Kernenergie

Kernkraftwerke erzeugten 2025 rund 2.800 TWh, knapp 9 % des weltweiten Stroms. Nach der Wasserkraft ist Kernenergie damit die zweitgrößte CO₂-arme Stromquelle. Mehr als die Hälfte davon entfällt auf die USA, China und Frankreich. Das Power Reactor Information System der IAEA führt rund 410–440 betriebsfähige Reaktoren mit zusammen etwa 375–400 GWe Nettoleistung; die genaue Zahl hängt davon ab, wie man stillstehende japanische Blöcke zählt. Ist ein Reaktor einmal gebaut, ist er ausgereifte und sehr zuverlässige Technik. Die Probleme liegen woanders: Kosten, Baurisiken, die Endlagerpolitik und die Angst der Öffentlichkeit vor Unfällen.

So funktioniert es

Ein Kernkraftwerk ist ein Wärmekraftwerk mit einer ungewöhnlichen Wärmequelle. Im Kern spaltet die Kernspaltung Uran-235-Kerne (und mit fortschreitendem Abbrand Plutonium-239), nachdem sie ein langsames Neutron eingefangen haben. Jede Spaltung setzt rund 200 MeV frei, überwiegend als Bewegungsenergie der Bruchstücke, die im Brennstoff zu Wärme wird, und dazu zwei oder drei neue Neutronen. Ein Moderator (normales Wasser, schweres Wasser oder Graphit) bremst diese Neutronen ab, damit die Kettenreaktion weiterläuft. Steuerstäbe und gelöstes Bor fangen Neutronen ein und halten die Reaktion genau kritisch.

Ein Kühlmittel trägt die Wärme aus dem Kern und erzeugt Dampf, der eine Turbine antreibt. Ein Kondensator gibt die restliche Wärme an einen Fluss, das Meer oder einen Kühlturm ab. Weil Leichtwasserreaktoren mit eher bescheidenen Dampfparametern arbeiten (rund 280–330 °C), ist ihr thermischer Wirkungsgrad niedriger als der eines modernen Kohle- oder Gaskraftwerks:

Was die Kernkraft wirklich abhebt, ist die Energiedichte des Brennstoffs. Ein Kilogramm schwach angereichertes Uran, auf 50 GWd/t abgebrannt, setzt rund 4 Millionen MJ Wärme frei, ein Kilogramm Steinkohle etwa 25–30 MJ. Der Rechner für den Energiegehalt von Brennstoffen zeigt den Abstand zu fossilen Brennstoffen.

Der Brennstoffkreislauf

Natururan enthält 0,7 % U-235. Die meisten Reaktoren brauchen es in Gaszentrifugen auf 3–5 % U-235 angereichert. Manche fortgeschrittenen Konzepte benötigen HALEU mit bis zu 20 %, einen Brennstoff, den bis vor Kurzem Russland dominierte. Die Kette reicht von Bergbau und Aufbereitung über die Konversion zu UF₆, Anreicherung und Brennelementfertigung bis zur Bestrahlung über 4–6 Jahre bis zu einem Abbrand von rund 45–60 GWd/t und schließlich zur Lagerung der abgebrannten Brennelemente. Frankreich, Russland und Japan bereiten einen Teil davon wieder auf, um Plutonium für MOX-Brennstoff zu gewinnen. Die meisten Länder, auch die USA, nutzen den Brennstoff nur einmal.

Reaktortypen

Druckwasserreaktoren halten das Primärwasser bei rund 15,5 MPa, damit es nicht siedet, und geben die Wärme über Dampferzeuger an einen getrennten Sekundärkreis ab. Sie dominieren, weil das Konzept aus dem Schiffsantrieb stammt und die längste Genehmigungsgeschichte hat. Siedewasserreaktoren vereinfachen die Anlage, indem das Wasser im Kern siedet und der Dampf direkt zur Turbine geht. Schwerwasserreaktoren vom Typ CANDU nutzen schweres Wasser als Moderator, können deshalb Natururan verbrennen und unter voller Leistung nachgeladen werden. Genau deshalb haben sich Kanada, Indien und Rumänien (Cernavodă) für sie entschieden.

Die britischen AGR erreichen mit CO₂-Kühlung höhere Dampftemperaturen, doch Risse im Graphit legen sie bis Ende der 2020er-Jahre still. RBMK-Reaktoren, die Bauart von Tschernobyl, haben bei geringer Leistung einen positiven Dampfblasenkoeffizienten; Änderungen nach 1986 haben ihn verringert. Russland ersetzt die noch laufenden Blöcke. Schnelle Reaktoren arbeiten ohne Moderator und können aus U-238 spaltbares Plutonium erbrüten, nutzen das Uran also viel vollständiger. Der russische BN-800 ist das größte laufende Beispiel, China baut Blöcke vom Typ CFR-600.

