung oben zu nennen.) Bei den Preisen PV/Wind dürfte noch Luft nach unten sein, wenn die derzeitigen hohen Rohstoffpreise wieder sinken. (Ok – bei Kohle auch! Vielleicht sinkt auch der CO2-Preis sichtbar, wenn die Wirtschaft abkühlt!) Zudem findet noch ein upscaling der Produktion von Wind und PV statt sowie Steigerungen der Wirkungsgrade. Ein weiterer Punkt: PV wird oft auf 20 Jahre kalkuliert (wie wurde bei obigen Zahlen kalkuiert?) – kann aber 30/ 40/ 50 Jahre betrieben werden. Die Module altern nur langsam. Fragwürdig erscheinen mir auch die hohen Kosten für die Systemintegration. Hier wäre fairer Weise auch (wie bei AKW neu) ein hoher Lerneffekt einzupreisen – z. B. durch preiswerte Speicher, Ausbau der Stromnetze (bei Windstille in D Strom aus Spanien importieren, Wasserkraft noch stärker als Speicher nutzen als heute (vgl. nordlink)). Zudem ist der Punkt “Überproduktion” bei Wind und PV genannt, wenn diese verstärkt ausgebaut werden. Für diese “Überproduktion” wird sich in Zukunft auch Verwendung finden. An der Strombörse wird dieser “Überschuss” preiswerter angeboten werden. Für diesen preiswerten Strom werden sich Abnehmer finden, die z. B. Elektrolyseure betreiben oder in der Stromabnahme flexibel sind und solche preiswerten Phasen “abpassen”. In der Erforschung sind z. B. thermische Speicher, die an einstigen Kohlekraftwerken errichtet werden können und einen Teil der bestehenden Infrastruktur nutzen können (Dampfturbine, gute Netzanbindung…). Ein weiteres Beispiel ist die Beladung von Wärmepspeichern mit Wärmepumpe oder auch einfach wenig effizient per Heizstab. Es gibt etliche weitere Möglichkeiten, Stromabnehmer in die preiswerten Zeiten der “Überproduktion” zu verschieben. Das muss sich aber entwickeln. Solche Lösungen scheinen mir nicht berücksichtigt zu sein bei Kostenpunkt “Überproduktion” von Wind und PV!?
    Was auch interessant wäre: wenn das Potenzial von Batteriespeichern hier berücksichtigt werden würde. Deren Kosten sinken rapide. Und damit auch die Kosten für die Systemintegration von PV und Wind?
    Ach ja – die Wasserkraft muss noch kommentiert werden! 🙂 Das Potenzial ist zumindest in Deutschland weitgehend ausgereizt. Daher ist hier kaum zusätzliches Potenzial zu erwarten.
    Mein Schluss ist, dass ein systematischer Ausbau von PV und Wind in Europa stattfinden sollte – unter Berücksichtigung des gesamten Stromnetzes. PV sollte vor allem in Spanien und Griechenland stehen – aber auch dezentral in Europa insgesamt. Windkraft sollte kontinentweit gut verteilt stehen. Wichtig ist offshore-Wind, der viele Vollaststunden liefert – auch im Winter. Auf regionaler Ebene sollten Batteriespeicher stehen, die das Stromnetz entlasten (lokalen Überschuss vor Ort speichern, bei Prognose von wenig Wind und PV “Vorrat” anlegen, damit das überregionale Netz nicht überlastet ist und damit Kapazitäten ausreichen). Am besten sollten auch noch weitere Stromnetze integriert werden in Nordafrika, Türkei, Osteuropa, …. Das würde regionale Wettereffekte weiter glätten/ausgleichen. Eine win-win-Situation.
    Und ein letzter Punkt: ist bei PV eine Ost-West-Ausrichtung bedacht? Das liefert etwas weniger Strom – aber dürfte die Systemkosten deutlich senken, weil nicht mittags ein massiver PV-Peak entsteht. Auch ist der Strom einige Stunden vor und nach Mittag deutlich teurer, weil der Mittagspeak die Preise in den Keller drückt. Eigentlich sollte in D und Europa generell nur noch PV in Ost-West-Ausrichtung gebaut werden. Das EEG in D liefert hier aber meines Wissens keine Anreize. Aber EEG-unabhängige Anlagen dürften dies berücksichtigen – schließlich müssen sie am freien Markt bestehen!
    Bin gespannt auf Rückmeldungen und Kommentare!

    1. Stimmt, der CO2-Preis wirft einiges durcheinander. Den CO2-Preis könnte ich leicht updaten, den gestiegenen Steinkohlepreis aber nicht. Auch nicht vergessen sollte man den seit März mehr als verdoppelten Gaspreis von $6/MMBTU auf $15/MMBTU.

