08.04.2026

Inhaltsverzeichnis:

Übersicht europäische Atomkraftwerke.

Anlyase einzelner AKW's:

Frankreich: Flamanville.
Grossbritannien: Hinkley Point C.
Slowakei: Mochovce 3.
Finnland: Olkiluoto 3.
Ungarn: Paks II.
Rumänien: Cernavoda.
Polen: Erstes AKW in Planung.

Neue Kernkraftwerke in Europa - und in der Schweiz?

Wie unterscheiden sich SMR-Reaktoren von herkömmlichen Atomkraftwerken?
Welches sind die finanziellen Risiken von SMR-Projekten in Europa?
Welches waren die grössten historischen Baustopps und politische Hürden bei neuen Kernkraftwerken in Europa?
Welches waren die grössten historischen Baustopps und politische Hürden bei neuen Kernkraftwerken weltweit?
Wie ist die Wirtschaftlichkeit neuer EPR-Reaktoren im Vergleich zu Erneuerbaren?
Wie ist die Wirtschaftlichkeit neuer SMR-Reaktoren im Vergleich zu Erneuerbaren?
Macht es heute überhaupt noch Sinn, neue Kernkraftwerke zu planen und zu bauen?

Schlussbetrachtung.

Fazit.

Vorwort stromzeit.ch.

Die Geschichte der neueren Kernkraftwerke in Europa zeigt, dass die Planung, Projektierung, der Bau und die Inbetriebnahme von neuen AKWs geprägt ist von massiven Kostenüberschreitungen, technischen Problemen, langen Projektlaufzeiten und extremen Zeitverzögerungen. Zum einen explodieren die Kosten wegen veränderten Rahmenbedinungen während extrem langen Projektlaufzeiten. Zum andern auch wegen Lieferkettenproblemen und neuen Anforderungen an Material und Technologie. Vor dem Hintergrund der rasanten technologischen Entwicklung kann man heute nicht mehr davon ausgehen, dass eine heute geplante Technologie auch noch in fünfzehn Jahren «State of the Art» ist. Bei einem Baustopp (was aus verschiedenen Gründen möglich ist), droht ein Milliardengrab.

Kernkraftwerke sind unter marktwirtschaftlichen Bedingungen heute nicht mehr rentabel. Während Investoren die Technologie zunehmend als Hochrisiko-Investment einstufen, zeigen reale Bauprojekte in Europa eine negative Lernkurve, bei der Anlagen mit der Zeit teurer statt billiger werden: Massive Kostenüberschreitungen sind nicht die Ausnahme, sondern die Regel.

Warum nur will die Schweizer Regierung zwei neue Kernkraftwerke bauen? Hat man in der Schweiz tatsächlich den Eindruck, man könne es besser als alle anderen Staaten in Europa? Will die Schweizer Regierung ernsthaft dreissig Jahre warten, bis wir mehr Atomstrom haben oder im schlimmsten Fall ein Milliardengrab riskieren?

Zwei neue AKW's zu bauen, wäre wohl die fataleste aller fatalen Fehlentscheidungen.
Deshalb dieser Bericht.

Übersicht europäische Atomkraftwerk-Milliardengräber.

Die folgende Liste europäischer Atomkraftwerke wird unterteilt nach ihrem aktuellen Status.

Fertiggestellte oder in Betrieb befindliche Atomkraftwerke:

Fertiggestellte Atomkraftwerke.

• Frankreich: Betreibt insgesamt 57 Kernkraftwerke an 18 Standorten. Zu den Standorten gehören unter anderem Belleville, Blayais, Cattenom, Chinon, Chooz, Civaux, Cruas, Dampierre, Flamanville (Blöcke 1 & 2), Gravelines, Nogent, Paluel, Penly, Saint-Alban, Saint-Laurent und Tricastin. Der neueste Block, Flamanville 3 (EPR), wurde im Dezember 2024 erstmals mit dem Netz verbunden und erreichte im Dezember 2025 seine volle Leistung.
• Finnland: Betreibt fünf Reaktoren an zwei Standorten: Olkiluoto 1, 2 und 3 sowie Loviisa 1 und 2. Olkiluoto 3 (EPR) nahm am 16. April 2023 den regulären Betrieb auf.
• Slowakei: Betreibt fünf Reaktoren an den Standorten Bohunice (Blöcke 3 & 4) und Mochovce (Blöcke 1, 2 & 3). Mochovce 3 ging im Januar 2023 ans Netz.
• Ungarn: Betreibt das Kraftwerk Paks I mit vier Reaktoren (Blöcke 1–4).
• Rumänien: Betreibt die Blöcke 1 und 2 am Standort Cernavodă.
• Grossbritannien: Betreibt neun Reaktoren an vier Standorten: Hartlepool, Heysham 1 & 2, Sizewell B und Torness.
• Belgien: Betreibt noch die Reaktoren Doel 4 und Tihange 3, deren Laufzeit bis 2045 verlängert werden soll.
• Spanien: Betreibt sieben Reaktoren an fünf Standorten, darunter Almaraz, Ascó, Cofrentes, Trillo und Vandellós.
• Tschechien: Betreibt sechs Reaktoren an den Standorten Dukovany (Blöcke 1–4) und Temelín (Blöcke 1 & 2).
• Ukraine: Betreibt 15 Reaktoren an vier Standorten: Saporischschja (derzeit unter russischer Besetzung abgeschaltet), Riwne, Chmelnyzkyj und Süd-Ukraine.
• Belarus: Das Kernkraftwerk Ostrowez (Belarus 1 & 2) ist im kommerziellen Betrieb.
• Slowenien: Betreibt den Reaktor Krško (gemeinsam mit Kroatien).
• Niederlande: Betreibt das Kernkraftwerk Borssele.
• Armenien: Betreibt den Reaktor Mezamor 2.

Im Bau befindliche Atomkraftwerke.

• Grossbritannien: Am Standort Hinkley Point C befinden sich zwei EPR-Blöcke (C1 & C2) im Bau.
• Slowakei: Der Block Mochovce 4 ist fertiggestellt und befand sich Ende 2024 in der Testphase für den kommenden Netzanschluss.
• Ungarn: Das Projekt Paks II (Blöcke 5 & 6) befindet sich in einer frühen Bauphase; der erste Betonguss für Block 5 ist für Februar 2026 geplant.
• Russland: Laut Übersichtstabellen befinden sich derzeit vier Reaktoren im Bau.

Geplante Atomkraftwerke.

• Polen: Plant den Bau von bis zu sechs grossen Reaktoren. Der erste Standort ist Lubiatowo-Kopalino (Gemeinde Choczewo) mit drei AP1000-Reaktoren von Westinghouse. Ein zweites Kraftwerk ist in Kooperation mit ZE PAK und PGE geplant. Zudem gibt es weitreichende Pläne für bis zu 24 kleine modulare Reaktoren (SMR), unter anderem in Włocławek.
• Frankreich: Plant den Bau von mindestens sechs bis zu 14 neuen EPR2-Reaktoren. Die ersten zwei sollen in Penly (Baubeginn vor 2027), weitere in Gravelines und Bugey entstehen. Zudem ist ein SMR-Prototyp (NUWARD) in Entwicklung.
• Grossbritannien: Plant das Projekt Sizewell C (zwei EPR-Blöcke), zwei Blöcke in Bradwell B (HPR 1000) sowie mehrere SMR-Standorte, beginnend in Wylfa.
• Rumänien: Plant die Fertigstellung der Blöcke Cernavodă 3 und 4 sowie ein SMR-Projekt in Doicești.
• Tschechien: Beschloss 2022 den Bau von drei weiteren Reaktoren, beginnend mit Dukovany 5.
• Niederlande: Plant zwei neue Reaktoren in der Provinz Zeeland sowie Mini-KKW in Limburg.
• Schweden: Plant einen massiven Ausbau mit etwa zehn weiteren Blöcken bis 2045.
• Bulgarien: Plant den Bau neuer Reaktoren am Standort Kosloduj (Blöcke 7 & 8).
• Estland: Erwägt den Bau eines modularen Kernreaktors (SMR) durch die Firma Fermi Energia.
• Norwegen: Eine Kommission prüft den Einsatz von Kernenergie; formelle Verfahren für SMR-Kraftwerke (z. B. in Vardø) wurden eingeleitet.
• Belgien: Die Regierung beabsichtigt den Bau neuer Reaktoren zusätzlich zur Laufzeitverlängerung bestehender Anlagen.

