Erzeugung

Kernenergie, Sonne oder Wind: Was kostet Strom wirklich?

30. Oktober 2026

Kurz gesagt
Pro kWh, die die Anlage erzeugt, gehören Sonne und Wind an Land heute zu den günstigsten neuen Quellen. Ein neues Kernkraftwerk kostet etwa das Doppelte. Ein bestehendes Kernkraftwerk, das länger läuft, ist dagegen günstig. Dieser Preis lässt Netz, Reserve und Speicher weg. Hier unterscheiden sich die Studien am stärksten. Wie viel Unfall- und Abfallrisiko eine Gesellschaft akzeptiert, ist eine Entscheidung. Zahlen entscheiden das nicht.

Oft gehört: Was stimmt?

Was man hört	Stimmt das?	Warum
„Kernenergie ist der günstigste Strom.“	Kommt darauf an	Ein bestehendes Kernkraftwerk, das länger läuft, ist günstig. Ein neues kostet laut NEA etwa das Doppelte von Sonne oder Wind an Land.
„Sonne und Wind sind schon jetzt der günstigste Strom.“	Stimmt teilweise	Bei Neubauten stimmt das pro kWh, die die Anlage erzeugt, in den Studien, die Quellen vergleichen. Ein bestehendes Kernkraftwerk, das länger läuft, ist laut NEA noch günstiger. Kosten für Netz, Speicher und Reserve kommen hinzu.
„Sonne und Wind liefern nichts, wenn es dunkel und windstill ist, also braucht man immer Kraftwerke.“	Stimmt teilweise	Reserve ist immer nötig. Sie kann auch aus Speichern, Importen und Laststeuerung kommen. Was das kostet, unterscheidet sich je nach Studie.
„Atommüll ist ein unlösbares Problem.“	Stimmt teilweise	Belgien hat sich für die tiefe Endlagerung entschieden. Laut NIRAS dauert das Projekt noch viele Jahrzehnte. Einen gewählten Standort nennen die geprüften Quellen nicht.
„Jedes Kernkraftwerk ist so gefährlich wie Tschernobyl.“	Stimmt nicht	Pro kWh gibt es laut Our World in Data viel weniger Todesfälle als bei Kohle und Gas. Dieser Durchschnitt sagt aber wenig über das Risiko eines seltenen schweren Unfalls.
„Windräder und Solarmodule bekommen mehr Förderung, als sie einbringen.“	Kommt darauf an	Alle Technologien wurden und werden gefördert, auch die verlängerten Kernkraftwerke. Eine Gesamtzahl, die sie fair vergleicht, gibt es nach unserem Wissen nicht.

Was „Kosten pro kWh“ bedeutet

Studien vergleichen Quellen mit den LCOE (levelised cost of electricity, auf Deutsch Stromgestehungskosten). Das ist der durchschnittliche Preis pro MWh, mit dem ein Kraftwerk alle seine Kosten über die gesamte Lebensdauer wieder einspielt: Bau, Wartung, Brennstoff und Rückbau. Eine MWh sind 1.000 kWh.

Kosten in der Zukunft zählen weniger. Der Diskontierungssatz legt fest, wie viel weniger. Die NEA, die Kernenergie-Agentur der OECD, rechnet mit 5 % pro Jahr über der Inflation. Sie schreibt, dass solche Annahmen nie neutral sind. Am stärksten wirken sie bei Anlagen mit hohen Baukosten, etwa Kernkraftwerken und Windparks.

Die LCOE sagen nichts darüber, wann der Strom kommt. Sie sagen auch nichts über die Kosten von Netz, Reserve und Speicher.

Der Kapazitätsfaktor ist der Teil des Jahres, in dem eine Anlage mit voller Leistung laufen würde. Er bestimmt, wie viel Leistung Sie bauen müssen.

Rechenbeispiel (zur Veranschaulichung)
Sie wollen 1 TWh pro Jahr erzeugen, also 1.000.000 MWh. Ein Jahr hat 8.760 Stunden. Die nötige Leistung ist 1.000.000 geteilt durch (8.760 × Kapazitätsfaktor). Die Kapazitätsfaktoren sind die Annahmen der NEA für Belgien. Kernkraftwerk (85 %): etwa 134 MW. Wind auf See (37 %): etwa 309 MW. Wind an Land (25 %): etwa 457 MW. Solarpark (11 %): etwa 1.038 MW. Das zeigt nur, wie viel Sie für gleich viele kWh pro Jahr bauen, nicht, was es kostet oder wann der Strom kommt.

