Kernenergie-Kostenrechner
Einordnung Erzeugungsoptionen · Wirtschaftlichkeit Kernkraft-Neubau

Kernenergie-Kostenrechner

Bauzeit. Kapital. Serie. — drei Regler entscheiden über Milliarden.

Stell ein reales Kraftwerksprojekt selbst zusammen — der Rechner zeigt live, was Overnight-Preis, Bauzeit, Verzögerung, Kapitalkosten und Serienbau aus der Investition und aus jeder Kilowattstunde machen.

Methodik & Einordnung

Der Rechner zerlegt die Investition eines Kernkraftwerks-Neubaus in ihre Bausteine und zeigt, wie Bauzeit, Verzögerung und Kapitalkosten aus dem „Overnight-Preis" (Baukosten ohne Zeit- und Zinseffekte) die tatsächliche Gesamtinvestition und die Stromgestehungskosten machen. Kernbefund der internationalen Kostenforschung: Nicht die Reaktortechnik dominiert die Kosten, sondern Bauwerke und indirekte Kosten (Planung, Bauleitung, Projektorganisation) — und genau diese Blöcke laufen bei Verzögerung weiter, während sich das bereits gebundene Kapital weiterverzinst. Alle Größen sind Regler; die Voreinstellung ist ein mittlerer europäischer Neubaufall, die Referenzprojekte unten lassen sich per Klick laden.

Rechenlogik: Investition → Annuität → Stromgestehungskosten. Das Gewicht liegt auf der Zeit: Kernkraftwerke bauen planmäßig 5–9, real oft 13–18 Jahre — deshalb bildet der Rechner Bauzeit, Verzögerung und Bauzinsen als eigene Mechanik ab.

Gesamtinvestition bei Inbetriebnahme (inkl. Bauzinsen)
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Mehrkosten gegenüber Plan (nur durch Zeit & Zins)
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Stromgestehungskosten (LCOE)
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Klick stellt Baukosten- und Finanzierungsregler um — dort nachregelbar; Bauzeit bleibt unverändert.
Hinweis: China im Inland noch günstiger – warum der Chip trotzdem beim Exportpreis bleibt

Der Chip „Asien, staatlich" bildet das Export-Festpreis-Niveau ab (Barakah ohne Finanzierung ≈ 3.571 $/kW; asiatische Exportverträge 3.600–5.800 $/kW). Im chinesischen Heimatmarkt liegen die ausgewiesenen Werte deutlich darunter: Overnight ≈ 2.500 $₂₀₁₈/kW (IEA/NEA 2020), CNNC-Angabe 17.000 CNY/kW (≈ 2.600 $), das Genehmigungsbudget der acht am 31.07.2026 freigegebenen Blöcke überschlägig ≈ 2.550 $/kW.

Vier Gründe für den Abstand: (1) Preisniveau und Wechselkurs – zu Kaufkraftparität (Weltbank-ICP ≈ 4 CNY je internationalem Dollar gegenüber ≈ 7,2 am Devisenmarkt) entsprechen 2.500 $ etwa 4.300 $; ein erheblicher Teil des Preisvorteils ist Währungsrechnung, nicht Bau-Effizienz – importierte Komponenten fallen allerdings zum Marktkurs an. (2) Laufendes Serienprogramm – 33 Blöcke im Bau auf eingefrorenem Design, warme Lieferkette, eingespielte Baustellen; Bauzeiten 5–6,5 Jahre (Zhangzhou-1: 5,2; Taipingling-1: 6,3). (3) Staatliche Finanzierung und Risikoübernahme – Kapitalkosten, Fertigstellungs- und Absatzrisiko liegen bei Staatskonzernen und Staatsbanken; Renditeverzicht drückt den Ausweis. (4) Keine geprüften Ist-Kosten – veröffentlicht werden Genehmigungsbudgets vor dem ersten Beton; Überschreitungen werden nicht systematisch publiziert, ob Bauzinsen enthalten sind, geht aus den Meldungen nicht hervor.

Im Export bleibt vom Inlandsvorteil wenig übrig, weil 70–80 % der Kosten im Gastland anfallen (Bau, Personal, indirekte Kosten, Genehmigung). Derselbe Hersteller kostet im Heimatmarkt 2.200–2.500, am Golf 3.600–5.800, in Tschechien ≈ 9.000 und im US-Rahmen 10.700–13.600 $/kW (Rothwell 2022; Verträge 2025/26). Deshalb steht der Chip auf der Zahl, die außerhalb Chinas realistisch erreichbar wäre – nicht auf dem Inlandsniveau. Zu den Kostenbegriffen dahinter → Klapptext „Vier Zahlen, vier Währungen" in der Investitionskarte.

Was bedeutet der „Mischfall"? — Einordnung der drei Finanzierungswelten

Jede Option koppelt Baukosten und Kapitalkosten zu einem konsistenten Szenario: Asien, staatlich = eingespielter Serienbau staatlich integrierter Programme (Korea/China/Barakah; Vorbehalt: kein unabhängig geprüfter Ausweis) + Staatsbilanz — der niedrige Baupreis ist kein abrufbarer Technikpreis, sondern das Ergebnis eines industriepolitischen Gesamtpakets — jahrzehntelange Programmplanung mit garantierten Folgeaufträgen, staatlicher Aufbau von Lieferkette und Fachkräftebasis, Kapital ohne marktübliche Renditeanforderung. Staatlichkeit allein genügt nicht: EPR2 plant ≈ 7.600 €/kW (EDF 12/2025). Mischfall = mittlerer Referenzfall (6.500 €/kW ≈ 7.100 $/kW: zwischen DOE-„gut ausgeführter Erstbau" 6.200 $ und MIT-Folgebau 8.300–10.375 $) + Mischfinanzierung 40/60 (Voreinstellung). Hinkley-Renditebedingungen = auditierte westliche Erstbau-Kosten + 9 % Rendite, laut NAO nur haltbar mit CfD (ohne ≈ 12 %); die Sponsoren sind selbst Staatskonzerne. Aktueller Marktpunkt: das US-Korea-Paket 09/2026 — 120 Mrd. $ für 8 Blöcke, Ø 15 Mrd. $ je Block ≈ 10.700–13.600 $/kW als All-in-Rahmen (inkl. Bauzinsen/Reserven, kein Overnight; Angebot, keine Ist-Kosten) — bestätigt die westliche Größenordnung.