Geplante und effektiven Kosten bei neuen AKW’s in Europa.

Die Milliardengräber auf einen Blick:

Illustration © stromzeit.ch* 

Übersicht über die geplanten und effektiven Kosten (bzw. aktuellsten Schätzungen) für die genannten europäischen Kernkraftwerksprojekte:

Erläuterungen zu den Zahlen:

• Flamanville 3: Die Summe von 23,7 Milliarden Euro umfasst neben den reinen Baukosten (ca. 13,2 Mrd. EUR) auch erhebliche Finanzierungskosten sowie Rücklagen für Rückbau und Entsorgung.
• Hinkley Point C: Die Kostensteigerung wird primär auf die Inflation, den Brexit, die Pandemie und massive technische Designänderungen zurückgeführt.
• Paks II: Obwohl der Vertragswert mit Rosatom offiziell bei 12,5 Milliarden Euro liegt, warnen Experten vor massiven Kostensteigerungen durch die jahrelangen Verzögerungen und notwendige technische Nachbesserungen bei der Kühlung.
• Polen: Die Kostenschätzungen für das erste polnische AKW haben sich bereits in der Planungsphase von ursprünglich ca. 12,5 Milliarden Euro auf nunmehr rund 35 Milliarden Euro fast verdreifacht.
• Systematisches Risiko: Marktanalysten weisen darauf hin, dass bei europäischen AKW-Neubauprojekten eine zwei- bis dreifache Kostenüberschreitung gegenüber der ursprünglichen Planung eher die Regel als die Ausnahme ist.

Geplante und tatsächliche Projektdauer.

Erhebliche, jahrelange Verzögerungen sind der Normalfall.

Illustration © stromzeit.ch*

Übersicht über die geplante Projektdauer und die tatsächliche bzw. aktuell erwartete Projektlaufzeit für die genannten europäischen Kernkraftwerksprojekte:

Zusammenfassende Erkenntnisse:

• Olkiluoto 3 und Flamanville 3 weisen mit 14 bzw. 12 Jahren die massivsten zeitlichen Überschreitungen bei bereits fertiggestellten Projekten auf.
• Bei Hinkley Point C hat sich der Inbetriebnahmetermin des ersten Blocks bereits von 2025 auf frühestens 2030 verschoben.
• Das Projekt Mochovce 3 benötigte nach der offiziellen Wiederaufnahme der Bauarbeiten im Jahr 2009 insgesamt 14 Jahre bis zur Netzsynchronisation, obwohl ursprünglich nur eine Restbauzeit von etwa drei Jahren kalkuliert worden war.
• Für das erste polnische Kernkraftwerk sowie die Erweiterung in Rumänien und Ungarn zeigen aktuelle Expertenprognosen, dass die ursprünglich anvisierten Zeitpläne bereits im Vorfeld bzw. in frühen Phasen um 7 bis 17 Jahre korrigiert werden mussten.
• Ein systematisches Muster in den Quellen verdeutlicht, dass bei europäischen Kernkraftwerksprojekten die tatsächliche Bauzeit oft das Drei- bis Vierfache der ursprünglichen Planung beträgt.

Strompreise und prognostizierte Stromgestehungskosten.

Die ökonomische Realität der neuen europäischen Kernkraftwerke.

Illustration © stromzeit.ch*

Übersicht der Strompreise bzw. der prognostizierten Stromgestehungskosten (LCOE) für die genannten europäischen Kernkraftwerksprojekte:

Wichtige Anmerkungen zu den Preisen:

Strike Price (Hinkley Point C): Der Preis für Hinkley Point C ist an die Inflation gekoppelt und steigt jährlich an. Bei Vertragsabschluss 2013 lag er noch bei 92,50 Pfund/MWh (Basispreis 2012).

Gestehungskosten vs. Marktpreis: In fast allen Projekten (insbesondere Hinkley Point C, Flamanville und Cernavodă) liegen die Erzeugungskosten weit über dem aktuellen Marktpreis für Strom, was staatliche Subventionen oder Abnahmegarantien notwendig macht.

Intransparenz: Bei Projekten wie Paks II oder dem polnischen AKW wird kritisiert, dass detaillierte Kostenfaktoren und Wirtschaftlichkeitsberechnungen oft als vertraulich oder geheim eingestuft werden, was eine unabhängige Überprüfung der künftigen Strompreise erschwert.

Zinssatz-Abhängigkeit: Die Quellen verdeutlichen, dass die Stromgestehungskosten massiv vom kalkulierten Zinssatz abhängen. Eine Erhöhung des Zinssatzes von 5 % auf 10 % kann die Kosten pro Megawattstunde fast verdoppeln.

Nachfolgend werden einzelne Kernkraftwerk näher betrachtet:

• Frankreich: Flamanville.
• Grossbritannien: Hinkley Point C.
• Slowakei: Mochovce 3.
• Finnland: Olkiluoto 3.
• Ungarn: Paks II.
• Rumänien: Cernavoda.
• Polen: Erstes AKW in Planung.
  
  

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Frankreich: Flamanville.

Kostenüberschreitungen im Kernkraftwerk Flamanville, Frankreich.

Die Kostenüberschreitungen beim Bau des dritten Reaktorblocks (EPR) im Kernkraftwerk Flamanville in Frankreich sind massiv und haben sich über die Jahre vervielfacht.

Massive Baumängel, unterschätzte Komplexität:

Illustration © stromzeit.ch*

Details:

• Ursprüngliche Planung: Bei Baubeginn im Jahr 2007 (bzw. Planungsbeginn 2005) kalkulierte der Betreiber EDF mit Baukosten von 3,3 Milliarden Euro.
• Aktuelle Gesamtkosten: Laut einem Bericht des französischen Rechnungshofs (Cour des Comptes) von Anfang 2025 belaufen sich die Gesamtkosten inzwischen auf 23,7 Milliarden Euro (zu Preisen von 2024).
• Ausmass der Überschreitung: Die Kosten sind damit auf das Siebenfache der ursprünglichen Prognose gestiegen. In früheren Projektphasen sprachen Quellen bereits von einer Vervierfachung oder Verfünffachung der Kosten.

Zusammensetzung der Kosten.

Die enorme Summe von 23,7 Milliarden Euro setzt sich aus verschiedenen Posten zusammen:

• Reine Baukosten: Diese stiegen schrittweise von den ursprünglichen 3,3 Mrd. Euro über 9 Mrd. Euro (2015) und 12,4 Mrd. Euro (2019) auf zuletzt etwa 13,2 Milliarden Euro.
• Finanzierungskosten: Aufgrund der massiven Verzögerungen fielen erhebliche Zinszahlungen an, die bereits im Jahr 2020 auf etwa 4,2 Milliarden Euro geschätzt wurden.
• Zusatzaufwendungen: Weitere Kosten entstanden durch die Vorbereitung der Inbetriebnahme, Ersatzteile sowie Rücklagen für Rückbau und Endlagerung (ca. 0,4 Mrd. Euro).