      Die 3,86 Cents beziehen sich einzig und allein auf den EPR-Prototyp in Flamanville, da sonst in den letzten Jahren keine Reaktoren in Mitteleuropa gebaut wurden. Da ist also kein Lerneffekt einbezogen, ganz im Gegenteil: Das ist das absolute Worst-Case-Szenario. Es kann mit weiterem Ausbau nur besser werden. Die in Frankreich geplanten 6 EPR2 werden deutlich günstiger sein.

      Wie man auf 9 Cents pro kWh bei Kernkraftwerken kommt, musst du mal erklären. Angenommen wir haben Betriebs-, Rückbau- und Entsorgungskosten in Höhe von 2 Cents pro kWh. Dann müsste ja ein einzelner Reaktor mit 1,6 GW um die 53 Milliarden Euro kosten (7 Cents pro kWh mal 756 Mrd. kWh Lebenserzeugung über 60 Jahre). Welcher Reaktor der jüngeren Vergangenheit soll so teuer gewesen sein? Nicht einmal die völlig überzogenen AP1000 im Vogtle-Kernkraftwerk Block 3&4 sind so teuer.

      Gestehungskosten sind zwangsweise immer historisch. Jede Prognose von Lerneffekten unterliegt großen Unsicherheiten. Ob Wind und Solar wirklich noch deutlich billiger werden können bei gleichzeitigem massiven Ausbau ist übrigens keineswegs sicher, allein schon wegen der großen Menge benötigter Rohstoffe. Die Preise für Photovoltaik stiegen ja in 2021 um 15%. Noch dazu sind die besten Standorte schon weg.

      Systemkosten können noch fallen, insbesondere die für Regelenergie dank Batteriespeichern. Im Moment steigen die Systemkosten aber durch den hohen Erdgaspreis. Wenn man saisonales Backup komplett ohne fossiles Gas und nur mit z.B. Wasserstoff bereitstellen will, würden die Systemkosten noch einmal deutlich steigen.

      Klar kann man in Zukunft einen Teil der Überproduktion zum Beispiel in Elektrolyseuren nutzen. Aber es ist absolut unwirtschaftlich mehr als nur einen kleinen Teil zu nutzen. Dazu müsste man ja enorme Mengen Elektrolyseure bauen, die nur bei extrem viel Wind und Solar laufen und den Großteil des Jahres still stehen. Teure Infrastruktur muss ausgelastet werden, sonst lohnt sich das nicht.

      Der Ausbau der Stromnetze ist ein Kostentreiber für die Systemkosten, kein Kostensenker. Der Transport von Strom ist nicht weniger teuer als die Speicherung. Es ist auch absolut illusorisch Deutschland von Spanien oder Griechenland aus zu versorgen. Wir könnten es vielleicht mit enormen Einsatz in 20-30 Jahren Bauzeit schaffen 2, 4 oder gar 6 GW Leistung über so enorme Strecken durchzustellen, aber nicht die benötigten Kapazitäten im hohen zweistelligen GW-Bereich um Deutschland zu versorgen.

  8. Joe Schmidt

    Interessant finde ich, dass SIe bei den “Vollkosten” für Strom aus neuen AKW tatsächlich mit den 4Ct/kWh aus einer Studie werben, obwohl das AKW Flamanville noch nicht fertig ist und noch keine einzige kWh produziert wird.
    Für den neueren Reaktor HinkleyPoint C waren eine 35jährige Garantie für 11Ct/kWh zzgl. Inflationsausgleich nötig, um Investoren zu finden.
    Auch sehe ich nicht, wo Sie da bei den Stromkosten aus AKW die Systemkosten ausreichend berücksichtigt hätten.
    Denn auch AKW brauchen zusätzliche Regelkraftwerke und BackUp-Kapazitäten.
    Der Argumentation von Lukas Hörner kann ich umfänglich folgen – Ihrer nicht.

    1. Wäre es dir lieber, wenn ich mit den unter 3 Cents pro kWh Kosten aus den Achtzigern werbe? Oder den chinesischen und koreanischen 2,5 Cents pro kWh?

      Die Systemkosten von Kernkraftwerken sind berücksichtigt. Sie betragen rund 0,2 Cents pro kWh und sind damit etwas höher als bei Gas oder Kohle, siehe Artikel.

  9. NaPe

    Wir haben doch einen Lernefekt bei Atomkraft gehabt… Die Teile sind einfach nicht 100% sicher und Atombomben wollen wir (wie die Briten und Franzosen) eh nicht haben –> Also wir schalten die AKWs ab, das ist der gesellschaftlicher Konsens, leb damit! Die Atomkraftdebatte in DE ist Geschichte.