Der Mischfall (Voreinstellung) ist gemischt finanziert, aber nicht mischstaatlich: 40 % Eigenkapital mit 9 % Renditeanforderung plus 60 % Fremdkapital zu 4 % ergeben den WACC von 6,0 % (Modellannahme). Das Realbild dahinter ist der privatwirtschaftlich-regulierte Versorger nach US-Muster (Vogtle-Rahmen): Die Baukosten wandern in die regulierte Kostenbasis („Rate Base"), die Eigenkapitalverzinsung wird im Regulierungsverfahren festgesetzt, das Fremdkapital ist durch die gesicherte Wälzung auf die Kunden günstig — bei Vogtle zusätzlich durch Bundes-Kreditgarantien gestützt. Die Kunden tragen also das Kostenrisiko, ohne dass der Staat Kapital stellt. „Mischstaatlich" im engeren Sinn — der Staat als Miteigentümer oder Kreditgeber — ist dagegen das Modell „Reguliert / Mix" (Sizewell C: 44,9 % Staats-Eigenkapital, Verbraucherbeiträge ab Baubeginn, ergänzender Staatskredit) bis hin zu „Staatlich" (volle Staatsbilanz, Barakah/EDF/China, 3,5 %). Eigene Mischungen lassen sich über die Regler Staatsanteil am Eigenkapital und Staatsanteil am Fremdkapital einstellen — die Kapitalbalken oben zeigen dann, wie viel der Investition in der Staatsbilanz liegt. Die eigentliche Botschaft der drei Chips ist die WACC-Leiter 3,5 → 6 → 9 %: Sie verändert bei identischer Technik die Gestehungskosten um den Faktor 2–3 und wirkt gleichlaufend auf Szenariokarte, CfD-Bedarf, Cashflow-Tal und Wärmegestehung. Die Chips stellen Baukosten- und Finanzierungsregler gemeinsam um — einzeln nachregelbar.
Bauzeit gesamt
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Die wichtigen ReglerLeistung · Baukosten · Bauzeit · Verzögerung
Richtwerte & Belege
Ein Block der aktuellen Baulinien: EPR ≈ 1.600–1.650 MW (Olkiluoto, Flamanville, Hinkley Point), AP1000 ≈ 1.100 MW (Vogtle), APR-1400 ≈ 1.345–1.400 MW (Barakah, Korea). Alle Anzeigen gelten je Block.

Warum sich die ct/kWh mit diesem Regler nicht ändern: Der Rechner arbeitet mit spezifischen Größen – Overnight-Kosten in €/kW, Betrieb in €/kW·a, Brennstoff, Rückbau und Endlagerung in €/MWh. Investition und Stromerzeugung wachsen beide proportional zur Leistung, ihr Verhältnis bleibt gleich. Die Leistung wirkt deshalb auf die absoluten Summen (Gesamtinvestition in Mrd. €, Tiefe des Cashflow-Tals, Programmsumme, Anteil der Wärmeauskopplung an der Blockleistung) – genau der Punkt im Vergleich SMR gegen Großreaktor. Eine automatische Größendegression („größer = billiger je kW") ist bewusst nicht hinterlegt: Die klassische Anlagenbau-Faustregel (Skalenexponent ≈ 0,6–0,7) hat sich in der Kernkraft empirisch nicht durchgesetzt – die Auswertungen der französischen Flotte (Grubler 2010) und der US-Bauten (Eash-Gates et al. 2020) zeigen mit wachsender Blockgröße steigende spezifische Kosten durch längere Bauzeiten, mehr Komplexität und höhere indirekte Kosten; das SMR-Argument dreht die Logik sogar um (kleiner Block, Serienfertigung). Wer eine Größendegression annehmen will, stellt sie transparent über den Overnight-Regler ein – Beispiel: SMR-Erstbau Darlington ≈ 11.000 €/kW gegenüber ≈ 6.500 €/kW für den Großblock-Referenzfall.
Richtwerte & Belege
Baukosten ohne Zeit- und Zinseffekte, Preisbasis Baustart. Nach Trägerschaft trennen — die Werte sind nicht dieselbe Währung:
Privatwirtschaftlich verantwortete Projekte mit geprüfter Rechnungslegung (maßgeblich für privatwirtschaftliche Kalkulation): Vogtle 3+4 real ≈ 15.000 $₂₀₂₄/kW Overnight (≈ 11.000 $ nominal) — die Referenz des US-Energieministeriums (DOE). Die DOE-Liftoff-Analysen setzen als Arbeitsbandbreite für Neubauten 7.000–20.000 $/kW (Update 09/2024), beziffern einen gut ausgeführten Erstbau mit ≈ 6.200 $/kW und als Serienziel ≈ 3.600 $/kW allgemein bzw. ≈ 4.700 $/kW für den AP1000 — erreichbar erst nach 5–20 baugleichen Einheiten, bislang nicht nachgewiesen. Eine INL-Meta-Analyse (07/2024) sieht den Median der Schätzungen bei ≈ 6.000 $/kW. Europäische Erstbauten rückgerechnet 6.500–10.500 €/kW. Währung: Alle Regler rechnen in Euro; Dollar-Referenzen sind mit 1,10 $/€ umzurechnen (6.200 $ ≈ 5.600 €, 15.000 $ ≈ 13.600 €), Preisjahr jeweils beachten.
Staatliche Programme (Barakah, chinesischer Serienbau): berichtete ≈ 3.000–4.400 $/kW — ohne unabhängig geprüfte, projektscharfe Kostenrechnung; Exportkredite, Konzernstrukturen und unklare Abgrenzungen können den Ausweis drücken. Diese Werte sind kein Maßstab für privatwirtschaftliche Projekte: Sie setzen das komplette industriepolitische Paket voraus — langfristige Programmplanung mit garantierten Folgeaufträgen, staatlichen Aufbau von Lieferkette und Fachkräften, Renditeverzicht des Kapitals — und sind das untere Ende dessen, was solche vertikal integrierten Systeme ausweisen. Aktueller Stand: Chinas Staatsrat genehmigte 07/2026 vier Projekte mit acht Blöcken für über 170 Mrd. CNY (≈ 25,2 Mrd. $) — bei ≈ 9,8 GW brutto überschlägig 2.550 $/kW als Genehmigungsbudget; seit 2022 wurden 49 Reaktoren mit fast 1.000 Mrd. CNY genehmigt. Kaufkraftbereinigt entsprechen chinesische ≈ 2.500 $ eher ≈ 4.300 $; die Kostenleiter „derselbe Hersteller, vier Länder" (KHNP: Inland 2.200–2.500 · VAE 3.600–5.800 · Tschechien ≈ 9.000 · USA-Rahmen 10.700–13.600 $/kW) zeigt: Die Kosten steigen mit dem Gastland, nicht mit dem Anbieter. Aktueller Marktpunkt — US-Korea-Programm (Verhandlungsstand 09/2026): Für acht Großblöcke in den USA stehen 120 Mrd. $ im Raum (von der US-Seite gefordert, aus dem 200-Mrd.-$-Investitionspaket; MoU angestrebt zum 18.09.2026; von den ersten vier bauen Korea und die USA je zwei). Das sind Ø 15 Mrd. $ je Block — je nach Typ ≈ 10.700 $/kW (APR-1400, 1,4 GW) bis ≈ 13.600 $/kW (AP1000, 1,1 GW). Wichtig für diesen Regler: Das ist ein Gesamtinvestitionsrahmen inklusive Eigentümerkosten, Bauzinsen und Reserven, kein Overnight-Preis. Der Overnight-Anker dahinter bleibt Vogtle: ≈ 11.000 $/kW nominal (Stand 01/2024) ≈ 15.000 $₂₀₂₄; Gesamtprojekt inkl. Finanzierung ≈ 18.500 $/kW (MIT-CANES 2024). Dass KHNP in den USA nicht zu Korea-Preisen bauen kann, hat zwei Gründe: Der IP-Vergleich mit Westinghouse (01/2025) bindet den APR-1400-Export, und 70–80 % der Kosten fallen ohnehin im Gastland an (Bau, Personal, indirekte Kosten, Genehmigung). Als erster harter EU-Vertragsanker gilt Dukovany (Tschechien, EPC 06/2025): ≈ 16 Mrd. € für 2 × APR1000 ≈ 9.000 $/kW — Vertragspreis, kein geprüfter Ist-Wert. Der Regler ist bewusst weit: Er trägt die ganze Spanne.
Richtwerte & Belege
Erster nuklearer Beton bis Netzanschluss. Verträge und Ankündigungen: 4–6 Jahre (Olkiluoto-Vertrag: 48 Monate; Barakah-Plan: 5). Realistisch geplant wird heute mit 7–9 Jahren; Hinkley Point C startete 2017 mit Ziel 2025.
Richtwerte & Belege
Zusätzliche Jahre über den Plan hinaus. Empirie der Referenzfälle: Barakah +3 · Vogtle +6 bis +7 · Hinkley Point C bisher +5 · Flamanville +12 · Olkiluoto +14. Eine globale Auswertung zählt bei 97 % der Kernkraftprojekte Kostenüberschreitungen und bei zwei Dritteln Terminüberschreitungen. 0 = Vertrauensfall, den bisher fast nur der ostasiatische Serienbau eingelöst hat.
Richtwerte & Belege
Baugleiche Blöcke als Programm — Referenzrahmen realer Serien: Barakah 4, EPR2-Programm 6, das US-Korea-Verhandlungspaket bis zu 8 Blöcke. Alle Kennzahlen oben zeigen den Programm-Durchschnitt je Block; die Ergebnisleiste weist zusätzlich die Programmsumme aus, die Vergleichskarte darunter die Kosten je Folgeblock.
Richtwerte & Belege
Kostenrückgang der Overnight-Baukosten je Verdopplung der gebauten Blockzahl (Block n kostet n−b des Erstblocks). Realistisch einordnen: Die westliche Historie zeigt teils negative Lernraten (französisches P4→N4-Programm wurde teurer — Grubler 2010; US-Flotte nach 1979 ebenso); positive Serieneffekte sind belegt bei Vogtle 4 (≈ 30 % weniger Arbeitsstunden als Block 3, ≈ 20 % geringere Kosten — Georgia Power/DOE-Liftoff) und in staatlich integrierten Programmen Ostasiens (Korea historisch ≈ 10 %+; MIT-CANES). Das US-Energieministerium unterstellt für sein Serienziel (≈ 3.600 $/kW nach 5–20 Einheiten) implizit zweistellige Raten — ein Ziel, kein Nachweis. Voreinstellung 5 % = vorsichtig-westlich; 0 % = keine Serie; >10 % setzt das komplette ostasiatische Programmpaket voraus (Programmplanung, warme Lieferkette, Renditeverzicht).
Finanzierung fein — Kapitalkosten (WACC)Chips oben setzen die Archetypen; hier einzeln nachregeln