Was vier Studien finden

Die NEA und das US-amerikanische Forschungsinstitut EPRI haben im September 2026 The Costs of Generating Electricity 2025 veröffentlicht. Es ist die neueste Ausgabe einer Reihe seit 1983. Der Bericht rechnet in US-Dollar und deckt 21 Länder ab, darunter Belgien. Die NEA ist eine Agentur für Kernenergie. Das EPRI ist ein Forschungsinstitut der Energiebranche.

Technologie	LCOE NEA (USD/MWh, 21 Länder)	NEA, Belgien	Kapazitätsfaktor (Belgien)	Bauzeit (Annahme NEA)	CO2 über die Lebensdauer (g CO2e/kWh, IPCC)
Neues großes Kernkraftwerk	95 bis 168 (Median 140)	163	85 % (feste Annahme)	6 bis 8 Jahre	12
Bestehendes Kraftwerk, 10 Jahre länger	39 bis 64	50	85 %	2 Jahre Arbeiten	12
Wind an Land	36 bis 141 (Median 59)	74	25 %	2 Jahre	11
Wind auf See	83 bis 247 (Median 115)	120	37 %	3 bis 4 Jahre	12
Solarpark	33 bis 124 (Median 68)	96	11 %	1 Jahr	48

Ein Preisjahr für den Dollar steht im NEA-Bericht nicht. Die Kapazitätsfaktoren sind Eingabewerte von NEA und EPRI, keine gemessenen belgischen Zahlen. Die CO2-Zahlen sind Mediane aus dem IPCC-Bericht von 2014 (AR5). Die Spalte „Bauzeit“ gibt die Annahme der NEA an, keine gemessene Zeit.

Drei weitere Studien kommen zu einer ähnlichen Rangfolge, mit eigenen Annahmen.

IRENA (Agentur für erneuerbare Energien, 2025, in Dollar von 2025 pro MWh): weltweiter gewichteter Durchschnitt von 33 für Wind an Land, 44 für Sonne und 78 für Wind auf See. Kapazitätsfaktoren: 36 %, 16 % und 41 %. In China kostet Wind an Land 27 und Wind auf See 49. In den USA kostet Wind auf See 141.
Lazard (US-amerikanische Investmentbank, Juli 2026, USA, Dollar pro MWh, ohne Subventionen, 60 % Kredit zu 8 % und 40 % Eigenkapital zu 12 %): Sonne 40 bis 98, Wind an Land 37 bis 99, Wind auf See 105 bis 167 und ein neues Kernkraftwerk 175 bis 255. Die letzte Zahl folgt aus dem US-Projekt Vogtle.
Fraunhofer ISE (deutsches Forschungsinstitut, Juli 2024, Deutschland, Euro von 2024): Wind an Land 4,3 bis 9,2 Cent pro kWh, Wind auf See 5,5 bis 10,3, Sonne 4,1 bis 14,4 und ein neues Kernkraftwerk 13,6 bis 49,0. Die letzte Zahl enthält keine Endlagerung. 1 Cent pro kWh sind 10 Euro pro MWh.

Das Ergebnis hängt bei jeder Quelle von anderen Faktoren ab. Bei der Kernenergie zählen die Baukosten: Die NEA sieht heute 8.760 bis 14.940 Dollar pro kW, und 2.487 bis 6.791, wenn Standardserien entstehen. Bei Sonne und Wind zählen der Kapazitätsfaktor (bei Sonne 26 % in Australien gegenüber 11 % in Belgien) und der Zins. Für eine Serie standardisierter großer Kernkraftwerke („NOAK“) sieht die NEA 56 bis 87 Dollar pro MWh. Im Westen wurde eine solche Serie noch nicht gebaut.

Was die LCOE weglassen: die Kosten des gesamten Systems

Das System sind Kraftwerke, Netz, Speicher, Importe und Verbrauch zusammen. Die NEA schreibt, dass es kein Maß gibt, das Systemkosten fair einer einzelnen Technologie zuordnet.