Small Modular Reactors

SMR sind Reaktoren mit bis zu etwa 300 MWe, deren Bau von der Baustelle in die Fabrik wandern soll. Statt weniger gigantischer Großprojekte setzt man auf viele gleiche Einheiten. In Betrieb sind etwa das russische schwimmende Kraftwerk Akademik Lomonosov (2 × 35 MWe, seit 2020) und der chinesische gasgekühlte Hochtemperatur-Demonstrator HTR-PM (kommerzieller Betrieb seit Ende 2023). Im Bau sind der BWRX-300 in Darlington (Ontario) und Chinas ACP100 (Linglong One). Das Projekt NuScale-UAMPS in Idaho wurde 2023 abgesagt, nachdem der geschätzte Strompreis selbst nach Förderung auf rund 89 $/MWh gestiegen war. Klein heißt nicht automatisch billig.

Wirkungsgrad und Kapazitätsfaktor

Ein Kernkraftwerk macht nur ein Drittel seiner Wärme zu Strom, steht dafür aber fast nie still. Revisionen zum Brennelementwechsel alle 18–24 Monate dauern einige Wochen. Die US-Flotte erreicht seit zwei Jahrzehnten jedes Jahr einen Kapazitätsfaktor von etwa 90–93 % (EIA), mehr als jede andere Technik. Der weltweite Durchschnitt liegt eher bei 80 %. Frankreich fährt seine Reaktoren bewusst im Lastfolgebetrieb, und 2022 drückte eine Serie von Stillständen wegen Spannungsrisskorrosion die Erzeugung auf den tiefsten Stand seit 30 Jahren. Viele Anlagen haben ihre Leistung außerdem durch Leistungserhöhungen um 5–20 % gesteigert. Mit dem Kapazitätsfaktor-Rechner kannst du diese Werte mit Wind und Solar vergleichen.

Kosten

Bei der Kernkraft entscheiden Kapitalkosten und Finanzierung. Der Brennstoff macht nur etwa 10–20 % der Erzeugungskosten aus, und Preissprünge beim Uran verändern den Strompreis kaum. Die veröffentlichten Schätzungen liegen weit auseinander:

• IEA/NEA Projected Costs of Generating Electricity 2020: Median der Stromgestehungskosten neuer Kernkraftwerke rund 69 $/MWh bei 7 % Kalkulationszins. Bei 10 % steigen die Kosten stark, bei 3 % fallen sie auf etwa 40 $/MWh. Der Langzeitbetrieb bestehender Reaktoren nach einer Nachrüstung kommt auf rund 30–50 $/MWh und gehört damit zum günstigsten CO₂-armen Strom überhaupt.
• Lazard LCOE+ 2024 (USA, ohne Förderung): 142–222 $/MWh, gestützt auf die tatsächlichen Kosten von Vogtle.
• NREL ATB und EIA AEO liegen dazwischen, mit reinen Baukosten von etwa 7.000–9.000 $/kW für große US-Reaktoren.

Die Spanne spiegelt wider, was auf den Baustellen tatsächlich passiert ist. Aktuelle Großprojekte:

Die günstigeren Projekte haben vier Dinge gemeinsam: ein durchgehendes Bauprogramm, ein standardisiertes Design, eine erfahrene Lieferkette und eine stabile Aufsichtsbehörde. Südkorea und China hatten alle vier, Frankreich in den 1980er-Jahren ebenfalls. Erstprojekte in Ländern, die seit Jahrzehnten keinen Reaktor mehr gebaut hatten, hatten keines davon. Weil so viel Kapital gebunden ist, bevor Einnahmen fließen, entscheiden der angenommene Kalkulationszins und die WACC weitgehend über die Stromgestehungskosten. Der LCOE-Rechner macht diese Abhängigkeit direkt sichtbar.

Fläche, Wasser und Material

Kernkraft hat den kleinsten direkten Flächenbedarf aller großen Stromquellen, für das Kraftwerk selbst oft unter 1 km² pro Gigawatt. Bergbau und Sperrzonen kommen ein wenig hinzu. Enger wird es beim Wasser. Laut der NREL-Auswertung (Macknick et al., 2012) verbrauchen Anlagen mit Kühlturm rund 600–800 US-Gallonen pro MWh, wegen des geringeren Wirkungsgrads mehr als Kohle oder Gas. Kraftwerke mit Durchlaufkühlung entnehmen Zehntausende Gallonen pro MWh, geben aber fast alles leicht erwärmt zurück. Bei Hitzewellen mussten flussgekühlte Kraftwerke in Frankreich und anderswo ihre Leistung drosseln, um die Grenzwerte für die Einleittemperatur einzuhalten.

Der Materialbedarf pro MWh ist über eine Lebensdauer von 60–80 Jahren gering, auch wenn die Anlagen große Mengen Beton und Stahl verbauen. Ein typischer Leichtwasserreaktor erzeugt rund 20–30 Tonnen abgebrannten Brennstoff pro Gigawatt-Jahr. Laut US-Energieministerium würde der gesamte kommerzielle Atommüll, den die USA seit den 1950er-Jahren erzeugt haben, auf ein einziges Fußballfeld passen, gestapelt weniger als 10 Yards hoch. Abgebrannte Brennelemente lagern erst in Abklingbecken, dann in Trockenbehältern. Das finnische Endlager Onkalo in Olkiluoto ist das erste geologische Tiefenlager für abgebrannte Brennelemente, das kurz vor dem Betrieb steht; dahinter folgen Forsmark in Schweden und Cigéo in Frankreich.