Kapital & Finanzierung

Wer trägt das Kapital — Staat, Verbraucher-reguliertes Mischmodell oder privatwirtschaftliche Investoren? Die Chips setzen belegte Archetypen, die Regler darunter bauen den gewichteten Kapitalkostensatz (WACC) aus Eigen- und Fremdkapital zusammen.
Richtwerte & Belege
Anteil des Eigenkapitals (EK) an der Finanzierung. Kernkraft-Besonderheit: Klassische Projektfinanzierer meiden das Bauzeitrisiko, deshalb wurde Hinkley Point C zu 100 % aus Eigenkapital der Sponsoren EDF und CGN gebaut — Fremdkapital (FK) kam erst gar nicht ins Projekt. Beim Mischmodell Sizewell C stellen Staat und Investoren ≈ 35 % EK, ≈ 65 % laufen als staatlicher Kredit (National Wealth Fund) und exportkreditbesicherte Bankdarlehen.
Richtwerte & Belege
Verzinsungsanspruch der Eigenkapitalgeber. Belegte Ankerpunkte: Der britische Rechnungshof (National Audit Office, 2017) beziffert die erwartete Investorenrendite des Hinkley-Point-Deals auf 9 % (nach Steuern) — und hält fest, dass sie ohne die 35-jährige CfD-Erlösabsicherung bei rund 12 % gelegen hätte; das Baurisiko blieb trotzdem bei den Investoren. Bei Sizewell C ist die zugelassene EK-Rendite reguliert: 10,8 % real während Bau und früher Betriebsphase, davon nur 6 % als laufende Barausschüttung, der Rest wächst als Anspruch in der regulierten Kapitalbasis (Centrica-Kapitalmarktmitteilung, 07/2025).
Richtwerte & Belege
Zinssatz des Fremdkapitals. Spanne: Staats- oder staatsnahe Kredite (Bundesanleihe + Marge; Sizewell-C-Kredit des National Wealth Fund ≈ 4,5 % real) über exportkreditbesicherte Darlehen (Barakah, Bpifrance bei Sizewell) bis zu Projektbank-Konditionen — die es für westliche Neubauten ohne staatliche Besicherung faktisch nicht gibt: Kein Kreditmarkt nimmt 10+ Jahre Bauzeitrisiko ohne Garantie.
Richtwerte & Belege
WACC = EK-Quote × EK-Rendite + FK-Quote × FK-Zins (vereinfacht, vor Steuern). Dieser Satz verzinst im Modell das Baukapital und diskontiert die Annuität — er ist neben der Bauzeit der stärkste Hebel des ganzen Rechners. Die Verteilung des Risikos zeigt er nicht: Beim Staatsmodell ist der Satz niedrig, weil der Steuerzahler das Überschreitungsrisiko unentgeltlich trägt; beim RAB-Modell tragen es großteils die Verbraucher über die Umlage ab Baubeginn.
Gesamtinvestition–
Stromgestehungskosten– ct/kWh

Ergebnis im Vergleich

Live aus den aktuellen Reglern: links die drei Finanzierungswelten auf identischer Technik-Einstellung, rechts der Serieneffekt je Block.

