Welche Rolle könnte Kernenergie künftig spielen?

Die Zahlen zeigen zunächst eine klare Sachlage: Kernenergie liefert in Deutschland seit 2024 keinen Beitrag mehr zur Energieversorgung. Der Anteil am Primärenergieverbrauch, der 1990 noch bei 11,2 Prozent lag und um das Jahr 2000 mit rund 13 Prozent seinen Höhepunkt erreichte, fiel nach 2011 in zwei Stufen – zuerst durch das Erlöschen der Betriebsberechtigung für acht Anlagen, dann durch das Ende der letzten drei Blöcke am 15. April 2023.

Weniger bekannt ist, dass „Ausstieg“ nicht „Ende der Kerntechnik“ bedeutet. Sechs Forschungsreaktoren, die Urananreicherungsanlage Gronau und die Brennelementfabrik Lingen sind weiterhin in Betrieb. Und die 33 stillgelegten Kraftwerksblöcke sind nicht verschwunden: Sie werden über Jahre und Jahrzehnte zurückgebaut, mit dem Ziel, aus der atomrechtlichen Überwachung entlassen zu werden. Bisher ist das bei drei Blöcken gelungen.

Der größte offene Punkt ist die Entsorgung. Die abgebrannten Brennelemente lagern trocken in CASTOR-Behältern in zwölf Zwischenlagern an den früheren Kraftwerksstandorten sowie in vier weiteren Zwischenlagern. Diese Lager sind rechtlich Übergangslösungen: Jede Aufbewahrungsgenehmigung ist auf 40 Jahre befristet, ebenso die zulässige Lagerzeit jedes einzelnen Behälters. Der erste 1992 beladene Behälter erreicht diese Frist im Jahr 2032.

Ein Endlager, das diese Behälter aufnehmen könnte, existiert nicht. Die Suche läuft seit 2013 nach dem Standortauswahlgesetz und befindet sich weiterhin in Phase 1 von drei Phasen. Die zuständige Bundesgesellschaft für Endlagerung hat 2020 insgesamt 90 Teilgebiete mit günstigen geologischen Bedingungen benannt und rechnet in ihrem Rahmenterminplan damit, dass ein Standort frühestens 2046, ungünstigstenfalls erst 2068 feststeht. Danach müsste das Endlager noch gebaut werden.

Die Entsorgungsfrage ist historisch älter als der Ausstieg. Die erste bundesweite Endlagersuche begann 1963, ab 1968 konzentrierte sie sich auf das Salzbergwerk Asse II, das 1971 zum Endlager erklärt wurde – obwohl die Langzeitsicherheit ungeklärt war und schon 1963 eine „sorgfältige Untersuchung des geologischen Risikos“ gefordert worden war. Heute sollen die dort eingelagerten Abfälle wieder herausgeholt werden; die Rückholung wird voraussichtlich mehrere Jahrzehnte dauern. Das Endlager Morsleben nahm bis 1998 Abfälle auf und befindet sich seither im Stilllegungsverfahren (BASE 2022).

International ist die Entwicklung zweigeteilt: Die weltweite Kernstromerzeugung stieg 2025 um 1,2 Prozent und erreichte nach Angaben der Internationalen Energieagentur einen Rekordwert (IEA, Global Energy Review 2026). Der Anteil der Kernenergie am weltweiten Strommix ist langfristig dennoch gesunken – von 17,6 Prozent (1996) auf 9,8 Prozent (2021) –, weil die übrige Stromerzeugung schneller wächst. Absolute Erzeugung, installierte Leistung und relativer Anteil sind dabei unterschiedliche Kennzahlen. Im Bau befanden sich nach einem IEA-Bericht vom Januar 2025 weltweit 63 Reaktoren mit mehr als 70 Gigawatt Leistung (Berichtsstand zu diesem Zeitpunkt); das DIW hatte für 2023 noch 53 laufende Neubauprojekte mit etwa 50 Gigawatt gezählt, davon 21 in China und 26 verzögert. Prognosen, wonach bis 2040 rund 200 Reaktoren vom Netz gehen, beschreiben keine vollständige Zukunftsbilanz: Künftige Baubeginne und mögliche Laufzeitverlängerungen sind darin nicht enthalten.