Gründe für die Kostenexplosion.

Es gibt eine Reihe von technischen und organisatorischen Problemen, die zu den jahrelangen Verzögerungen (Inbetriebnahme 2024 statt wie geplant 2012) und damit zu den Mehrkosten führten:

• Materialfehler: Es wurden Anomalien im Stahl des Reaktordruckbehälters (zu hoher Kohlenstoffgehalt im Deckel und Boden) festgestellt.
• Verarbeitungsmängel: Es gab massive Probleme mit fehlerhaften Schweissnähten, deren Reparatur Milliarden kostete und den Zeitplan um Jahre zurückwarf.
• Komplexität: EDF unterschätzte die Schwierigkeiten beim Bau der neuen EPR-Technologie und überschätzte die eigenen Kapazitäten. Auch Probleme mit der Reaktorsteuerung führten zu weiteren Verzögerungen.

Infolge dieser Entwicklung wird die Rentabilität des Kraftwerks vom französischen Rechnungshof als „schlecht“ bzw. „medioker“ eingestuft. Die Stromgestehungskosten für Flamanville 3 werden auf etwa 11 bis 12 Cent pro Kilowattstunde geschätzt, was etwa doppelt so hoch ist wie bei den bestehenden französischen Reaktoren.

Wie gross waren die Zeitverzögerungen im Kernkraftwerk Flamanville, Frankreich?

Die Zeitverzögerungen beim Bau des dritten Reaktorblocks (EPR) im Kernkraftwerk Flamanville belaufen sich auf insgesamt 12 Jahre.

Zeitliche Entwicklung:

Ursprüngliche Planung: Bei Baubeginn am 3. Dezember 2007 ging der Betreiber EDF davon aus, dass der Reaktor bereits im Jahr 2012 fertiggestellt sein würde.

• Tatsächliche Inbetriebnahme: Der Reaktor wurde erst am 21. Dezember 2024 erstmals mit dem Stromnetz verbunden. Dies entspricht einer Gesamtzahl von 17 Jahren Bauzeit.
• Volllastbetrieb: Die volle Leistung von 1.600 MW erreichte der Block schliesslich im Dezember 2025.
• Chronologie der Verschiebungen.
• Über die Jahre wurde der anvisierte Termin für die Inbetriebnahme aufgrund technischer und organisatorischer Probleme immer wieder korrigiert:
• Im Jahr 2011 wurde die Inbetriebnahme auf 2016 verschoben.
• Nach der Entdeckung von Materialfehlern wurde der Termin Ende 2014 auf 2017 und später auf 2018 korrigiert.
• Im Jahr 2019 rechnete man mit einem Netzanschluss im Jahr 2023, was bereits einer Verspätung von 11 Jahren entsprach.
• Die erste nukleare Kritikalität (Start der Kettenreaktion) wurde schliesslich im September 2024 erreicht.

Ursachen für die Verzögerungen.

Die massiven Zeitüberschreitungen sind laut den Quellen auf eine Kette von Problemen zurückzuführen:

• Materialmängel: Es wurden „sehr ernste“ Anomalien im Stahl des Reaktordruckbehälters (zu hoher Kohlenstoffgehalt im Deckel und Boden) festgestellt.
• Verarbeitungsfehler: Massive Probleme mit fehlerhaften Schweissnähten erforderten jahrelange Reparaturarbeiten.
• Technik- und Steuerungsprobleme: Es gab Funktionsschwierigkeiten bei den Sicherheitsventilen sowie Defekte in Teilen der installierten Reaktorsteuerung, von denen EDF teilweise bereits seit 2019 wusste.
• Management: Der französische Rechnungshof kam zu dem Schluss, dass EDF die eigenen Fähigkeiten beim Bau dieser neuen EPR-Technologie überschätzt und die Komplexität des Projekts unterschätzt hatte.

Selbst nach der Netzsynchronisation im Dezember 2024 kam es im Frühjahr 2025 erneut zu vorübergehenden Abschaltungen und Verzögerungen im Probebetrieb aufgrund von Problemen am Endkühlsystem und an Temperatursonden.

Welche technischen Mängel verzögerten die Inbetriebnahme von Flamanville 3?

Die Inbetriebnahme von Flamanville 3 wurde durch eine Reihe schwerwiegender technischer Mängel verzögert, die fast alle entscheidenden Komponenten des Kraftwerks betrafen.

Zu den bedeutendsten Mängeln gehörten:

• Materialfehler am Reaktordruckbehälter: Es wurden schwerwiegende Anomalien im Stahl des Bodens und des Deckels des Druckbehälters festgestellt. Der Kohlenstoffgehalt im Stahl war zu hoch, was die Widerstandsfähigkeit minderte und das Risiko von Rissbildungen erhöhte. Dies führte dazu, dass der Reaktordeckel spätestens 2026 beim ersten Brennelementwechsel ausgetauscht werden muss.
• Fehlerhafte Schweissnähte: Massive Probleme mit der Qualität zahlreicher Schweissnähte erforderten jahrelange, komplexe Reparaturarbeiten. Allein die Reparaturen an den Schweissnähten verlängerten die Bauzeit um mehrere Jahre und verursachten Milliardenkosten.
• Mängel an der Reaktorsteuerung: Ein Teil der installierten digitalen Leittechnik funktionierte nicht ordnungsgemäss. Dem Betreiber EDF war dieses Problem teilweise bereits seit 2019 bekannt.
• Probleme mit Sicherheitsventilen: Im Jahr 2015 wurden Funktionsschwierigkeiten bei wichtigen Sicherheitsventilen des EPR-Systems gemeldet.
• Schwierigkeiten im Kühlsystem: Nach dem ersten Netzanschluss im Dezember 2024 traten im Probebetrieb erneut Probleme auf, darunter ein unzureichender Wasserdurchfluss im Endkühlsystem (SRU) sowie Leistungsabfälle in speziellen Kühlkreisläufen für schwere Unfälle.
• Defekte Temperatursonden: Es mussten mehrfach Eingriffe an fehlerhaften Temperatursonden im Hauptprimärstromkreis vorgenommen werden.
• Turbogeneratoreinheit: Während der Testphase im Jahr 2025 waren zusätzliche Anpassungen an der Turbogeneratoreinheit erforderlich, um den Betrieb zu optimieren.

Zusätzlich kam es während des Hochfahrens im Jahr 2024 zu mehreren automatischen Abschaltungen, was der Betreiber auf die Komplexität des erstmaligen Anfahrvorgangs zurückführte. Diese Kette technischer Probleme führte dazu, dass der Reaktor erst 12 Jahre nach dem ursprünglich geplanten Termin in Betrieb gehen konnte.

Wie hoch ist der Strompreis vom Kraftwerk in Flamanville Frankreich?

Die Stromgestehungskosten (Selbstkosten der Produktion) für den neuen Reaktorblock Flamanville 3 werden laut dem französischen Rechnungshof auf 110 bis 120 Euro pro Megawattstunde (entspricht 11 bis 12 Cent pro Kilowattstunde) geschätzt.