Stromkosten nach Finanzierungswelt

Vom Overnight-Preis zur Gesamtinvestition Planmit Verzögerung

Der Overnight-Preis ist die Baukostensumme, als würde das Werk „über Nacht" entstehen — ohne Preissteigerungen und ohne Zinsen während der Bauzeit. Real kommt beides dazu: Die Ausgaben verteilen sich über viele Jahre (hier als S-Kurve modelliert), jede Jahrestranche verteuert sich mit der Baupreisentwicklung, jedes verbaute Jahr bindet Kapital, das bis zur Inbetriebnahme verzinst werden muss (Bauzinsen, „Interest During Construction"). Verzögerung wirkt dreifach: Das Ausgabenprofil streckt sich, die Verzögerungsjahre kosten laufend Geld (stehende Projektorganisation, Baustellenvorhaltung, Nachträge), und das gebundene Kapital verzinst sich länger.
Plan (ohne Verzögerung)–
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Mit Verzögerung–
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Kostenbegriffe: Vier Zahlen, vier Währungen

Kostenangaben zu Kernkraftwerken werden ständig über Kreuz verglichen. Die Leiter, um sie einzuordnen:

  • Overnight, Preisbasis Baustart – Bau + Eigentümerkosten, ohne Bauzinsen und Preissteigerung. Beispiel: IEA/NEA 2020: Korea 2.157, China 2.500 $₂₀₁₈/kW.
  • Overnight, nominal („year-spent") – dieselbe Abgrenzung in Ausgabejahres-Dollar. Vogtle ≈ 11.000 $/kW.
  • Overnight, inflationiert – auf ein Preisjahr gebracht. Vogtle ≈ 15.000 $₂₀₂₄/kW.
  • Gesamtinvestition – plus Bauzinsen (und Reserve). Vogtle 18.500 $/kW (Multiplikator 1,23 auf Overnight); Korea-US-Rahmen 15 Mrd. $ je Block ≈ 10.700–13.600 $/kW, rückgerechnet 5.800–11.100 $/kW Overnight.
  • Genehmigungsbudget – Planwert vor Baustart, Ist-Kosten werden nicht veröffentlicht. China 07/2026: über 170 Mrd. CNY für acht Blöcke ≈ 2.550 $/kW.
  • Vertragspreis – Festpreis-Paket, Abgrenzung der Finanzierung oft unklar. Barakah 20 Mrd. $ (≈ 3.571 $/kW); Dukovany 5+6 ≈ 16 Mrd. € für zwei Blöcke (≈ 9.000 $/kW).

Gleichartig verglichen bleibt zwischen China und einem US-Folgebau ein Faktor 3,3–4,6, kaufkraftbereinigt 2–2,7 – im Kern der Programm-Effekt, nicht die Eigentümerstruktur (EPR2: ≈ 7.600 €/kW trotz Staatskonzern und Staatsfinanzierung bis 60 %). MIT-CANES (07/2024) beziffert den Serienwert eines US-AP1000 („Nth-of-a-kind") auf 4.625 $₂₀₂₄/kW inklusive 1.000 $/kW Eigentümerkosten bei 48 Monaten Bauzeit; die nächsten beiden Blöcke am Standort Vogtle auf 8.300–10.375 $₂₀₂₄/kW bei 80–96 Monaten. Der Regler „Overnight-Baukosten" erwartet die erste Stufe der Leiter – alles andere rechnet das Modell selbst. Währung und Preisjahr: Der Rechner arbeitet in Euro; Dollar-Angaben sind zu 1,10 $/€ umgerechnet, die Referenz-Presets sind auf die in Euro umgerechneten Endsummen kalibriert (Vogtle: 35 Mrd. $ ≈ 31,8 Mrd. €). Nominale Dollar verschiedener Ausgabejahre lassen sich nur näherungsweise auf einen Kurs bringen – die Unschärfe liegt bei ±10 %.

Overnight-Baukosten Baupreissteigerung während der Bauzeit Mehrkosten der Verzögerungsjahre Bauzinsen (IDC)

Wohin fließen die Overnight-Baukosten?

Aufschlüsselung der Overnight-Kosten nach den gängigen Kostenkategorien der internationalen Studienlage (Struktur als Modellannahme, Spannen im Hinweis unten). Auffällig: Der eigentlich nukleare Teil (Reaktorsystem) trägt nur rund ein Sechstel; Bauwerke und indirekte Kosten dominieren. Die mit zeitsensibel markierten Blöcke skalieren mit der Projektdauer — sie sind der Haupttreiber von Kostenüberschreitungen, nicht die Technik.
Einordnung & Belege
Einordnung der Struktur: Nach Zusammenstellung der World Nuclear Association entfallen rund 80 % der Overnight-Kosten auf den EPC-Umfang (Planung–Beschaffung–Bau), davon etwa 70 % direkte und 30 % indirekte Kosten; die Bauwerke (Civil Works) machen nach der Auswertung von Eash-Gates et al. (Joule, 2020) 30–50 % der Gesamtkosten aus. Analysen der OECD-Kernenergieagentur zu Projekten 2010–2020 identifizieren den Anstieg der indirekten Kosten als Haupttreiber der Überschreitungen (Arbeitskosten ≈ 80 % der indirekten Kosten); in US-Bauten nach Three Mile Island erreichten indirekte Kosten Extremwerte von 72–77 %. Die hier gesetzten Anteile sind ein mittlerer Lehrbuchfall — projektspezifisch prüfen.

Stromgestehungskosten (LCOE)

–ct/kWh –
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Kapitalkosten aus Overnight-Anteil Kapitalkosten aus Zeit & Zins (Eskalation + Verzögerung + IDC) Betrieb & Instandhaltung Brennstoffkreislauf Rückbau & Entsorgung (Rückstellung)
Rechenweg
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Einordnung & Belege

Wer finanziert? Eigenkapital, Fremdkapital, Risiko

Dieselbe Anlage, drei Finanzierungswelten. Die Tabelle rechnet den aktuellen Parametersatz mit den Kapitalkosten der drei belegten Archetypen durch — nur der WACC ändert sich, sonst nichts. (Sie isoliert damit bewusst den Zins-Effekt; die Szenario-Optionen in der Kopfzeile oben koppeln zusätzlich die zugehörige Baukostenwelt.) Der eingestellte Fall ist markiert; die Chips in der Reglerspalte laden die Archetypen.
Kapitalbedarf des eingestellten Falls
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Eigenkapital  davon öffentliche Hand im Eigenkapital (Regler „Staatsanteil") Fremdkapital öffentliche Hand (Regler „Staatsanteil FK") Fremdkapital privat
Einordnung & Belege
Warum die Modelle real existieren: Staatlich — Barakah (Staatsunternehmen + Exportkredit), Frankreichs EPR-Flotte über den Staatskonzern EDF (seit 2023 vollverstaatlicht), China. Kapitalkosten nahe Staatsanleihe; das Überschreitungsrisiko liegt vollständig beim Steuerzahler. Reguliert/Mix (RAB) — Sizewell C (Investitionsentscheidung 07/2025, ≈ 38 Mrd. £₂₀₂₄): Staat 44,9 % des EK, Staatskredit über den National Wealth Fund, Verbraucherumlage ab Baubeginn; die zugelassene EK-Rendite ist reguliert (10,8 % real, Barausschüttung auf 6 % gedeckelt). Weil Erlöse schon während des Baus fließen, wirkt das System wie ein deutlich niedrigerer Kapitalkostensatz — hier vereinfachend als solcher abgebildet, denn das Modell kennt keine Bauzeit-Erlöse. Überschreitungsrisiko: großteils Verbraucher. Hinkley-Renditebedingungen — Hinkley Point C: 100 % Sponsoren-EK; „privatwirtschaftlich" bezeichnet dabei die Risikoposition (projektextern, außerhalb des britischen Haushalts), nicht die Eigentümerschaft — die Sponsoren EDF und CGN sind selbst Staatskonzerne. Erlösabsicherung nur über den 35-Jahre-CfD; NAO: 9 % erwartete Rendite, ohne CfD wären ≈ 12 % verlangt worden. Baurisiko: Investor — mit der Folge, dass EDF Anfang 2024 rund 12,9 Mrd. € wertberichtigte.

