Keine Energiequelle spaltet die Meinungen so wie die Kernkraft. Befürworter verweisen auf nahezu null Emissionen, winzigen Flächenbedarf und Strom rund um die Uhr. Kritiker verweisen auf Kostenexplosionen, Unfallrisiko und langlebigen Atommüll. Beide Seiten haben Fakten auf ihrer Seite, und die richtige Antwort fällt von Land zu Land anders aus. Hier findest du die Belege zu Klima, Sicherheit, Atommüll, Kosten, Tempo und Einbindung ins Netz, damit du dir selbst ein Urteil bilden kannst.
Kernkraft im weltweiten Strommix
Kernkraftwerke erzeugten 2025 rund 2.810 TWh, etwa 8,8 % des weltweiten Stroms (Ember / Our World in Data). Im Jahr 2000 lag der Anteil noch bei etwa 16–17 %. Die Erzeugung ist nicht eingebrochen (sie pendelt seit zwei Jahrzehnten um 2.500–2.800 TWh); der Gesamtbedarf ist gewachsen, während außerhalb Chinas kaum neue Reaktoren gebaut wurden. Rund 410–440 Reaktoren laufen in etwa 30 Ländern (IAEA PRIS), etwa 60–70 sind im Bau, rund die Hälfte davon in China.
| Land | Anteil Kernkraft am Strom (2025) | CO₂-Intensität des Netzes (g CO₂/kWh) |
|---|---|---|
| Frankreich | ~69 % | ~41 |
| Schweden | ~28 % | ~35 |
| Spanien | ~19 % | ~154 |
| Rumänien | ~20 % | ~251 |
| USA | ~17 % | ~384 |
| Vereinigtes Königreich | ~12 % | ~217 |
| Japan | ~9 % | ~477 |
| China | ~5 % | ~525 |
| Deutschland | 0 % (letzte Kraftwerke im April 2023 abgeschaltet) | ~330 |
Daten: Ember / Our World in Data, letztes verfügbares Jahr. Alle Länder findest du auf den Länderseiten, die Reaktorstandorte auf der Kraftwerkskarte.
Pro: sehr niedrige Lebenszyklusemissionen
Eine Lebenszyklusanalyse zählt Uranabbau, Anreicherung, Bau, Betrieb, Rückbau und Entsorgung mit.
| Quelle | Lebenszyklusemissionen (g CO₂e/kWh) |
|---|---|
| Kohle | 740–1.000 (IPCC-Median ~820) |
| Erdgas (GuD) | 410–650 (Median ~490) |
| Photovoltaik (Freifläche) | 20–50 (Median ~48 in AR5; in neueren Studien niedriger) |
| Wasserkraft | 1–2.200 (Median ~24; abhängig vom Stausee) |
| Wind an Land | 7–56 (Median ~11) |
| Kernkraft | 4–110 (Median ~12) |
Quelle: IPCC AR5 Annex III; die UNECE kommt 2021 für Kernkraft auf 5,1–6,4 g CO₂e/kWh. Frankreichs Netz, zu etwa 70 % Kernkraft plus Wasserkraft und Erneuerbare, liegt bei rund einem Zehntel der weltweit mittleren CO₂-Intensität. Mehr dazu unter CO₂-Intensität von Strom.
Pro: verlässlich, energiedicht, kleiner Flächenbedarf
- Kapazitätsfaktor. Reaktoren laufen meist 80–93 % der Stunden eines Jahres, der US-Kraftwerkspark im Schnitt über 90 %. Solar kommt auf 10–25 %, Wind auf 25–50 %.
- Flächenbedarf. Kaum eine Quelle braucht weniger Fläche pro Energieeinheit. Die UNECE nennt über den Lebenszyklus rund 0,3–1 m² pro MWh/a, eine Größenordnung weniger als Freiflächen-Solar.
- Versorgungssicherheit beim Brennstoff. Der Brennstoff ist kompakt, und die Kraftwerke halten Vorräte für 1–2 Jahre vor Ort. Uran kommt aus vielen Ländern (Kasachstan, Kanada, Australien, Namibia). Anreicherung und Brennelementfertigung sind stärker konzentriert, und Russland hält einen großen Teil der weltweiten Anreicherungskapazität.