Details zu diesen Kosten:

• Vergleich zum Bestand: Dieser Preis ist etwa doppelt so hoch wie die Erzeugungskosten der bisherigen 56 Reaktoren des nationalen französischen Kraftwerksparks.
• Frühere Schätzungen: Ende 2012 wurden noch niedrigere Kosten von etwa 7 bis 10 Cent/kWh kolportiert. Der Finanzdienst Bloomberg vermutete damals Kosten von etwa 7,2 Cent/kWh.
• Ursache für den Anstieg: Die massive Steigerung der Erzeugungskosten gegenüber ursprünglichen Erwartungen resultiert direkt aus den explodierten Baukosten, die sich laut Rechnungshof auf insgesamt 23,7 Milliarden Euro (inklusive Finanzierungskosten) belaufen.
• Wirtschaftlichkeit: Aufgrund dieser hohen Kosten prognostizierte bereits der ehemalige Partner Enel beim Ausstieg aus dem Projekt im Jahr 2012, dass der Reaktor nie gewinnbringend unterhalten werden könne. Der Rechnungshof bewertet die Rentabilität des Projekts entsprechend als „schlecht“.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Grossbritannien: Hinkley Point C.

Wie hoch sind die Kostenüberschreitungen im Kernkraftwerk Hinkley Point C, Grossbritannien?

Die Kostenüberschreitungen beim Bau des Kernkraftwerks Hinkley Point C in Grossbritannien sind massiv und haben sich im Vergleich zur ursprünglichen Planung mehr als verdoppelt.

Bis zu 100 Milliarden Subventionsbedarf:

Illustration © stromzeit.ch*

Details:

• Ursprüngliche Planung: Bei Abschluss der Verträge (ca. 2013/2014) wurden die Baukosten für die zwei Reaktorblöcke auf etwa 16 bis 18 Milliarden Pfund geschätzt.
• Aktuelle Gesamtkosten: Laut einer Mitteilung des Betreibers EDF vom Februar 2026 werden die Baukosten inzwischen auf ca. 49 Milliarden Pfund (in Preisen von 2026) geschätzt. Umgerechnet in Euro entspricht dies etwa 56,2 Milliarden Euro.
• Reale Steigerung: Selbst wenn man die Inflation herausrechnet und Preisbasen von 2015 vergleicht, stiegen die Kosten von ursprünglich geplanten 18 Milliarden auf nunmehr 35 Milliarden Pfund.

Gründe für die Kostenexplosion.

Es gibt eine Vielzahl technischer, wirtschaftlicher und organisatorischer Faktoren für diesen drastischen Anstieg:

• Projektkomplexität und Designänderungen: Britische Vorschriften erforderten rund 7.000 wesentliche Konstruktionsänderungen am Bau. Dies führte dazu, dass 35 % mehr Stahl und 25 % mehr Beton benötigt wurden als ursprünglich veranschlagt.
• Externe Krisen: Die Covid-19-Pandemie verursachte eine 15-monatige Verzögerung, und der Brexit sorgte für zusätzliche Störungen in den Lieferketten.
• Fachkräftemangel: Da die britische Nuklearindustrie zuvor 20 Jahre lang pausiert hatte, war der Wiederaufbau von Fachkenntnissen und Lieferketten sowie die Ausbildung von Arbeitskräften eine gewaltige und kostspielige Aufgabe.
• Produktivitätsprobleme: EDF berichtete von einer geringeren Produktivität bei komplexen elektromechanischen Installationsarbeiten, insbesondere bei der Verlegung von Rohrleitungen und Verkabelungen.
• Wirtschaftliche Faktoren: Massive Inflation sowie Arbeits- und Materialknappheit trieben die Preise zusätzlich in die Höhe.

Wirtschaftliche Folgen.

Infolge dieser Steigerungen wird der Strom aus Hinkley Point C teuer. Der staatlich garantierte Abnahmepreis (Strike Price) liegt aufgrund der Inflationskopplung im Jahr 2026 bereits bei knapp 15 Cent pro Kilowattstunde. Schätzungen gehen davon aus, dass das Kraftwerk über die Vertragslaufzeit von 35 Jahren mit insgesamt bis zu 100 Milliarden Euro subventioniert werden muss. Aufgrund der Verzögerungen musste EDF zudem bereits Wertberichtigungen in Milliardenhöhe vornehmen.

Die Fertigstellung des ersten Blocks wird nach aktuellem Stand nicht vor 2030 erwartet, was einer Bauzeit von mindestens 13 Jahren entspricht.

Welche technischen Mängel verzögerten die Inbetriebnahme von Hinkley Point C, Grossbritannien?

Die Verzögerungen beim Bau von Hinkley Point C in Grossbritannien werden weniger auf spezifische Materialdefekte (wie den fehlerhaften Stahl in Flamanville) zurückgeführt, sondern primär auf eine enorme Projektkomplexität und Herausforderungen bei der technischen Umsetzung.

Folgende technische und bauliche Faktoren verzögerten die Inbetriebnahme:

• Massive Konstruktionsänderungen: Britische Sicherheitsvorschriften machten rund 7.000 wesentliche Änderungen am ursprünglichen Design erforderlich. Dies führte dazu, dass unter anderem 35 % mehr Stahl und 25 % mehr Beton verbaut werden mussten als ursprünglich geplant.
• Probleme bei elektromechanischen Installationen: Der Betreiber EDF berichtete von einer deutlich geringeren Produktivität bei komplexen Arbeiten, insbesondere bei der Verlegung von Rohrleitungen und Verkabelungen.
• Längere Dauer der elektrotechnischen Arbeiten: Die Ausführung der elektrotechnischen Systeme nahm wesentlich mehr Zeit in Anspruch als kalkuliert, was wiederum Auswirkungen auf andere Baulose und den gesamten Zeitplan hatte.
• Neustart der Nuklearindustrie: Da die britische Atomindustrie zuvor 20 Jahre lang pausiert hatte, fehlte es zu Beginn an Fachkenntnissen und einer funktionierenden Lieferkette. Der Wiederaufbau dieser Kompetenzen und die Ausbildung der Arbeitskräfte erwiesen sich als langwierige technische und organisatorische Aufgabe.
• Komplexe Projektumsetzung: EDF nannte allgemein „technische Herausforderungen“ im Rahmen des Grossprojekts als Grund für die wiederholten zeitlichen Verschiebungen.

Zusätzlich zu diesen technischen Faktoren trugen externe Einflüsse wie die Covid-19-Pandemie (15 Monate Verzögerung) sowie Störungen in den Lieferketten durch den Brexit zu den Verzögerungen bei. Die Fertigstellung des ersten Blocks wird nach aktuellem Stand (Februar 2026) nicht vor 2030 erwartet.

Wie hoch ist der Strompreis vom Kraftwerk in Hinkley Point C Grossbritannien?

Der Strompreis für das Kernkraftwerk Hinkley Point C wird durch einen staatlich garantierten Abnahmepreis (den sogenannten Strike Price) geregelt, der aufgrund einer vertraglich vereinbarten Inflationskopplung massiv angestiegen ist.

Die Preisstruktur lässt sich wie folgt zusammenfassen:

• Aktueller Schätzwert (2026): Der Preis für den Atomstrom aus Hinkley Point C wird aktuell auf mindestens 15 Cent pro Kilowattstunde geschätzt. In einer detaillierten Berechnung für Oktober 2025 wird die Einspeisevergütung mit 134,29 Pfund pro Megawattstunde bzw. 15,3 Cent pro Kilowattstunde angegeben.
• Ursprüngliche Basis: Bei Vertragsabschluss im Jahr 2013 wurde ein Basispreis von 92,50 Pfund pro Megawattstunde (auf Preisbasis von 2012) vereinbart.
• Dynamische Preisanpassung: Der Strike Price ist an den britischen Verbraucherpreisindex (Inflation) gekoppelt und steigt somit jährlich automatisch an.
• Vertragslaufzeit: Diese garantierte Vergütung wird dem Betreiber EDF für einen Zeitraum von 35 Jahren ab der Inbetriebnahme gewährt.
• Vergleich zum Marktpreis: Dieser garantierte Preis lag bereits bei der ursprünglichen Vereinbarung weit über dem damaligen Marktpreis für Strom. Sollte der Marktpreis unter den Strike Price fallen, gleicht der Staat die Differenz aus, was letztlich auf die Stromverbraucher umgelegt wird.