CfD-Förderniveau und Staatskapital — die zwei Kanäle

Der Staat kann ein Kernkraftwerk auf zwei Wegen ermöglichen: Kanal 1 — Preisgarantie (CfD): Der Basispreis („Strike") muss die Gestehungskosten decken; die Differenz zum Marktpreis zahlen Verbraucher oder Haushalt. Kanal 2 — Kapital: Der Staat stellt Eigenkapital oder Kredite und senkt so den WACC — dann sinkt der nötige Strike. Beide Kanäle sind Subvention, sie erscheinen nur an verschiedenen Stellen (Stromrechnung vs. Staatsbilanz).
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Einordnung & Belege

Cashflow: das Tal der Kapitalbindung

Kumulierter Zahlungsstrom des Projekts (nominal, vor Finanzierung): erst jahrelang nur Ausgaben, dann Rückflüsse. Genau dieses Tal ist der Grund, warum privatwirtschaftliches Kapital Kernkraft meidet — ein Jahrzehnt negative Cashflows ohne Erlös, Rückzahlung über ein halbes Jahrhundert. Blaue Linie: Erlös zum CfD-Strike (= Gestehungskosten). Graue Linie: Erlös nur zum eingestellten Marktpreis. Gestrichelt: der Strike-Fall abgezinst zum Kapitalkostensatz – gekrümmt, und am Laufzeitende bei null. Form der blauen Linie je nach Strike-Form (fest oder indexiert) und Inflation im Betrieb.
Einordnung & Belege
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Kapitalbindung im Vergleich: SMR gegen Großreaktor

Fester Strukturvergleich, unabhängig von den Reglern: ein 1.600-MW-Großblock, eine 300-MW-SMR-Einheit und ein gestaffeltes Vier-Einheiten-SMR-Programm (Baustarts im 2-Jahres-Abstand, Folgeeinheiten mit Kostendegression nach dem Darlington-Kostenrahmen). Für alle drei gelten identische Bedingungen: 4 % Kapitalkosten, planmäßige Bauzeit, Erlös zum jeweils kostendeckenden Preis — verglichen wird also die Form der Kapitalbindung, nicht die Rentabilität.
Großreaktor 1.600 MW 1 SMR-Einheit 300 MW SMR-Programm 4 × 300 MW, gestaffelt
Ablesung & Einordnung
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Wärmeauskopplung — zwei feste Netzfälle 3.000 Haushalte30.000 Haushalte

Entnahme-Kraft-Wärme-Kopplung am Block: Fernwärme kostet hier verdrängten Strom (Stromverlustkennzahl β, kWhel je kWhth) plus die Wärme-Investitionen — Auskopplung am Kraftwerk, Transportleitung zur Stadt, Verteilnetz mit Hausübergaben. Der Stromwert ist an die oben eingestellten Gestehungskosten gekoppelt (Selbstkosten-Logik im CfD-Rahmen); Kapitalkosten mit dem eingestellten WACC über 40 Jahre. Der SMR-Bezug steckt in der Transportdistanz und der Leistungspassung: Ein stadtnaher 300-MW-Block macht die Leitung kurz — und das 30.000-Haushalte-Netz beansprucht bereits einen substanziellen Teil seiner thermischen Leistung, beim 1.600-MW-Großblock bleibt es ein Randabzweig in großer Entfernung.
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Herleitung & Richtwerte
Stromverlustkennzahl β: Bei Entnahme-Kondensation verliert die Turbine je ausgekoppelter Wärme-kWh elektrische Arbeit; für Fernwärme-Vorlauf 90–130 °C liegt β physikalisch bedingt grob bei 0,10–0,20 kWhel/kWhth (je höher Entnahmedruck/Vorlauftemperatur, desto höher) — 0,15 ist ein mittlerer Annahmewert. Stromwert: angesetzt zu den Gestehungskosten des Blocks (konsistent zur CfD-Logik: jede verdrängte kWh muss dort refinanziert werden); bei Vermarktung zum Marktpreis wäre stattdessen β × Markterlös anzusetzen — bei den eingestellten – ändert das die Rangfolge der Fälle nicht. Investitions-Richtwerte (Annahmen): Auskopplung am Block (Entnahmestutzen, Wärmeübertrager, Regelung) 80–400 €/kWth; Transportleitung großer Nennweite 800–4.500 € je Trassenmeter inklusive Tiefbau; Verteilnetz samt Übergabestation städtisch 4.000–15.000 € je Haushalt; Fernwärme-Volllaststunden 1.800–2.400 h/a. Thermische Blockleistung für die Anteils-Anzeige näherungsweise aus elektrischer Leistung ÷ 0,33 (Wirkungsgrad-Annahme). Nutzungsdauer Wärmesystem 40 Jahre. Der Rechtsrahmen-Hinweis im Kopf gilt unverändert.

Flexibilisierung am Standort — Δ-Baustein (Batterie · Elektrolyse)

Reine Zusatzbetrachtung nach dem Muster des Speicher-Bausteins: verändert LCOE, CfD und Cashflow des Kraftwerks nicht, sondern weist nur das Zusatzergebnis Δ eines Flex-Bausteins am Standort aus — Batterie (Arbitrage zwischen Billig- und Teuerstunden) oder Elektrolyse (Wasserstoff als Senke für sonst verdrängten Strom). Alle Kapitalkosten mit dem oben eingestellten WACC.

Batteriespeicher

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Elektrolyse (Wasserstoff)

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Richtwerte & Belege
Batterie: Schlüsselfertige Großspeicher kosteten 2025 im globalen Mittel ≈ 117 $/kWh (4-h-Systeme 110; Europa 177, USA 219, China 73 — BNEF-Kostenerhebung 12/2025); projektbezogene Gesamtausgaben außerhalb Chinas/USA ≈ 125 $/kWh, Speicher-Vollkosten ≈ 65 $/MWh (Ember, 10/2025); der US-Benchmark voll installiert liegt deutlich höher (NREL 2025). Wirkungsgrad ≈ 88 %, Rechnungsdauer 15 Jahre, Betrieb 2 %/a der Investition — Annahmen. Elektrolyse: Installierte Systeme außerhalb Chinas 2024 ≈ 2.000–2.600 $/kW, in China 600–1.200; chinesische Systeme in Europa installiert ≈ 1.500–2.400 (IEA Global Hydrogen Review 2025; Europäisches Wasserstoff-Observatorium 2025: Alkali ≈ 2.075, PEM ≈ 2.196 €/kW). Stromselbstkosten hier = Gestehungskosten des Kraftwerks; Wasserstofferlös je Strom-MWh: 85 €/MWh ≙ bei ≈ 50 kWh Strom je kg (Systemwirkungsgrad ≈ 67 %) rund 4,3 €/kg — Annahme; Rechnungsdauer 20 Jahre, Betrieb inkl. Stapeltausch 4 %/a (Stack-Lebensdauer ≈ 50.000 h, IEA). Bei eingestelltem Auslastungsverlust zeigt die Karte das jährlich verdrängte Stromvolumen als natürliches Ladefenster bzw. Elektrolyse-Budget.
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Der Zeit-Zins-Hebel: LCOE über die Bauzeit