- Netzdienstleistungen. Große rotierende Turbinen liefern Momentanreserve und Spannungshaltung.
Contra: Kosten und Baurisiko
In den meisten westlichen Ländern ist das das stärkste Argument gegen neue Kernkraft. Jüngere Projekte in Europa und den USA:
| Projekt | Leistung | Ursprüngliche Schätzung / Inbetriebnahme | Ergebnis |
|---|---|---|---|
| Olkiluoto 3 (Finnland) | 1,6 GW | 3 Mrd. €, Betrieb ab 2009 | Netzbetrieb 2023; Kosten ~11 Mrd. € |
| Flamanville 3 (Frankreich) | 1,65 GW | 3,3 Mrd. €, Betrieb ab 2012 | Netzanschluss Dez. 2024; Kosten geschätzt ~13 Mrd. €+ (laut Cour des comptes mit Finanzierung höher) |
| Vogtle 3 & 4 (USA) | 2,2 GW | ~14 Mrd. $, Betrieb ab 2016–17 | Betrieb ab 2023–24; insgesamt über 30 Mrd. $ |
| Hinkley Point C (Vereinigtes Königreich) | 3,2 GW | 18 Mrd. £, Betrieb ab 2025 | Jetzt erwartet ~2030–31; 31–35 Mrd. £ (Preise von 2015) |
Koreas APR-1400-Projekte (darunter Barakah in den VAE), Chinas Hualong One und die früheren Programme in Frankreich und Japan waren dagegen weit günstiger, meist mit 5–8 Jahren pro Block. Die meisten Analysten ziehen daraus denselben Schluss: Bezahlbar wird Kernkraft durch Serienbau eines Standardmodells mit eingespielter Belegschaft und stabilen Vorschriften.
Stromgestehungskosten
CRF = r(1+r)^n / ((1+r)^n − 1)
Der Bau läuft jahrelang, bevor Einnahmen fließen. Kernkraft reagiert deshalb extrem empfindlich auf die Kapitalkosten. Nimm ein Kraftwerk mit 9.000 $/kW, 90 % Kapazitätsfaktor und 60 Jahren Lebensdauer:
- Bei 4 % realem WACC: CRF ≈ 0,044 → Kapital ≈ 50 $/MWh; plus Betrieb, Wartung und Brennstoff (~25–30 $/MWh) → ~75–80 $/MWh.
- Bei 9 % WACC: CRF ≈ 0,091 → Kapital ≈ 104 $/MWh → ~130–135 $/MWh.
Lazards Analyse von 2025 sieht neue Kernkraft in den USA ohne Förderung bei etwa 140–220 $/MWh, Solarparks und Wind an Land bei rund 40–80 $/MWh (vor Kosten für gesicherte Leistung). Finanzierungsmodelle wie Staatskredite oder Modelle mit regulierter Kapitalbasis können die Kapitalkosten halbieren. Probier deine eigenen Zahlen im LCOE-Rechner aus.
Bestehende Kraftwerke sind ein anderer Fall. Einmal gebaut, erzeugen Reaktoren Strom für rund 30–45 $/MWh. Laufzeitverlängerungen auf 60 oder 80 Jahre gehören meist zu den günstigsten verfügbaren Quellen CO₂-armen Stroms.
Contra / Einordnung: Sicherheit und Unfälle
Die öffentliche Wahrnehmung beruht auf drei Unfällen:
- Three Mile Island (1979, USA): teilweise Kernschmelze; keine zurechenbaren Todesfälle.
- Tschernobyl (1986, UdSSR): Explosion und Brand des Reaktors; ~30 akute Todesfälle und nach Schätzungen von WHO und UNSCEAR auf lange Sicht mehrere tausend Krebstote (mit großer Unsicherheit); eine Sperrzone von 2.600 km².
- Fukushima Daiichi (2011, Japan): Kernschmelzen nach dem Tsunami, der ~18.000 Menschen tötete; ein von den japanischen Behörden bestätigter Todesfall durch Strahlung; über 2.000 Todesfälle, die auf Stress und Belastungen der Evakuierung zurückgeführt werden.