Insgesamt wird geschätzt, dass das Projekt über die gesamte Laufzeit mit rund 100 Milliarden Euro durch Grossbritannien subventioniert werden muss. Aufgrund dieser hohen Kosten und der staatlichen Absicherung bezeichnen Kritiker die Vergütungszusagen teilweise als „sowjetisch“ oder warnen davor, dass die Stromverbraucher über diesen Preis indirekt militärische Projekte (wie Atom-U-Boote) mitfinanzieren.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Slowakei: Mochovce 3.

Wie hoch sind die Kostenüberschreitungen im Kernkraftwerk Mochovce 3?

Die Kostenüberschreitungen beim Bau der Blöcke 3 und 4 des Kernkraftwerks Mochovce sind erheblich und haben sich über den jahrzehntelangen Bauprozess mehr als verdreifacht. Da die Budgets in den Quellen zumeist für beide Reaktorblöcke gemeinsam angegeben werden, beziehen sich die folgenden Zahlen auf die Fertigstellung des Gesamtprojekts (Blöcke 3 und 4).

Die Chronik einer Kostenexplosion:

Illustration © stromzeit.ch*

Entwicklung der Kosten:

• Ursprüngliche Planung (Wiederaufnahme 2009): Nach der Wiederaufnahme der Bauarbeiten im Jahr 2009 wurde zunächst mit Kosten von etwa 1,8 Milliarden Euro bis 2,78 Milliarden Euro kalkuliert.
• Korrektur 2013: Die erwarteten Baukosten stiegen auf 3,8 Milliarden Euro.
• Korrektur 2016: Der Betreiber Slovenské Elektrárne bat um eine Erhöhung des Budgets von 4,6 Milliarden Euro auf 5,4 Milliarden Euro.
• Aktueller Stand (2020): Bis zum Jahr 2020 waren bereits sechs Milliarden Euro verbaut.

Ausmass der Überschreitung.

Die Kosten stiegen somit von der ersten Schätzung nach Baurestart (1,8 Mrd. €) bis zum Jahr 2020 auf das 3,3-Fache an. Selbst im Vergleich zu einer späteren Planung von ca. 3 Milliarden Euro haben sich die Kosten verdoppelt.

Ursachen für die Kostenexplosion.

Es gibt verschiedene Gründe für diese massiven Steigerungen:

• Langwierige Bauzeit: Der Bau der Blöcke wurde bereits 1986 begonnen, 1992 unterbrochen und erst 2009 offiziell fortgesetzt.
• Missmanagement und Kontrollverlust: Umweltorganisationen und Whistleblower berichteten von gravierendem Missmanagement, bei dem verschiedene Baufirmen „aneinander vorbei“ arbeiteten.
• Technische Mängel: Es tauchten ununterbrochen neue Mängel auf, deren Behebung Zeit und Geld kostete. Dazu gehörten unter anderem Rostschäden, Sabotage an Stromkabeln, der Einbau von minderwertigem Material in Hochdruck-Rohrleitungen sowie unkontrollierte Bohrungen in den Wänden der hermetischen Kammern.
• Veraltete Technik: Da die Reaktoren auf einem Design der 1970er Jahre basieren und über kein modernes Volldruckcontainment verfügen, waren aufwendige Nachrüstungen und Sicherheitsüberprüfungen erforderlich.

Infolge dieser Entwicklungen wurde das Projekt Mochovce 3 & 4 in der öffentlichen Debatte teilweise als „Chaosprojekt“ oder „Schrottreaktor“ bezeichnet. Block 3 ging schliesslich im Oktober 2023 in den kommerziellen Betrieb, während sich Block 4 Ende 2024 noch in der Testphase befand.

Wie gross sind die Zeitverzögerungen im Kernkraftwerk Mochovce 3?

Die Zeitverzögerungen beim Bau des Reaktorblocks Mochovce 3 in der Slowakei belaufen sich auf insgesamt elf Jahre gegenüber der Planung nach dem Baustopp und sogar auf 36 Jahre ab dem ursprünglichen Baubeginn.

Chronologie der Verzögerungen:

• Ursprünglicher Baubeginn: Der Bau der Blöcke 3 und 4 wurde bereits 1986 bzw. 1987 begonnen, jedoch im Jahr 1992 wegen Finanzierungsproblemen unterbrochen.
• Wiederaufnahme und neue Planung: Offiziell wurden die Bauarbeiten am 11. Juni 2009 wieder aufgenommen. Zu diesem Zeitpunkt war geplant, Block 3 im Dezember 2012 ans Netz zu bringen.
• Verschiebungsserie: Der Termin wurde schrittweise auf 2013, 2014, 2017 und schliesslich auf 2023 verschoben.
• Tatsächliche Inbetriebnahme: Block 3 wurde am 31. Januar 2023 erstmals mit dem Netz synchronisiert und nahm am 17. Oktober 2023 den kommerziellen Betrieb auf.

Gründe für die massiven Verspätungen.

Es gibt eine Vielzahl technischer, rechtlicher und organisatorischer Probleme:

• Missmanagement und Kontrollverlust: Berichte von Whistleblowern und Umweltorganisationen wiesen auf gravierendes Missmanagement hin, bei dem verschiedene Baufirmen „aneinander vorbei“ arbeiteten und die Baustelle phasenweise „völlig ausser Kontrolle“ war.
• Technische Mängel und Nacharbeiten: Ununterbrochen tauchten neue Mängel auf. Beispielsweise mussten 54 Kilometer Kabel ausgetauscht werden, weil sie falsch verlegt waren oder aus mangelhaftem Material bestanden. Zudem gab es Probleme mit 30 Jahre alten Notstromgeneratoren, von denen einer bei einem Test explodierte.
• Rechtliche Hürden: Im August 2013 hob das oberste slowakische Gericht die Baugenehmigung kurzzeitig auf, da die vorgeschriebene Bürgerbeteiligung nicht ordnungsgemäss erfolgt war.
• Mangelnde Kontinuität: Während der Bauzeit waren sechs oder sieben verschiedene Bauleiter im Einsatz, was laut der slowakischen Atomaufsicht die Kontinuität des Projekts erheblich störte.

Während Block 3 nun in Betrieb ist, hinkt der Zeitplan für Block 4 weiter hinterher: Er wurde im Jahr 2024 fertiggestellt und befand sich Ende 2024 noch in der Testphase für den geplanten Netzanschluss.

Welche technischen Mängel verzögerten die Inbetriebnahme von Mochovce 3?

Die Inbetriebnahme des Reaktorblocks Mochovce 3 in der Slowakei wurde durch eine Vielzahl schwerwiegender technischer Mängel sowie durch massives Missmanagement verzögert.