Dieselbe Anlage, dieselben Overnight-Kosten — nur die Bauzeit variiert (x-Achse), gerechnet für drei Kapitalkostensätze. Die Kernaussage der Kurvenschar: Bei günstigem (z. B. staatlichem) Kapital ist Bauzeit fast verzeihlich, bei markt­üblichen Projektrenditen wird sie zum dominanten Kostentreiber. Deshalb sind Kapitalkostensatz und Terminsicherheit — nicht die Reaktortechnik — die beiden entscheidenden Stellgrößen jeder Kernkraft-Wirtschaftlichkeitsrechnung. Marker: ● Plan-Bauzeit, ▲ Bauzeit mit eingestellter Verzögerung (jeweils beim eingestellten Zins interpoliert).
Einordnung
Zur Einordnung der y-Achse: Der britische Differenzvertrag für Hinkley Point C startete bei 92,50 £/MWh (Preisbasis 2012) und liegt inflationsindexiert inzwischen über 15 ct/kWh — 35 Jahre lang, mit weiter steigender Preisbindung.

Referenzprojekte: geplante vs. reale Bauzeit

Fünf abgeschlossene bzw. weit fortgeschrittene Neubauprojekte westlicher und koreanischer Bauart. Grüner Balken = geplante Bauzeit bei Baustart, roter Balken = reale Bauzeit bis Netzanschluss (Stand der Berichte). „Übernehmen" lädt einen Parametersatz, der die dokumentierten Endgrößen näherungsweise reproduziert — keine offizielle Kostengliederung, sondern eine Kalibrierung des Modells auf die berichteten Summen. Dollar-Projekte sind zur Vergleichbarkeit näherungsweise 1:1 in Euro übertragen; die Aussagekraft liegt in Struktur und Dynamik, nicht in der zweiten Nachkommastelle.
Einordnung & Belege
Lesart der Spannweite: Barakah (Vertrag als Festpreis-Paket, eingespielte koreanische Lieferkette) blieb nahe am Budget; die europäischen und US-Erstbauten (Erstanwendung „First-of-a-kind", unterbrochene Lieferketten, Baustart vor fertiger Detailplanung) vervielfachten Kosten und Bauzeit. Beide Enden sind real — ein belastbarer Plan muss begründen, warum das eigene Projekt näher am einen als am anderen Ende landet. Übertragbarkeits-Vorbehalt: Kostenangaben staatlicher Programme (Barakah, chinesischer Serienbau, teils auch Darlington/OPG) beruhen nicht auf unabhängig geprüfter, projektscharfer Rechnungslegung und sind durch Staatskredite und Konzernverflechtung nicht in privatwirtschaftliche OECD-Kalkulation übertragbar; maßgeblich dafür sind die auditierten Projekte (Vogtle, Hinkley Point, Flamanville, Olkiluoto) und die DOE-Bandbreiten.

Weitere Regler & Feineinstellungen

Die vier Kernregler und die Finanzierung stehen oben unter den Kennzahlen. Hier: Eskalation, Laufzeit, Erlösseite, Betrieb. Die Chips laden kalibrierte Referenzfälle (überschreiben alle Regler — auch die oben).

Zeit — Feineinstellungen

Richtwerte & Belege
Nominale Verteuerung der noch ausstehenden Bautranchen (Baupreisindex, Nachträge aus Preisgleitklauseln) gegenüber der Preisbasis des Baustarts. Zur Kalibrierung: Hinkley Point C weist 35 Mrd. £ in Preisen von 2015 aus, die rund 48 Mrd. £ in laufenden Preisen entsprechen — über die Projektlaufzeit ≈ 3–3,5 %/a.
Richtwerte & Belege
Laufende Kosten der Verzögerungsjahre in % der Overnight-Summe pro Jahr: stehende Projektorganisation, Bauleitung, Qualitätssicherung, Baustellenvorhaltung, Umplanung, Nachträge. Herleitung des Standardwerts aus der Strukturkarte: Indirekte Kosten (20 %) und Bauherrenkosten (8 %) sind zusammen 28 % der Overnight-Summe – kalkuliert für die geplante Bauzeit von 8 Jahren, also ≈ 3,5 % je Jahr. Läuft die Baustelle länger, läuft diese Organisation weiter, ist aber in der Overnight-Summe nicht enthalten – deshalb wird sie je Verzögerungsjahr zusätzlich angesetzt. Keine Doppelzählung: Die Bauzinsen auf diese Beträge rechnet das Modell separat (Legende „Bauzinsen"), die Baupreissteigerung ebenfalls; die Streckung des Auszahlungsprofils über die Verzögerungsjahre erfasst nur den Zeit- und Zinseffekt auf den geplanten Umfang. Wer die Organisation bei Verzug für abbaubar hält, stellt 0–2 % ein; die Sensitivität im Standardfall: 0 % ≈ −1,1 ct/kWh gegenüber 3,5 %. Plausibilitätsanker: EDF beziffert ein Jahr zusätzlichen Verzug bei Hinkley Point C mit rund 2,5 Mrd. € Belastung – einschließlich Finanzierungseffekten ≈ 4–6 % der Overnight-Summe, konsistent mit ≈ 3,5 % Organisationskosten plus Zins.

Laufzeit & Modernisierung

Richtwerte & Belege
Auslegungs- und Rechnungszeitraum der Annuität. Neue Baulinien werden für 60 Jahre ausgelegt; der französische Rechnungshof rechnet Flamanville 3 mit 60 Jahren. 80 Jahre sind kein Rechenwert ins Blaue: Die US-Aufsicht NRC vergibt im Verfahren „Subsequent License Renewal" Betriebszulassungen von 60 auf 80 Jahre — erteilt u. a. für Surry, Turkey Point, Peach Bottom, North Anna und Browns Ferry (Stand: Erneuerungen bis 12/2025). Voraussetzung ist ein Alterungsmanagement mit erheblichen Reinvestitionen — dafür der Regler „Modernisierung" darunter. Längere Laufzeit senkt die Kapitalkomponente je kWh, aber mit abnehmendem Grenznutzen: Die fernen Jahre sind im Barwert fast nichts mehr wert.
Richtwerte & Belege
Große Ertüchtigungsinvestition (Komponententausch, Leittechnik, Nachrüstungen) — im Modell fällig im Betriebsjahr 30, bei Betriebsdauer über 60 Jahren zusätzlich nochmals im Betriebsjahr 55; eingerechnet als Barwert in die Kapitalkosten und als Ausgabe im Cashflow. Maßstab aus der Praxis: Frankreichs „Grand Carénage" (Ertüchtigung der Bestandsflotte für den Betrieb über 40 Jahre hinaus) beziffert der Rechnungshof auf 100,8 Mrd. € für 2014–2035 (131,9 Mrd. inkl. ergänzender Betriebsaufwendungen) — im Schnitt grob 1,7 Mrd. € je Reaktor, also in der Größenordnung 1.000–1.800 €/kW über zwei Jahrzehnte. Der Rechnungshof beziffert die Verlängerung des Bestandsparks von 40 auf 60 Jahre auf 51 €₂₀₂₃/MWh — deutlich unter Neubaukosten, aber kein Nulltarif.