Ökonomisch war Kernenergie nach der DIW-Analyse nie die günstige Option: 1957 kostete eine Kilowattstunde aus Kohle 0,87 US-Cent, aus Atomenergie 5,19 US-Cent; 2021 lagen Wind bei 3,8 und Photovoltaik bei 3,6 US-Cent, Atomstrom dagegen bei 16,7 US-Cent. Anders als in der Chip- oder Solarproduktion sind die spezifischen Baukosten über die Jahrzehnte nicht gesunken, sondern gestiegen. Damit ein Anteil von zehn Prozent Kernkraft in einem dekarbonisierten europäischen Stromsystem wirtschaftlich wäre, müssten die heutigen Baukosten um rund zwei Drittel sinken.

Das gilt auch für die als neu bezeichneten Konzepte. Kleine Reaktoren sind seit den 1950er Jahren bekannt; der erste SMR war ein U-Boot-Reaktor, der 1957 in Shippingport zivil eingesetzt wurde. Weltweit sind heute nur sechs SMR in Betrieb, überwiegend Prototypen. Die erwarteten Stromkosten liegen im Mittel bei 213 bis 581 US-Dollar je Megawattstunde, und der Größennachteil kleiner Anlagen ließe sich rechnerisch erst durch mehrere tausend baugleiche Reaktoren ausgleichen. Schnelle Brüter und andere Gen-IV-Linien wurden bereits in den 1950er bis 1970er Jahren erprobt und wegen technischer Probleme und fehlender Wirtschaftlichkeit weitgehend eingestellt – in Deutschland endete der Schnelle Brüter SNR 300 in Kalkar, ohne je Strom zu erzeugen.

Wie schwer Neubaukosten zu kalkulieren sind, zeigen die europäischen Referenzprojekte: Der französische Reaktor Flamanville wurde 2007 begonnen, sollte 2012 fertig sein und ging erst 2024 ans Netz; die veranschlagten 3,3 Milliarden Euro stiegen nach Angaben des Fraunhofer-Faktenchecks auf rund 19 Milliarden Euro. Beim britischen Projekt Hinkley Point C erwartet der Betreiber EDF nach eigener Prognose vom Februar 2026 den Betriebsbeginn des ersten Blocks für 2030 und schätzt die Fertigstellungskosten auf rund 35 Milliarden Pfund zu Preisen von 2015; Bauzeitzinsen sind darin nicht enthalten, und eine weitere Verzögerung um zwölf Monate könnte nach EDF-Angaben rund eine zusätzliche Milliarde Pfund zu Preisen von 2015 verursachen. Diese Angaben sind Unternehmensprognosen, keine feststehenden Endkosten, und wegen unterschiedlicher Kostenabgrenzungen und Preisjahre nicht unmittelbar mit anderen Projektwerten vergleichbar. Insgesamt sind die Stromgestehungskosten der Kernenergie in den vergangenen Jahren um rund 47 Prozent gestiegen, während sie bei Photovoltaik um etwa 80 und bei Wind um etwa 60 Prozent gefallen sind (Fraunhofer IMW 2024).

Für die konkrete Frage, ob ein Wiedereinstieg in Deutschland wirtschaftlich sinnvoll wäre, ist der Fraunhofer-Faktencheck von 2024 die deutlichste vorliegende Quelle; seine Aussagen sind eine Einschätzung aus dem Jahr 2024. Er kommt zu dem Ergebnis, dass ein zügiger Wiedereinstieg nicht möglich ist: Rechnerisch käme der Rückbaustand von etwa acht Blöcken einer Reaktivierung noch nicht entgegen; nötig wären Gesetzesänderungen und umfangreiche, kostspielige Sicherheitsprüfungen. Die eigentliche Hürde ist der Brennstoff – die Herstellung neuer Brennelemente dauert zwölf Monate bis zwei Jahre und ist durch die Lage bei russischen Lieferungen zusätzlich erschwert. Hinzu kommen fehlendes Fachpersonal und die fehlende Bereitschaft der bisherigen Betreiber, die Reaktivierung und Neubau überwiegend aus Kostengründen ablehnen; allein als Deckungsvorsorge für neu anfallenden Atommüll wären rund 2,5 Milliarden Euro aufzubringen.