Heptonstall und Gross (Nature Energy, 2021) haben die Literatur ausgewertet. Bei einem niedrigen Anteil von Sonne und Wind sind die Kosten für ihre Einbindung ins Netz klein. Bei einem hohen Anteil gibt es weniger Belege, und die Schätzungen gehen stärker auseinander, weil sie vom Preis der Flexibilität abhängen (Speicher, Verbindungen, Laststeuerung).
Sepulveda und Kollegen (Joule, 2018) fanden mit Modellen, dass „feste“ kohlenstoffarme Quellen ein völlig CO2-freies Netz um 10 % bis 62 % günstiger machen. Dazu gehören Kernenergie, Gas mit CO2-Abscheidung und Biomasse. Laststeuerung ergänzt diese Quellen.
Brown und Kollegen (Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2018) antworteten auf Heard und Kollegen (2017), die ein Netz nur aus erneuerbaren Quellen für nicht machbar halten. Sie bestreiten das und verweisen auf technische Lösungen.
Fraunhofer schreibt, dass ein Kernkraftwerk in einem Netz mit vielen erneuerbaren Quellen viel teurer wird als Gas- oder Wasserstoffkraftwerke, weil Kernkraftwerke nur begrenzt regelbar sind. Die NEA sieht denselben Mechanismus: Ein Kernkraftwerk, das weniger Stunden läuft, wird pro kWh teurer. Die NEA kommt zu einem anderen Schluss. In ihrem Schweizer Beispiel war das System mit länger laufenden bestehenden Kernkraftwerken das günstigste.
Lazard findet, dass Sonne und Wind in den USA auch mit den Reservekosten noch mit neuen Gaskraftwerken konkurrieren.

Die NEA weist darauf hin, dass viel Sonne zur gleichen Zeit die Preise drückt. Der Überschuss muss manchmal abgeregelt werden (Curtailment). Das erhöht die Kosten pro nutzbarer kWh. Verbindungen zu Nachbarländern helfen weniger, wenn dort dasselbe Wetter herrscht.

Solarmodule auf dem Jugendheim De Reynaert in Wellen

Wann ist welche Quelle günstiger?

Kernenergie: wenn bestehende Kernkraftwerke weiterlaufen, wenn der Neubau in Serie und ohne Verzögerung gelingt, bei niedrigem Zins und wenn anderswo wenig Flexibilität besteht.
Sonne und Wind an Land: an guten Standorten, bei niedrigem Zins und solange ihr Anteil klein bleibt oder viel Flexibilität da ist.
Wind auf See: bei starkem Wind. Die NEA nennt Kapazitätsfaktoren über 50 % attraktiv, aber die Baukosten bleiben hoch.

Bauzeit und Überschreitungen

Neuere westliche Kernkraftwerke wurden spät und teuer fertig.

Flamanville 3 (Frankreich). Die erste Schätzung lag laut Presseberichten bei etwa 3,3 Milliarden Euro, mit Fertigstellung 2012. Der Reaktor ging am 21. Dezember 2024 ans Netz. Der französische Rechnungshof (Cour des comptes) errechnete im Januar 2025 insgesamt 23,7 Milliarden Euro (Euro von 2023, mit Finanzierungskosten). EDF selbst kam auf 22,6 Milliarden. Die beiden Beträge sind nicht direkt vergleichbar, weil das Preisjahr verschieden ist.
Olkiluoto 3 (Finnland). Baubeginn 2005, regulärer Betrieb am 16. April 2023, laut Presse etwa vierzehn Jahre später als geplant. Es war ein Schlüsselfertigvertrag zum Festpreis.
Hinkley Point C (Vereinigtes Königreich). Im Februar 2026 schätzte EDF 35 Milliarden Pfund, in Preisen von 2015, also ohne Inflation. In laufenden Preisen ist der Betrag höher. Block 1 ist laut EDF 2030 fertig, ursprünglich Ende 2025. Ein weiteres Jahr Verzögerung kostet laut EDF 1 Milliarde Pfund.
Vogtle 3 und 4 (USA). Block 4 ging am 29. April 2024 in den kommerziellen Betrieb. Laut AP-Berichten kostete das Projekt die Eigentümer mehr als 31 Milliarden Dollar. Zusammen mit den 3,7 Milliarden Dollar, die Westinghouse zahlte, liegt die Summe bei etwa 35 Milliarden. Zu Beginn lag die Schätzung bei gut 14 Milliarden. Eine offizielle Gesamtsumme von Georgia Power war nicht zu finden.