    Gas und Öl gehen auch nicht mehr, also muss es mit PV und Windkraft geschafft werden. Die Technik gibt es und ist bezahlbar! Jetzt ist die Frage wieviel, wo und wie speichern wir die Energie. Und wo sparen wir Energie. Da brauchen wir weitere Ansätze,

    Mit Kernfusion können wir dann in 50 Jahren die alten Module ersetzen. -.-

  10. Arsc

    Ich glaube sie sind behindert im Geiste oder fremdgesteuert:
    nur dieses persönliche Beispiel um dies zu bestätigen:
    Sie haben eine Grafik in ihrem Sinnlos Blog in der von totalen LCOE von DachPV Strom von 12Cent fabuliert wird (Veröffentlicht von der Gates finanzierten IAEA…uiiii)
    Meine 10 Kw Peak Anlage kostet 13000 EUR netto und wird die nächsten 30 Jahre 290 Mwh Strom produzieren Degradation Wartungskosten Entsorgung am Ende etc. eingerechnet und aufgerundet komme ich auf gerade mal 5 Cent

    1. Bitte mal n bissl auf die Ausdrucksweise achten. Wir sind hier net im Wirtshaus.

      Das Problem an deiner Solaranlage ist, dass sie nur Strom erzeugt, wenn die Sonne scheint. Und es hilft auch nix, wenn der Strom bei dir bleibt. Wenn du die Systemkosten einrechnest, kannst du beim aktuellen Systemanteil rund 5 Cents aufaddieren.

      In allen Gestehungskosten, die ich kenne, wird außerdem mit 20 Lebensjahren für PV gerechnet.

      1. Andreas

        Ich versuche mich mal neutral zu halten und die Berechnungen nachzuvollziehen.
        Sowohl bei pv als auch akw fallen der Großteil der Kosten bei der Errichtung an.
        Du berechnet für akw Kosten:
        19 miiliarden /1.600.000kw ×8800hx 60 Jahre bei 90% betriebszeit und kommst so auf ca. 2,5 cent kWh preis.
        Bei pv wird immer nur von 20 Jahren ausgegangen weil das der eeg vergütungszeitratraum ist. Es gibt aber produktgarantien mit Zeiträumen von 25- 30 Jahren. Testanlagen laufen auch nach 36 Jahren noch mit 90% Leistung.
        Kostenrechnung einer 2021 errichteten 16kwp dachanlage. Pultdach auf bungalow ohne eigenleistung.
        900€ je kwp/ 930kwhx30 jahre = 3,2cent je kwh.

        Was die Betriebskosten angeht kann ich die Rechnung nicht nachvollziehen deswegen lasse ich das außen vor. Bei pv liegen die module auf dem Dach und da muss im best case nie wieder jemand ran.

        Was akw aus meiner persönlichen Sicht tot macht sind die langen Planungs und bauphasen. Bis der erste Euro cashflow aus der getätigten investion anfällt sind die in der Zeit errichteten ee Anlagen bereits bezahlt. Die Skalierbarkeit ist auch nicht gegeben. Pv module werden in hochautomatiesierten Fabriken am Fließband produziert, aufs Dach schmeißen kann die jeder laie, nur der Anschluss benötigt ein Elektriker. Eine Serienproduktion zur gleichzeitigen Errichtung von vielleicht 50akw in europa scheitert bereits an der Infrastruktur und Fachkräfte.

        1. Wind und Solar werden mit 25 Jahren Lebenszeit angesetzt, siehe Seite 36 der Studie. Wasserkraft 80 Jahre und Kernkraft 60 Jahre. Das sind jeweils Mindestlaufzeiten. Bei allen Erzeugern kannst du davon ausgehen, dass sie eigentlich deutlich länger laufen.

          Mit EEG hat das gar nix zu tun, da internationale Studie. Es geht nur um die Kosten, nicht um die Finanzierung.

          Klar, die langen Phasen ohne Cashflow sind ein krasser Nachteil von Kernkraft und Wasserkraft. Der größte Nachteil von besonders nachhaltigen Investments ist aber nicht die Planungsphase, sondern die Lebenszeit nach den ersten 30 Jahren. Wenn man einen gängigen Abzinsfaktor verwendet, dann sind Kraftwerke nach 30 Jahren quasi wertlos.

          Kernkraft und Wasserkraft können aber auch nach 40, 60 und 80 Jahren genauso viel Strom erzeugen wie am ersten Tag. Wenn die Kraftwerke erst einmal stehen, laufen sie für mehrere Generationen. Für private Investoren ist das leider überhaupt nicht attraktiv.

          Ich empfehle den Artikel Decarbonisation at a Discount? Let’s Not Sell Future Generations Short

          Ich würde übrigens behaupten, dass man deutlich mehr Infrastruktur für den Bau von einer Million Solardächern mit jeweils 35 kW Peak braucht, die zusammen gerade mal so viel Strom produzieren wie ein Kernkraftwerk. Nur weil man beim Installieren nicht viel machen muss, heißt doch nicht dass bei der Herstellung kein Aufwand betrieben wurde. Allein der enorme Ressourcenaufwand.

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