Auch die Kosten am Ende der Kette sind nicht abgeschlossen. Für die Endlagerung von rund 27.000 Kubikmetern überwiegend abgebrannter Brennelemente werden abgezinst etwa 8,3 Milliarden Euro veranschlagt; nicht abgezinst könnten es rund 51 Milliarden Euro sein. Die beiden Werte sind keine einfache Unsicherheitsspanne: Der abgezinste Wert gibt an, welcher Betrag heute verzinslich zurückgelegt werden müsste, während der nicht abgezinste Wert die künftigen Ausgaben ohne Verzinsung summiert. Diese Beträge fallen unabhängig davon an, ob neue Anlagen gebaut werden – ein Wiedereinstieg würde die Menge zu entsorgender Abfälle jedoch vergrößern.

Zum häufig genannten Argument der Unabhängigkeit hält der Faktencheck fest: 2023 importierte Deutschland erstmals seit 2002 wieder mehr Strom (54,1 TWh) als es exportierte (42,4 TWh), rund 16 Prozent des importierten Stroms stammten aus Kernenergie. Gleichzeitig endeten mit dem Ausstieg andere Abhängigkeiten – die EU bezog 2020 rund 20,2 Prozent ihres Urans aus Russland und 19,1 Prozent aus Kasachstan.

Fasst man diese Belege zusammen, ergibt sich ein differenziertes Bild: Kernenergie bleibt weltweit Bestandteil der Stromversorgung und liefert emissionsarmen, steuerbaren Strom; ihre Erzeugung erreichte 2025 einen Rekordwert. Für einen Wiedereinstieg Deutschlands bestehen jedoch erhebliche rechtliche, technische und wirtschaftliche Hürden: Die Bestandsanlagen sind stillgelegt, teilweise zurückgebaut und ohne Betriebsgenehmigung; es fehlen Brennelemente (Vorlauf zwölf bis 24 Monate), Fachpersonal und Betreiber, die bereit wären, Reaktivierung oder Neubau zu übernehmen. Neue Kernkraftwerke weisen in den untersuchten deutschen Kostenvergleichen höhere Stromgestehungskosten auf als Wind- und Solaranlagen, und die Entsorgung ist ungelöst: Ein Endlagerstandort steht frühestens 2046 fest, die Kosten liegen bei 8,3 Milliarden Euro (abgezinst) bis rund 51 Milliarden Euro (nicht abgezinst), und jeder neue Reaktor würde die Abfallmenge vergrößern.

Ein Neubau würde umfangreiche politische, rechtliche, planerische und industrielle Vorarbeiten sowie eine lange Bauphase erfordern; ein belastbarer Termin lässt sich ohne konkretes Projekt nicht angeben. Die mögliche Reaktivierung einzelner stillgelegter Anlagen ist davon getrennt zu beurteilen. Ob Kernenergie in einem bestimmten Stromsystem wirtschaftlich sinnvoll ist, hängt unter anderem von Baukosten, Finanzierung, Auslastung und verfügbaren Alternativen ab – die Wirtschaftlichkeitsfrage ist daher nicht allgemein, sondern nur je Studie und deren Annahmen zu beantworten. Amtliche Szenarien, die Kernenergie im deutschen Strommix 2035 oder 2045 quantifizieren, liegen nicht vor. Diese Seite trifft keine parteipolitische Empfehlung, sie fasst zusammen, was die Datenlage hergibt.