Die NEA weist darauf hin, dass dies vor allem Erstexemplare nach Jahren ohne Bauaktivität sind. Die Erfahrung aus den 1970er- und 1980er-Jahren zeigt, dass spätere Serien günstiger wurden. Lazard nimmt auf Rat von Fachleuten an, dass Vogtle 4 etwa 30 % weniger kostete als Vogtle 3.

Kühltürme eines Kernkraftwerks mit Dampfwolken über einem grünen Feld

Sonne und Wind bauen Sie schneller, aber auch dort kommen Verzögerungen vor. Ein Beispiel ist die belgische Nordsee mit etwa 2,3 GW Wind auf See. Die Princess-Elisabeth-Zone mit bis zu 3,5 GW ist verspätet. Die erste Ausschreibung über 700 MW wurde 2025 gestoppt. Die Regierung billigte am 18. Juli 2026 einen neuen Rahmen. Die zugehörige Energieinsel muss spätestens am 1. Oktober 2031 stehen. Der Rahmen muss noch zum Staatsrat und zur Europäischen Kommission. Die Insel verbindet die Parks mit dem Festland und kostet laut Elia (dem Netzbetreiber) 3,6 Milliarden Euro für die erste Phase. Für das Ganze werden Beträge von 7 bis mindestens 9 Milliarden Euro genannt, je nachdem, ob die Verbindung nach Großbritannien mitzählt. Das sind Netzkosten, keine Turbinenkosten.

Belgien Ende Oktober 2026

14. März 2025. Die Regierung und Engie schlossen eine Vereinbarung über 10 zusätzliche Jahre für Doel 4 und Tihange 3. Der Staat und Engie besitzen die beiden Reaktoren je zur Hälfte. Ein Vertrag (Contract for Difference) lässt Staat und Engie das Preisrisiko teilen. Der Staat übernahm die Verantwortung für den Abfall.
15. Mai 2025. Die Abgeordnetenkammer strich das Gesetz von 2003. Damit fielen die meisten Abschaltdaten und das Verbot neuer Kernkraftwerke weg. Für Doel 4 und Tihange 3 bleibt 2035 im Gesetz, wegen der Vereinbarung mit Engie. Über ein neues Kernkraftwerk ist noch nicht entschieden.
10. Juli und 8. Oktober 2025. Tihange 3 und Doel 4 gingen nach Genehmigung durch die FANK (Föderalagentur für Nuklearkontrolle; FANC/AFCN) wieder ans Netz.
30. April 2026. Die Regierung und Engie unterzeichneten eine Absichtserklärung zur Übernahme aller sieben Reaktoren. Laut Brussels Times vom 30. April 2026 ruhen die laufenden Rückbauarbeiten an den Anlagen in Doel und Tihange, solange die Gespräche laufen. Am 29. September meldete die VRT, dass am 1. Oktober keine Einigung bereitliegen werde. Der Betrag, den Engie für den Rückbau einzahlen muss, 8 bis 11 Milliarden Euro, ist laut VRT noch offen. Laut Brussels Times vom 27. Oktober (nach De Tijd und L'Echo) laufen die Gespräche bis zum 4. November. Ein Gesetzentwurf für eine Zwangsverstaatlichung liegt bereit, falls sie scheitern. Eine offizielle Bestätigung und eine neuere Meldung waren nicht zu finden.
Netzbetreiber Elia. Laut Pressemitteilung sieht die Studie vom Juni 2025 für 2026 bis 2036 ab 2028 zusätzlichen Kapazitätsbedarf. Elia verlangt Klarheit für die lange Frist und mehr Flexibilität. Als Möglichkeiten nennt Elia unter anderem länger laufende oder neue Kernkraftwerke, mehr Wind auf See, mehr Verbindungen und weniger Nachfrage. Elia wählt keine Technologie. Die vollständige Studie war nicht einsehbar.

Risiken: wo die Fakten enden

Unfälle. Our World in Data stellt Studien nebeneinander. Sie verwendet Markandya und Wilkinson (The Lancet, 2007) für fossile Quellen und Sovacool und Kollegen (2016) für Sonne und Wind. Ergebnis pro TWh: Kohle etwa 25 Tote, Öl 18, Gas 3, Wasserkraft 1,3, Wind 0,04, Kernenergie etwa 0,03 und Sonne etwa 0,02. Die Zahlen für fossile Quellen gelten für europäische Kraftwerke. Bei der Kernenergie zählt Our World in Data 433 Tote für Tschernobyl und 2.314 für Fukushima, nach UNSCEAR und der japanischen Regierung. Die WHO schätzte 2005 bis zu 4.000 mögliche Todesfälle durch Strahlung bei den am stärksten betroffenen Gruppen. Andere Studien schätzen deutlich höher. Die Zahlen gehen weit auseinander.