Spezifische technische Probleme:

• Probleme mit der Verkabelung: Es mussten etwa 54 Kilometer Kabel ausgetauscht werden, da sie entweder falsch verlegt worden waren oder aus mangelhaftem Material bestanden. Diese fehlerhaften Kabel führten zu falschen Signalen, die im Ernstfall den Start der Notkühlpumpen hätten verhindern können. Zudem wurde von Sabotage an Stromkabeln berichtet.
• Veraltete und defekte Notstromaggregate: Die installierten Dieselgeneratoren waren bereits 30 Jahre alt. Bei einem Test eines solchen Aggregats kam es zu einer Explosion, was durch Videoaufnahmen eines Ingenieurs dokumentiert wurde.
• Mängel am hermetischen System: In die Wände der hermetischen Kammern des Reaktors wurden unkontrollierte Bohrungen mit einem Durchmesser von bis zu 10 cm und einer Tiefe von einem Meter vorgenommen, was die Integrität des Systems gefährdete. Whistleblower berichteten zudem allgemein von einer beschädigten Sicherheitshülle.
• Minderwertige Materialien und Rohrleitungsschäden: In wichtigen Hochdruck-Rohrleitungen wurde minderwertiges Material verbaut. Ein leitender Ingenieur des Betreibers gab zudem die Beschädigung essentieller Rohrleitungen zu.
• Korrosion und Verschmutzung: Es wurden schwere Rostschäden an der Anlage festgestellt. Zudem wurde berichtet, dass viele Komponenten durch Schmutz auf der Baustelle – insbesondere im Bereich der Elektroanlagen – unwiderbringlich geschädigt wurden.
• Fehlendes modernes Containment: Ein grundlegender Kritikpunkt ist das Fehlen eines modernen Volldruck-Sicherheitsbehälters, was den Reaktor technisch nicht mehr zeitgemäss erscheinen lässt.
• Überholte Komponenten: Da der Bau über Jahrzehnte unterbrochen war, standen viele Teile über 10 Jahre ungeschützt auf der Baustelle und mussten aufgrund von Alterungsprozessen aufwendig repariert oder ersetzt werden.

Aufgrund dieser Mängel musste unter anderem der sogenannte HotHydroTest (Warmprobebetrieb) wiederholt werden. Die Summe dieser Probleme führte dazu, dass der Reaktor erst mit einer Verspätung von etwa 11 Jahren gegenüber der Planung von 2009 ans Netz gehen konnte.

Wie hoch ist der Strompreis vom AKW Mochovce 3?

Für den Reaktorblock Mochovce 3 gibt es keinen aktuell gültigen, spezifischen Endkunden-Strompreis oder einen staatlich garantierten Abnahmepreis (wie den „Strike Price“ bei Hinkley Point C). Es liegen jedoch Daten zu den prognostizierten Stromgestehungskosten (LCOE) sowie zur massiven Kostenentwicklung vor.

Details:

• Prognostizierte Gestehungskosten (Stand 2010): In einer internationalen Studie (IEA/NEA/OECD) wurden die Stromgestehungskosten für den in Mochovce verwendeten Reaktortyp (WWER-440/V213) in der Slowakei geschätzt. Diese beliefen sich je nach kalkuliertem Zinssatz auf:
• • 62,59 USD pro Megawattstunde (bei einem Zinssatz von 5 %).
  • 97,92 USD pro Megawattstunde (bei einem Zinssatz von 10 %).
• Auswirkung der Kostenexplosion: Es ist wichtig zu berücksichtigen, dass diese Prognosen auf deutlich niedrigeren Baukosten basierten. Die tatsächlichen Ausgaben für die Fertigstellung der Blöcke 3 und 4 sind von ursprünglich geplanten 2,78 Milliarden Euro auf mittlerweile sechs Milliarden Euro angestiegen – sie haben sich also mehr als verdoppelt.
• Wirtschaftlicher Kontext: Experten weisen darauf hin, dass die Gestehungskosten bei Kernkraftwerksprojekten mit extremen Bauzeit- und Kostenüberschreitungen (wie in Mochovce, Olkiluoto oder Flamanville) in der Regel deutlich über dem Marktpreis liegen. Zum Vergleich:
• • Für das rumänische Projekt Cernavodă wurde ein Fixabnahmepreis von 82 Euro pro Megawattstunde diskutiert, was als weit über dem Marktpreis liegend und potenziell wettbewerbswidrig kritisiert wurde.
  • Für Flamanville 3 werden die Kosten auf 11 bis 12 Cent pro Kilowattstunde (110–120 Euro/MWh) geschätzt, was doppelt so hoch ist wie bei den bestehenden Reaktoren in Frankreich.

Durch die Verdopplung der Baukosten auf 6 Milliarden Euro die tatsächlichen Erzeugungskosten für Mochovce 3 heute signifikant höher liegen dürften als in den ursprünglichen Wirtschaftlichkeitsprognosen der 2010er Jahre.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Finnland: Olkiluoto 3.

Wie hoch sind die Kostenüberschreitungen im Kernkraftwerk Olkiluoto 3?

Die Kostenüberschreitungen beim Bau des Reaktorblocks Olkiluoto 3 in Finnland sind massiv und haben sich im Laufe der Jahre fast vervierfacht.

Anatomie eines nuklearen Milliarden-Debakels:

Illustration © stromzeit.ch*

Details:

• Ursprüngliche Planung: Bei Abschluss des „schlüsselfertigen“ Festpreisvertrags im Jahr 2003 ging man von Baukosten in Höhe von etwa 3 bis 3,2 Milliarden Euro aus.
• Aktuelle Gesamtkosten: Zum Zeitpunkt der Aufnahme des Probebetriebs im Jahr 2022 wurden die Investitionskosten auf zirka 11 Milliarden Euro beziffert.
• Ausmass der Steigerung: Dies entspricht einer Steigerung von etwa 343 % gegenüber der ursprünglichen Kalkulation. Die Kosten haben sich somit nahezu vervierfacht.

Kostenverteilung und wirtschaftliche Folgen.

Ein wesentliches Merkmal dieses Projekts war der Festpreisvertrag. Da die Betreibergesellschaft TVO einen Vertrag über 3,2 Milliarden Euro abgeschlossen hatte, musste das Herstellerkonsortium (ursprünglich Areva und Siemens) einen Grossteil der Mehrkosten tragen:

• Infolge der massiven Verluste und Verzögerungen zahlten Areva und Siemens im Jahr 2018 eine Entschädigung von insgesamt 450 Millionen Euro an TVO.
• Der französische Staat musste den Konzern Areva aufgrund der finanziellen Belastungen aus Projekten wie Olkiluoto mit einer Rettungsaktion in Höhe von 7,5 Milliarden Euro stützen.

Chronologie der Kostenschätzungen.

Die prognostizierten Kosten stiegen über die Jahre stetig an:

• 2008: 4,5 Milliarden Euro
• 2009: 5,47 Milliarden Euro
• 2011: 6,6 Milliarden Euro
• 2012: 8,5 Milliarden Euro
• 2015: 9,0 Milliarden Euro
• 2022: 11,0 Milliarden Euro

Die massiven Mehrkosten sind eng mit der extremen Bauzeitüberschreitung verknüpft: Der Reaktor ging erst im April 2023 in den regulären Betrieb – mit einer Verspätung von 14 Jahren gegenüber der ursprünglichen Planung.

Wie gross sind die Zeitverzögerungen im Kernkraftwerk Olkiluoto 3?

Die Zeitverzögerungen beim Bau des Reaktorblocks Olkiluoto 3 in Finnland belaufen sich auf insgesamt 14 Jahre.

Details zur zeitlichen Entwicklung:

• Ursprüngliche Planung: Bei Baubeginn am 12. August 2005 war die Fertigstellung für das Jahr 2009 vereinbart.
• Tatsächliche Inbetriebnahme: Der Reaktor nahm erst am 16. April 2023 den regulären kommerziellen Betrieb auf.
• Gesamtbauzeit: Statt der geplanten vier Jahre betrug die tatsächliche Bauzeit etwa 18 Jahre.