Pro Energieeinheit ist die Bilanz insgesamt sehr gut:
| Quelle | Todesfälle pro TWh (Unfälle + Luftverschmutzung) |
|---|---|
| Kohle | ~25 |
| Öl | ~18 |
| Gas | ~3 |
| Wasserkraft | ~1,3 (geprägt vom Bruch der Banqiao-Talsperre 1975) |
| Wind | ~0,04 |
| Kernkraft | ~0,03 |
| Solar | ~0,02 |
Quelle: Our World in Data, auf Basis von Markandya & Wilkinson (2007) und Sovacool et al. (2016). Nicht enthalten sind wirtschaftliche Schäden, Vertreibung und die psychische Last eines seltenen, aber katastrophalen Risikos. Diese Kosten sind real, und Gesellschaften gewichten sie unterschiedlich.
Contra / Einordnung: radioaktiver Abfall
Ein Reaktor mit 1 GW erzeugt etwa 20–30 Tonnen abgebrannter Brennelemente pro Jahr. Hochradioaktiver Abfall strahlt jahrhundertelang intensiv und bleibt Zehntausende Jahre gefährlich, er ist aber fest, kompakt und lückenlos erfasst. Die Optionen:
- Zwischenlagerung in Becken, dann in Trockenbehältern. Über Jahrzehnte sicher und mit guter Bilanz.
- Wiederaufarbeitung (Frankreich, Russland, Japan) gewinnt Uran und Plutonium für MOX-Brennstoff zurück und verringert das Volumen des hochradioaktiven Abfalls.
- Geologische Tiefenlager: Finnlands Onkalo in ~430 m Tiefe im Granit ist das erste; Schwedens Endlager in Forsmark ist genehmigt; Frankreichs Cigéo steckt im Genehmigungsverfahren.
Die eigentliche Schwierigkeit ist eher politisch und gesellschaftlich als technisch: Gemeinden zu finden, die ein Endlager aufnehmen wollen.
Contra: Tempo und Flexibilität
Von der Entscheidung bis zum Betrieb dauert neue Kernkraft in westlichen Ländern meist 10–15 Jahre (in China und Korea 5–8). Wind und Solar lassen sich in 1–5 Jahren planen und bauen. Zu den Zielen für 2030 wird Kernkraft vor allem über Laufzeitverlängerungen und Wiederinbetriebnahmen beitragen. Reaktoren können der Last folgen (die französischen passen ihre Leistung täglich an), doch bei so hohen Fixkosten treibt jede Stunde unter Volllast die Kosten pro MWh nach oben.
Kleine modulare Reaktoren und fortgeschrittene Bauarten
SMR (bis ~300 MW) sollen die Kosten durch Fabrikfertigung, modulare Montage und einfachere passive Sicherheit senken. Stand 2026:
- Chinas Linglong One (ACP100, 125 MW) auf Hainan ist seit 2021 im Bau und steht kurz vor dem Betrieb.
- Ontario Power Generation baut in Darlington in Kanada einen BWRX-300 von GE-Hitachi; erster Strom ist für etwa 2030 geplant.
- NuScale erhielt die US-Zulassung für sein Design, das erste Projekt (UAMPS, Idaho) wurde 2023 aber abgesagt, als die geschätzten Stromkosten nach Förderung auf etwa 89 $/MWh stiegen.
- Fortgeschrittene Bauarten (natriumgekühlt, Salzschmelze, Hochtemperatur-Gas) werden erprobt, und Technologiekonzerne haben Stromabnahmeverträge für künftigen SMR-Strom zur Versorgung von Rechenzentren unterschrieben.
Die versprochenen Kosten erreichen SMR nur mit Auftragsbüchern, die groß genug für Lerneffekte sind, und außerhalb Chinas gibt es die noch nicht.
Laufzeitverlängerungen, Leistungserhöhungen und Wiederinbetriebnahmen
Die günstigsten neuen CO₂-armen Megawattstunden aus Kernkraft kommen meist aus Kraftwerken, die es schon gibt, und zwar auf drei Wegen:
- Laufzeitverlängerungen. Die meisten US-Reaktoren waren ursprünglich für 40 Jahre genehmigt; fast alle haben Verlängerungen um 20 Jahre erhalten, und immer mehr dürfen bis zu 80 Jahre laufen. Frankreich prüft den Betrieb seiner 900-MW-Flotte über 50 und 60 Jahre hinaus. Laut IEA kostet eine Laufzeitverlängerung pro MWh meist nur einen Bruchteil neuer Kapazität und kann oft mit neuen Wind- und Solaranlagen mithalten, wenn Netz- und Absicherungskosten eingerechnet werden.