Abfall. NIRAS (die belgische Stelle für radioaktiven Abfall) hat sich für die tiefe Endlagerung entschieden. Das Projekt dauert laut NIRAS noch viele Jahrzehnte. In den LCOE fällt der Rückbau wenig ins Gewicht: Die NEA rechnet für Belgien mit etwa 0,56 Dollar pro MWh für ein neues Kernkraftwerk und 0,54 bis 0,81 für Sonne und Wind. Fraunhofer rechnet die Endlagerung nicht mit. Über die Rückstellungen für den Rückbau wird noch verhandelt. Laut Brussels Times vom 30. April 2026 legte Engie dafür 8,7 Milliarden Euro zurück. Die Quelle dieser Zahl (Synatom oder die Kommission für nukleare Rückstellungen, Commissie voor Nucleaire Voorzieningen) war nicht zu finden. In L'Avenir meint ein Kernenergie-Ingenieur, dass 2,5 bis 3 Milliarden dazukommen müssen. Engie bestreitet Projektionen von fast 3 Milliarden mehr.

Abhängigkeiten. Laut der Euratom-Versorgungsagentur kamen 2024 für die EU 15,6 % des Natururans und 23,55 % der Anreicherungsdienste aus Russland. Bei der Anreicherung waren es 2023 37,9 %. Die IEA schrieb 2022, dass China bei Solar in jedem Produktionsschritt über 80 % lag. Die neue belgische Ausschreibung auf See begrenzt chinesische Turbinen und Teile, laut offshorewind.biz.

Fläche. Lovering und Kollegen (PLOS ONE, 2022) fanden den niedrigsten Median bei der Kernenergie: 7,1 Hektar pro TWh und Jahr. Für die Flächennutzung der Kraftwerke verwendeten sie US-amerikanische Daten. Sonne und Wind brauchen mehr Fläche, je nachdem, was Sie mitzählen.

CO2 und Natur. Laut IPCC stoßen Wind und Kernenergie über die Lebensdauer 11 bis 12 g CO2e pro kWh aus, Solar im großen Maßstab 48, Gas 490 und Kohle 820. Das sind Mediane mit großer Streuung. Die UNECE (2021) nennt laut Zusammenfassungen 5,1 bis 6,4 für Kernenergie und 7,8 bis 16 für Wind an Land. Der Bericht selbst war nicht einsehbar. Das Königlich Belgische Institut für Naturwissenschaften schätzt in einer Präsentation von 2020, mit einem Rechenmodell, 290 (plus oder minus 205) Kollisionen pro Jahr für die sechs häufigsten Vogelarten in den belgischen Parks. Es geht vor allem um Möwen. Eine vergleichbare belgische Zahl für andere Quellen war nicht zu finden.

Fakten und Entscheidungen. Eine Studie kann Kosten, Bauzeiten und Emissionen messen, auch wenn die Annahmen verschieden sind. Wie viel seltenes, aber großes Unfallrisiko, wie viel Abfall für künftige Generationen und wie viel Abhängigkeit vom Ausland eine Gesellschaft akzeptiert, ist eine politische Entscheidung. Dieser Artikel wählt keine Technologie für Belgien.

Und jetzt?

Fragen Sie bei einer Behauptung über Kosten: Geht es um ein bestehendes oder ein neues Kraftwerk, um welches Land und welches Jahr? Eine amerikanische Zahl sagt wenig über Belgien.
Prüfen Sie, ob „Systemkosten“ enthalten sind. Die LCOE enthalten sie nie.
Suchen Sie die Quelle. Sehen Sie nach, wer sie erstellt hat: eine Agentur für Kernenergie, eine Agentur für erneuerbare Energien oder eine Bank.
Wollen Sie wissen, wie Belgien seine Stromversorgung sichern will? Lesen Sie die Szenarien von Elia auf elia.be.

Quellen und Haftungsausschluss

Dies sind allgemeine Informationen, keine persönliche Beratung. Zahlen und Beschlüsse können sich ändern. Stand: 30. Oktober 2026.

Autor: Wouter Hermans

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