Chronologie der Verschiebungen.

Der Termin für die Fertigstellung wurde über die Jahre immer wieder nach hinten korrigiert:

• Bereits Ende 2006 wurde die Inbetriebnahme auf frühestens 2011 verschoben.
• Weitere Verschiebungen folgten schrittweise auf 2012, 2013, 2014, 2015, 2016 und schliesslich 2018.
• Nach Erteilung der Betriebsgenehmigung im Jahr 2019 kam es während des Probebetriebs zu weiteren Verzögerungen, unter anderem durch die Covid-19-Pandemie sowie Probleme mit Tests und Ersatzteilen.
• Die erste Netzsynchronisation erfolgte schliesslich im März 2022, doch technische Defekte (z. B. Fremdmaterial in der Turbine und Schäden an Speisewasserpumpen) verzögerten den Regelbetrieb bis in den April 2023.

Ursachen für die massiven Verspätungen.

Eine Kombination aus technischen Fehlern und Managementproblemen führten zu dem Verzug:

• Mängel am Fundament: Bereits im ersten Baujahr wurde Beton verarbeitet, der nicht den Spezifikationen entsprach, was zeitaufwendige Nachweise und Prüfungen erforderte.
• Unvollständige Detailplanung: Während das grundlegende Design fertig war, fehlten zu Beginn des Baus detaillierte Ausführungspläne.
• Verarbeitungsfehler: Es gab erhebliche Probleme mit der Qualität der Schweissnähte.
• Projektleitung und Kompetenzmangel: Die Quellen nennen eine „unsorgfältige Projektleitung“ sowie mangelnde Erfahrung des Herstellers Areva und der beteiligten Werkvertragsnehmer als zentrale Gründe.
• Technische Defekte im Probebetrieb: Kurz vor der endgültigen Fertigstellung sorgten Turbinenausfälle und Schäden an den Speisewasserpumpen für die letzten grossen Verzögerungen.

Infolge dieser Verzögerungen haben sich die Baukosten von ursprünglich geplanten 3 Milliarden Euro auf etwa 11 Milliarden Euro fast vervierfacht.

Welche technischen Mängel verzögerten die Inbetriebnahme von Olkiluoto 3?

Die Inbetriebnahme des Kernkraftwerks Olkiluoto 3 in Finnland wurde durch eine Kombination aus grundlegenden Planungsfehlern, Materialmängeln und Defekten während der Testphase um insgesamt 14 Jahre verzögert.

Es gab folgende spezifische technische und bauliche Mängel:

• Mängel am Fundament: Bereits im ersten Baujahr wurde Beton verwendet, der nicht den erforderlichen Spezifikationen entsprach. Dies erforderte zeitaufwendige zusätzliche Nachweise und Prüfungen, um die geforderte Festigkeit der Fundamente zu bestätigen.
• Unvollständige Detailplanung: Ein zentrales Problem war, dass beim Baustart zwar das grundlegende Reaktordesign fertiggestellt war, die detaillierten Ausführungspläne für die Konstruktion jedoch noch fehlten.
• Mangelhafte Schweissnähte: Es gab erhebliche Probleme mit der Qualität zahlreicher Schweissnähte, deren Reparatur und Überprüfung die Bauzeit massiv verlängerten.
• Defekte an den Turbinen: In der Endphase der Inbetriebnahme traten mehrfach Probleme im konventionellen Teil der Anlage auf. Im August 2021 machten Reparaturen an einer Turbine eine Verschiebung notwendig. Im Juni 2022 wurde Fremdmaterial in einer der Turbinen entdeckt, und im August 2022 kam es zu einem kompletten Turbinenausfall.
• Schäden an Speisewasserpumpen: Im Oktober 2022 stellte der Betreiber TVO Schäden an den Speisewasserpumpen fest, was den Übergang in den Regelbetrieb erneut um Monate verzögerte.
• Projektleitung und Qualitätskontrolle: Die Quellen führen die Mängel auch auf eine „unsorgfältige Projektleitung“ sowie mangelnde Erfahrung des Herstellers Areva und eine unzureichende Kontrolle über die beteiligten Werkvertragsnehmer zurück.

Auch nach der erfolgreichen Inbetriebnahme im April 2023 rissen die technischen Schwierigkeiten nicht ab: Während einer Wartung im Frühjahr 2024 wurden erneut neue Mängel sowie Probleme mit technischen Prüfgeräten festgestellt, was den geplanten Stillstand der Anlage verlängerte.

Wie hoch ist der Strompreis im Kraftwerk Olkiluoto 3 in Finnland?

Für das finnische Kernkraftwerk Olkiluoto 3 gibt es keinen aktuell gültigen, staatlich fixierten Endkundenpreis. Es liegen jedoch verschiedene Berechnungen zu den Stromgestehungskosten (LCOE) vor, die stark von den angenommenen Baukosten und Zinssätzen abhängen.

Die wesentlichen Informationen zur preislichen Einordnung sind:

• Schätzungen der Gestehungskosten: Eine Studie der TU Wien (Hiesl, 2012) bezifferte die Stromgestehungskosten für Olkiluoto 3 auf eine Spanne zwischen 2,47 und 6,54 Cent pro Kilowattstunde. Diese Kalkulation klammert jedoch externe Kosten und die Versicherung eines Super-GAUs aus.
• Veraltete Prognosen: Ältere internationale Studien (IEA/NEA/OECD, 2010) gingen noch von Kosten zwischen 56 und 92 US-Dollar pro Megawattstunde (ca. 5,6 bis 9,2 Cent/kWh) aus. Diese Werte gelten heute als überholt, da sie auf deutlich niedrigeren Investitionssummen basierten.
• Besonderheit des Festpreisvertrags: Ein entscheidender Faktor für die tatsächliche Wirtschaftlichkeit aus Sicht des Betreibers TVO ist, dass dieser einen Festpreisvertrag über 3,2 Milliarden Euro mit dem Herstellerkonsortium Areva/Siemens abgeschlossen hatte. Da die tatsächlichen Baukosten auf rund 11 Milliarden Euro explodierten, musste der Hersteller Areva die Differenz tragen. Für den Betreiber TVO blieben die spezifischen Investitionskosten dadurch rechnerisch bei etwa 2.000 €/kW, was die schlussendlichen Erzeugungskosten für das Unternehmen künstlich niedrig hält.
• Realistische Kosten bei Berücksichtigung der Gesamtkosten: Würde man die tatsächlichen Gesamtkosten von 11 Milliarden Euro voll in den Strompreis einrechnen, läge dieser laut allgemeineren Studien für neue EPR-Reaktoren eher im Bereich von 11 bis 12 Cent pro Kilowattstunde (118 €/MWh). Dies entspricht in etwa den für das französische Schwesterprojekt Flamanville 3 geschätzten Kosten.

Während der Betreiber TVO durch vertragliche Absicherungen möglicherweise Strom im Bereich von 3 bis 6 Cent/kWh produzieren kann, spiegeln diese Zahlen nicht die realen volkswirtschaftlichen Kosten des Projekts wider, die aufgrund der massiven Kosten- und Bauzeitüberschreitungen deutlich höher einzustufen sind.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Ungarn, Paks II.

Wie hoch sein die Kostenüberschreitungen im Kernkraftwerk Paks II?

Für das ungarische Erweiterungsprojekt Paks II lassen sich die Kostenüberschreitungen aufgrund der frühen Projektphase noch nicht in einem endgültigen Gesamtwert beziffern, es sind jedoch bereits konkrete Zusatzkosten und erhebliche finanzielle Risiken identifiziert worden.