CO2-Emissionen über den Lebenszyklus

Im Betrieb stoßen Kernkraftwerke kein CO₂ aus. Ihre Lebenszyklusemissionen stammen aus Bergbau, Anreicherung (heute überwiegend per Zentrifuge und viel weniger energieintensiv als die alten Gasdiffusionsanlagen), Bau und Rückbau.

• IPCC AR5 WGIII Annex III (2014): Median 12 gCO2e/kWh, Spanne 3,7–110.
• UNECE 2021: 5,1–6,4 gCO2e/kWh für einen europäischen DWR, der niedrigste Wert aller bewerteten Optionen.

Diese Werte sind mit der Onshore-Windkraft vergleichbar und liegen unter der Solarenergie. Gegenüber Kohle sind es rund 1–2 %.

Sicherheit und Gesundheit

Pro Einheit Strom gehört Kernkraft zu den sichersten Quellen. Markandya & Wilkinson (Lancet, 2007) schätzten für europäische Kernkraft rund 0,07 Todesfälle pro TWh, einschließlich Arbeitsunfällen und Folgen für die öffentliche Gesundheit. Die aktualisierte Zusammenstellung von Our World in Data nennt rund 0,03 Todesfälle pro TWh, Tschernobyl und Fukushima eingeschlossen. Kohle kommt auf etwa 24,6, Öl auf 18,4 und Gas auf 2,8, überwiegend durch Luftverschmutzung.

Die beiden großen Unfälle brauchen Einordnung:

• Tschernobyl (1986): ein RBMK-Reaktor während eines schlecht durchgeführten Tests. Rund 30 Arbeiter und Feuerwehrleute starben an akuter Strahlenkrankheit oder durch die Explosion. WHO und UNSCEAR rechneten in den am stärksten belasteten Bevölkerungsgruppen mit bis zu etwa 4.000 späteren Krebstoten. Breitere Schätzungen auf Basis der linearen Extrapolation ohne Schwellenwert liegen höher und sind umstritten. Tausende Schilddrüsenkrebsfälle bei Kindern gingen auf verseuchte Milch zurück; fast alle waren behandelbar.
• Fukushima Daiichi (2011): Kernschmelzen in drei SWR, nachdem der Tsunami die Notstromversorgung ausgeschaltet hatte. Japan hat einen Todesfall eines Arbeiters der Strahlung zugeschrieben. Mehr als 2.000 ältere und kranke Bewohner starben im Zusammenhang mit der Evakuierung. Ein schlecht abgestimmter Notfalleinsatz kann mehr Schaden anrichten als die Strahlung selbst.

Die Stresstests nach Fukushima brachten flottenweit mobile Notstromausrüstung, gefilterte Druckentlastung und Hochwasserschutz. Neuere Konzepte der Generation III+ (AP1000, EPR, APR-1400, WWER-1200, Hualong One) setzen zusätzlich auf passive Kühlung und Kernfänger.

Ausblick

Der Anteil der Kernenergie am Weltstrom ist von rund 17 % Ende der 1990er-Jahre auf unter 9 % gefallen. Deutschland hat 2023 seine letzten Reaktoren abgeschaltet, und viele ältere westliche Blöcke gingen aus wirtschaftlichen Gründen vom Netz. Dieser Trend hat sich teilweise gedreht. China hat rund 30 Reaktoren im Bau, mehr als der Rest der Welt zusammen, und baut sie in etwa 5–7 Jahren. Auf der COP28 haben sich mehr als 20 Länder verpflichtet, die weltweite Kernkraftleistung bis 2050 zu verdreifachen. Die USA, Japan, die Niederlande, Schweden, Polen und Belgien verlängern Laufzeiten oder planen Neubauten. Betreiber von Rechenzentren haben langfristige Stromlieferverträge für bestehende Reaktoren und künftige SMR abgeschlossen.

Was die Kernkraft heute bremst, sind Baukosten und Bauzeiten außerhalb Chinas, Koreas und Russlands, die Lieferkette für HALEU-Brennstoff für fortgeschrittene Reaktoren und die seit Langem offene Endlagerfrage außerhalb Finnlands und Schwedens. In dekarbonisierten Netzen mit viel schwankender erneuerbarer Erzeugung liefert Kernkraft gesicherte, regelbare CO₂-arme Leistung. Ob das den Preis wert ist, hängt von den Alternativen vor Ort ab, etwa Batteriespeichern, Kuppelleitungen und Wasserkraft. Der Technologievergleich stellt diese Abwägungen nebeneinander, und die Kraftwerkskarte zeigt, wo die Reaktoren der Welt stehen.