Erlös & Förderung (CfD)

Richtwerte & Belege
Langfrist-Erwartung für den erzielbaren Marktwert des Stroms (nominal, vereinfachend konstant). Gegen diesen Preis wird der Förderbedarf des Differenzvertrags (CfD, Contract for Difference) gerechnet: Liegt der garantierte Basispreis („Strike") darüber, zahlen Verbraucher bzw. Staat die Differenz. Realer Anker: Im August 2025 lag der britische Großhandelspreis bei rund 7 p/kWh, die Hinkley-Aufstockung bei rund 5 p/kWh.
„Aus EE-Anteil ableiten" berechnet Marktwertfaktor und Auslastungsverlust automatisch aus dem EE-Anteil darunter (Kennlinien im Klapptext); manuelles Verstellen der beiden Regler schaltet zurück auf „Manuell".
Kennlinien & Belege
Belegte Stützpunkte (OECD-NEA-Dekarbonisierungsstudie 2019, 50 g CO₂/kWh): Die Systemzusatzkosten je fluktuierender MWh steigen von ≈ 8 $ bei 10 % Anteil auf ≈ 50 $ bei 75 % (Profilkosten ≈ zwei Drittel); die installierte Gesamtleistung wächst bei 75 % auf mehr als das Dreifache der Spitzenlast, die Kernkraft-Erzeugung sinkt deutlich und muss stark modulieren. Kennlinien dieses Rechners (dokumentierte Heuristik, keine NEA-Zahlen): Auslastungsverlust = 0,0035 × (EE-Anteil − 10)² Prozentpunkte (ab 10 %; z. B. 30 % → ≈ 1 Pkt., 50 % → ≈ 6, 75 % → ≈ 15). Marktwertfaktor = 1 + 0,7 × vermiedener Stundenanteil / verbleibender Anteil — Mechanik: Wer die Billigstunden meidet, konzentriert die Erzeugung auf teurere Stunden (Wertkonzept nach Hirth, in der NEA-Studie referenziert). Beide Größen bleiben manuell übersteuerbar; die Koeffizienten sind Annahmen zur Einordnung, keine Systemstudie.
Richtwerte & Belege
Verhältnis des erzielten Marktwerts der eigenen Erzeugung zum Basispreis (Konzept der Monatsmarktwerte). Regelbare, gesicherte Erzeugung ist je kWh system­dienlicher: Sie liefert auch in Knappheits­stunden und erzielt Faktoren nahe 1 oder darüber — das ist der Wertvorteil der planbaren Kilowattstunde. Aber fallabhängig: In Systemen mit hohem Anteil fluktuierender Erneuerbarer drückt deren Null-Grenzkosten-Einspeisung die Preise gerade in Erzeugungsstunden — auch Grundlast erlöst dann in vielen Stunden wenig oder produziert in Negativpreisphasen; der Faktor kann unter 1 fallen. Fluktuierende Erzeugung selbst liegt strukturell unter 1, fallend mit dem eigenen Systemanteil — das exakte Pendant zu den Marktwert-/Abregelungsfaktoren in EE-Rechnungen. Wirkt hier auf den Markterlös (CfD-Lücke, Cashflow-Marktlinie), nicht auf die Gestehungskosten.
Richtwerte & Belege
Reduktion des Kapazitätsfaktors durch flexible Fahrweise: Lastfolgebetrieb, Verdrängung in Stunden hoher EE-Einspeisung, Abregelung bei Negativpreisen — anteilig am Gesamtsystem: je höher der Anteil fluktuierender Erzeugung, desto größer der Effekt. Die OECD-Kernenergieagentur nennt das den Kompressionseffekt: Sinkende Volllaststunden und Preise treffen alle regelbaren Erzeuger, Kernkraft wegen ihres Fixkostenanteils überproportional. Frankreich fährt seine Flotte real in starker Modulation; der Rechnungshof (11/2025) und der EDF-Vorstand thematisieren die Folgen ausdrücklich. Mechanik hier: Weniger Volllaststunden verteilen dieselben Fix- und Kapitalkosten auf weniger Kilowattstunden — der LCOE steigt (Anzeige in der LCOE-Karte). Der systemdienliche Wert der Flexibilität erscheint spiegelbildlich im Marktwertfaktor oben: Wert je kWh rauf, Kosten je kWh rauf — die Nettowirkung ist fallabhängig. Flexibilisierung über Batterien am Standort oder Wasserstoff-Elektrolyse als Senke kann Volllaststunden zurückholen, kostet aber eigenes Kapital — unten in der Karte „Flexibilisierung am Standort" als Δ-Baustein nachrichtlich rechenbar.
Fester Nominalpreis: ein Preis für die gesamte Betriebsdauer (Zeitmittel; so weisen Kostenstudien den LCOE aus). Indexiert: startet niedriger und steigt jährlich mit der Inflation im Betrieb — barwertgleich, aber die Form, in der reale Differenzverträge wie Hinkley Point C abgeschlossen werden. Der Schalter ändert Strike-Anzeige, CfD-Rechnung und Cashflow-Verlauf, nicht die Gestehungskosten als Zeitmittel.
Richtwerte & Belege
Dauer der Preisgarantie. Hinkley Point C: 35 Jahre, inflationsindexiert. Je kürzer die Garantie, desto höher muss der Strike liegen, damit sich das Kapital in der Garantiezeit verdient — hier vereinfachend: Strike = Gestehungskosten über die volle Betriebsdauer.
Richtwerte & Belege
Wie viel des Eigenkapitals stellt die öffentliche Hand? Verändert im Modell nicht den WACC (dafür die Regler oben nutzen), sondern weist aus, wie viel Staatskapital in der Bilanz gebunden wird — der zweite Kanal staatlicher Unterstützung neben dem CfD-Zuschuss. Referenz: Sizewell C — Staat 44,9 % des EK plus Staatskredit; NAO-Alternativrechnung für Hinkley: Schon 25 % Staats-EK hätten den nötigen Strike von 92,50 auf 69,50–76,00 £/MWh (Preisbasis 2012) gesenkt.
Richtwerte & Belege
Wie viel des Kredits stellt die öffentliche Hand selbst (Staats-/Förderkredit, Bilanz des Staates)? Gezählt wird nur echtes Staats-Fremdkapital — Staatsgarantien für private Kredite zählen hier nicht (Vogtle: DOE-Kreditgarantien; Olkiluoto 3: Exportkreditgarantien), obwohl auch sie Risiko auf die öffentliche Hand verlagern. Referenzen: Barakah lief über Direktfinanzierung der Regierung Abu Dhabis; Flamanville und das französische EPR2-Programm über den Staatskonzern EDF mit zugesagten Staatskrediten; Sizewell C kombiniert Staats-EK (44,9 %) mit zusätzlichem Staatskredit — dessen Anteil ist projektspezifisch und hier über den Regler zu setzen. Die Preset-Zuordnungen sind Annahmen nach dieser Abgrenzung.