- Leistungserhöhungen. Modernisierte Turbinen, Dampferzeuger und Leittechnik können an bestehenden Standorten 5–20 % mehr Leistung bringen. In den USA haben Leistungserhöhungen seit den 1970er-Jahren das Äquivalent mehrerer großer Reaktoren hinzugefügt.
- Wiederinbetriebnahmen. Das 2022 stillgelegte Kraftwerk Palisades in Michigan bereitet mit staatlicher Kreditunterstützung seine Rückkehr ans Netz vor, und Constellation will Block 1 von Three Mile Island (umbenannt in Crane Clean Energy Center) im Rahmen eines 20-jährigen Stromabnahmevertrags mit Microsoft wieder hochfahren. Japan hat einen Teil der nach Fukushima abgeschalteten Reaktoren nach neuen Sicherheitsprüfungen schrittweise wieder in Betrieb genommen.
Frühe Abschaltungen erhöhen dagegen kurzfristig meist die Emissionen. Studien zum deutschen Atomausstieg (etwa Jarvis, Deschenes und Jha, Journal of the European Economic Association, 2022) fanden, dass die wegfallende Kernkrafterzeugung in den 2010er-Jahren größtenteils durch Kohle ersetzt wurde, mit erheblichen Kosten durch zusätzliche Luftverschmutzung. Der spätere Ausbau von Wind und Solar hat die Kohleverstromung inzwischen deutlich gesenkt.
Wie die Länder entscheiden
- Ausbau: China, Indien, Russland, Südkorea, VAE, Polen (erstes Kraftwerk geplant), Tschechien, Frankreich (sechs EPR2-Reaktoren), Vereinigtes Königreich, USA (Wiederinbetriebnahmen und Leistungserhöhungen), Japan (Wiederinbetriebnahme von Reaktoren).
- Ausstieg geplant oder vollzogen: Deutschland (2023 abgeschlossen), Schweiz (keine Neubauten, wird überprüft), Spanien (Abschaltungen 2027–2035 geplant, umstritten), Taiwan (letzter Reaktor 2025 abgeschaltet).
- Laufzeitverlängerungen: Belgien hat Teile seines Ausstiegs rückgängig gemacht; die USA verlängern viele Genehmigungen auf 80 Jahre.
Fazit
Kernkraft ist CO₂-arm, nach jedem Maß pro Energieeinheit sicher und extrem flächensparend, und bestehende Kraftwerke weiterlaufen zu lassen gehört zu den günstigsten Klimamaßnahmen überhaupt. Ihre Schwachstellen bei westlichen Neubauten sind Kosten, Bauzeit und finanzielles Risiko. Nach der Faktenlage sind Sicherheit und Emissionen nicht das Problem. Ob neue Kernkraft sinnvoll ist, hängt von den erneuerbaren Ressourcen eines Landes ab, von seinem Finanzierungsmodell und davon, ob es eine Flotte bauen kann statt einzelner Großprojekte. Vergleiche kernkraft- und erneuerbarenlastige Netze in den Ranglisten und auf der Energie-Weltkarte.
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Häufige Fragen
Ist Kernkraft CO₂-arm?
Ist Kernkraft sicher?
Warum sind neue Kernkraftwerke so teuer?
Was passiert mit dem Atommüll?
Was sind kleine modulare Reaktoren (SMR)?
Passt Kernkraft zu den Erneuerbaren?
Quellen & Literatur
- IPCC AR5 WGIII Annex III: Technology-specific cost and performance parameters (life-cycle emissions)
- UNECE (2021). Life Cycle Assessment of Electricity Generation Options
- IEA (2025). The Path to a New Era for Nuclear Energy
- Lazard: Levelized Cost of Energy+ (2025)
- Our World in Data: What are the safest and cleanest sources of energy?
- IAEA: Power Reactor Information System (PRIS)
Die Zahlen in diesem Ratgeber sind typische Bandbreiten aus den genannten Quellen. Deine eigenen Werte hängen von Standort, Preisen und Ausstattung ab. Für standortgenaue Schätzungen nutzt du am besten die verlinkten Rechner.