Betrieb

Richtwerte & Belege
Volllastanteil des Jahres (× 8.760 h). Gut geführte Flotten erreichen 88–92 %; der französische Rechnungshof setzt für Flamanville 3 im Rentabilitätsszenario 85 % an. Erstbetriebsjahre liegen darunter — Flamanville 3 geht bereits ab September 2026 für 350 Tage in die erste komplette Revision (Deckelwechsel).
Richtwerte & Belege
Fixe Betriebskosten je kW und Jahr: Personal (mehrere hundert Beschäftigte je Standort), Instandhaltung, Versicherung, Sicherung, Aufsichtsgebühren. Typische Ansätze internationaler Kostenstudien liegen im Bereich 90–140 €/kW·a — Annahme, projektspezifisch prüfen.
Warum dieser Regler & Herleitung
Jährliche Preissteigerung von Betrieb & Instandhaltung, Brennstoff, Rückbau- und Entsorgungsumlagen sowie der Modernisierungsinvestitionen ab Inbetriebnahme. Warum nötig: Der Kapitalkostensatz (WACC) ist ein nominaler Zins, die Baupreissteigerung wird nominal gerechnet — würden die Betriebskosten dagegen 60 Jahre lang nominal konstant bleiben, unterstellte das Modell, dass sie real jedes Jahr um die Inflationsrate fallen. Voreinstellung 2 %/a (EZB-Zielinflation); 0 % stellt die frühere Rechnung wieder her. Mechanik: Die Gestehungskosten bleiben ein fester Nominalpreis über die Betriebsdauer, der barwertgleich zum steigenden Kostenpfad ist (Levelisierungsfaktor = Barwert des wachsenden Zahlungsstroms × Annuitätenfaktor; bei 2 %/a und 6 % WACC über 60 Jahre ≈ 1,39, bei 3,5 % WACC ≈ 1,56, bei 9 % ≈ 1,27 — je niedriger der Zins, desto schwerer wiegen die fernen, teureren Jahre). Der erwartete Großhandelspreis bleibt wie eingestellt nominal konstant. Ob der Strike als fester Nominalpreis oder — wie bei Hinkley Point C — indexiert ausgewiesen wird, stellt der Schalter „Strike-Form" in der Gruppe „Erlös & Förderung" um; die Gestehungskosten als Zeitmittel ändert er nicht.
Richtwerte & Belege
Uran, Konversion, Anreicherung, Fertigung je erzeugter MWh. Der Brennstoffanteil ist bei Kernkraft klein — die Wirtschaftlichkeit entscheidet sich fast vollständig auf der Kapitalseite. Annahme.
Richtwerte & Belege
Umlage je MWh für Stilllegung und Rückbau der Anlage — in Deutschland Sache der Betreiber (Rückstellungen); ein vom Wirtschaftsministerium beauftragtes Gutachten bezifferte die Rückbau-Gesamtkosten der deutschen Flotte seinerzeit (Stand vor 2017) auf 47,5 Mrd. €. Annahme, projektspezifisch prüfen.
Richtwerte & Belege
Umlage je MWh für Zwischenlagerung und Endlager. Deutscher Referenzpunkt: Die Betreiber übertrugen diese Pflichten 2017 gegen Einmalzahlung von 24,1 Mrd. € an den Staatsfonds KENFO (Entsorgungsfondsgesetz; Zahlung 03.07.2017 inkl. 35 % Risikozuschlag; eine Nachhaftung ist ausgeschlossen — reicht das Geld nicht bis zum Finanzierungshorizont 2099, trägt der Steuerzahler). Überschlag: 24,1 Mrd. € auf die historische deutsche Kernenergie-Erzeugung von grob 5.000 TWh ≈ 5 €/MWh allein für diesen Posten — Größenordnung, keine Kalkulation. Fondsstand 31.12.2025: 25,6 Mrd. € nach 5,3 Mrd. € Auszahlungen. Wegen Diskontierung über Jahrzehnte bleibt der LCOE-Beitrag klein; die absoluten Jahrhundertkosten sind es nicht.

Systemkosten — nachrichtlich, über den LCOE hinaus

Richtwerte & Belege
Reserve- und Regelleistung, die das Gesamtsystem je erzeugter MWh zusätzlich vorhalten muss (Revisionen, ungeplante Ausfälle, Regelenergie). Einordnung der OECD-Kernenergieagentur (Systemeffekte-Studie 2012): Für regelbare Erzeugung inklusive Kernkraft liegen diese Netz- und Systemkosten bei rund 2–3 $/MWh — etwas über anderen regelbaren Kraftwerken, weil große Blöcke die n-1-Reserve des Systems erhöhen, aber weit unter fluktuierenden Erneuerbaren, deren Profil- und Ausgleichskosten mit dem Systemanteil steigen (NEA-Dekarbonisierungsstudie 2019, 50 g CO₂/kWh-Szenario: von einstelligen Werten bei 10 % Anteil auf mehrere Dutzend $/MWh bei 75 %; Profilkosten dominieren). Fair einordnen: Systemkosten sind keine feste Technologieeigenschaft, sondern hängen an Systemanteil, Flexibilität und Speicherkosten — Kritiker halten die Flexibilitätsannahmen solcher Studien für zu konservativ, und ein Systemkosten-Nachteil kann durch einen Erzeugungskosten-Vorsprung überkompensiert werden. Der Regler ist bewusst weit, damit sich beide Welten einstellen lassen.
Richtwerte & Belege
Anteilige Netzkosten je MWh: Anschluss (starke Trassen für große Blöcke — an Bestandsstandorten günstig) sowie zurechenbarer Übertragungs- und Verteilnetzausbau. In der NEA-Systematik die Kategorien „Connection" und „Grid" neben Profil- und Ausgleichskosten; Befund der Studienlage: Länderunterschiede wiegen schwerer als Technologieunterschiede. Für Kernkraft ist der Posten klein, weil Erzeugung planbar und standortkonzentriert ist; dezentrale, wetterabhängige Erzeugung treibt dagegen Netzausbau und -verstärkung. Methodisch wichtig: Beide Systemposten sind nachrichtlich — sie gehen nicht in den CfD-Strike ein, denn sie fallen im Gesamtsystem an (Netzentgelte, Regelenergiemärkte), nicht beim einzelnen Erzeuger.
Rechtsrahmen Deutschland: Für die Errichtung und den Betrieb von Anlagen zur Spaltung von Kernbrennstoffen zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität werden keine Genehmigungen erteilt (§ 7 Abs. 1 Satz 2 Atomgesetz, geltendes Recht; nach Auskunft der Bundesregierung erfasst die Gewerblichkeit auch die Eigenversorgung). Ein AKW-Neubau ist in Deutschland damit ohne Gesetzesänderung nicht genehmigungsfähig — der Rechner dient der Einordnung der internationalen Debatte und dem Vergleich von Kostenmechaniken, nicht der Projektplanung.