Paks II: Ungarns nukleares Milliardengrab:

Illustration © stromzeit.ch*

Aktueller Stand:

• Ursprüngliche Vertragskosten: Im Jahr 2014 wurde der Bau der zwei neuen Reaktoren (WWER-1200) mit dem russischen Staatskonzern Rosatom vereinbart. Die geplanten Gesamtkosten belaufen sich laut Vertrag auf 12,5 Milliarden Euro. Davon werden 80 % (10 Milliarden Euro) durch einen russischen Staatskredit finanziert.
• Identifizierte Zusatzkosten (Kühltürme): Experten weisen darauf hin, dass bei der ursprünglichen Planung der niedrige Wasserstand und die Erwärmung der Donau im Sommer nicht ausreichend berücksichtigt wurden. Um die Grenzwerte für die Wassertemperatur einzuhalten, müssten voraussichtlich zusätzliche Kühltürme im Wert von etwa 2 Milliarden Euro gebaut werden, anstatt das Flusswasser direkt zur Kühlung zu nutzen.
• Finanzielle Risiken durch Zeitverzögerungen: Das Projekt hat sich bereits massiv verzögert. Ursprünglich war die Fertigstellung für 2023 geplant. Aktuelle Schätzungen gehen von einer Inbetriebnahme im Jahr 2032 oder sogar erst 2040 aus. Solche jahrzehntelangen Verzögerungen führen bei Atomprojekten erfahrungsgemäss durch Zinseszinsen und Inflation zu einer massiven Verteuerung.
• Experteneinschätzung: Marktanalysten betonen, dass bei Kernkraftwerksprojekten mit einer Bauzeit von über zehn Jahren eine zwei- bis dreifache Kostenüberschreitung eher die Regel als die Ausnahme ist.

Zusätzlich zu den technischen Baukosten wird die Wirtschaftlichkeit durch rechtliche Unsicherheiten belastet: Im September 2025 erklärte der Europäische Gerichtshof (EuGH) die Genehmigung für die staatlichen Beihilfen Ungarns für nichtig, da die Direktvergabe an Rosatom ohne Ausschreibung gegen EU-Recht verstiess. Obwohl Ungarn das Projekt fortsetzen will, bleibt die finanzielle Absicherung durch dieses Urteil vorerst ungeklärt. Zudem wird die Intransparenz der Kosten kritisiert, da das ungarische Parlament Details der Verträge für 30 Jahre als geheim eingestuft hat.

Wie gross sind die Zeitverzögerungen im Kernkraftwerk Paks II?

Die Zeitverzögerungen beim Kernkraftwerksprojekt Paks II belaufen sich derzeit auf neun bis zwölf Jahre gegenüber den verschiedenen ursprünglichen Planungen.

Details zur zeitlichen Entwicklung:

• Ursprüngliche Zielsetzung (2009): Als sich die ungarische Regierung Anfang 2009 für den Bau entschied, war das Ziel, die zwei neuen Blöcke bis zum Jahr 2020 fertigzustellen.
• Vertragsplanung (2014): Nach Unterzeichnung des Vertrages mit dem russischen Staatskonzern Rosatom im Jahr 2014 wurde eine Fertigstellung bis 2023 bzw. 2024 prognostiziert.
• Aktuelle Prognose: Anfang 2023 erklärte der ungarische Energieminister, dass er eine Fertigstellung erst im Jahr 2032 erwarte. Dies entspricht einer Verspätung von neun Jahren gegenüber der Vertragsplanung von 2014 und zwölf Jahren gegenüber dem ursprünglichen Ziel von 2009.

Status des Baufortschritts.

Obwohl das Projekt bereits 2014 vertraglich fixiert wurde, hat der eigentliche Bau der Reaktoren lange Zeit nicht begonnen. Die Baustellenvorbereitung startete erst im Juni 2019. Der für den offiziellen Baubeginn massgebliche erste Betonguss für das Fundament ist nach aktuellem Stand für Februar 2026 geplant.

Gründe für die massiven Verzögerungen.

Eine Kombination aus rechtlichen, politischen und technischen Hürden für den schleppenden Fortschritt verantwortlich:

• EU-Untersuchungen und Verfahren: Die EU-Kommission leitete ab 2015 mehrere Verfahren ein, unter anderem wegen der fehlenden Ausschreibung des Projekts und wegen des Verdachts auf illegale Staatsbeihilfen. Diese Verfahren blockierten das Projekt über Jahre. Erst im März 2017 genehmigte die Kommission die staatliche Unterstützung.
• Fehlende Genehmigungen: Bis heute liegen für das Kraftwerk noch nicht alle wesentlichen Genehmigungen vor, wie etwa der finale Sicherheitsbericht oder die wasserrechtlichen Bewilligungen.
• Finanzielle und politische Risiken: Es gab Unsicherheiten bezüglich der russischen Finanzierung, etwa durch Berichte über einen drohenden Bankrott der beteiligten Vnesheconom-Bank sowie durch US-Sanktionen, die jedoch Ende 2025 nach einem Treffen zwischen Viktor Orbán und Donald Trump für das Projekt aufgehoben wurden.
• Technische Herausforderungen: Experten weisen darauf hin, dass bei der ursprünglichen Planung der niedrige Wasserstand und die Erwärmung der Donau im Sommer nicht ausreichend berücksichtigt wurden. Dies könnte den nachträglichen Bau teurer Kühltürme erforderlich machen und den Zeitplan weiter belasten.

Ein besonderes finanzielles Risiko ergibt sich daraus, dass Ungarn laut Vertrag bereits ab 2025/2026 mit der Rückzahlung des russischen 10-Milliarden-Euro-Kredits beginnen muss – unabhängig davon, ob die Reaktoren bereits Strom produzieren oder nicht.

Welche technischen Mängel verzögerten die Inbetriebnahme von Paks II?

Die Inbetriebnahme von Paks II in Ungarn hat sich bereits massiv verzögert (derzeitiger Zieltermin 2032 statt ursprünglich 2020 bzw. 2023/24), wobei neben rechtlichen und politischen Hürden eine Reihe von technischen Mängeln und Planungsfehlern eine zentrale Rolle spielen.

Technische und standortbezogene Probleme:

• Fehlerhafte Kühlungsplanung (Donau-Überhitzung): Es wurde festgestellt, dass der Wärmeeintrag in die Donau durch das Kühlwasser in der Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) falsch berechnet wurde. Bei der ursprünglichen Planung wurden der niedrige Wasserstand und die starke Erwärmung des Flusses im Sommer nicht ausreichend berücksichtigt. Da die Grenzwerte für die Wassertemperatur (30 °C) bereits durch das bestehende Kraftwerk Paks I erreicht werden, müssten für Paks II voraussichtlich zusätzliche Kühltürme im Wert von etwa 2 Milliarden Euro gebaut werden, was im ursprünglichen Entwurf nicht vorgesehen war.
• Unterschätzte Erdbebengefahr: Eine Studie der Universität Wien wies 2021 nach, dass sich unter dem Standort eine aktive seismische Bruchlinie befindet. Es besteht die Gefahr der Bodenverflüssigung bei einem Beben, wodurch die Kraftwerksgebäude im Boden versinken könnten. Die seismische Sicherheit am Standort gilt als nicht nachgewiesen.
• Mängel in der Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP): Geheime Dokumente wiesen auf fundamentale Fehler im Verfahren hin. Unter anderem wurden die Sicherheitsmerkmale des gewählten Reaktortyps (WWER-1200 / AES 2006) nicht ausreichend erläutert. Zudem wird kritisiert, dass der sogenannte Quellterm (die angenommene Freisetzung radioaktiver Stoffe bei einem Unfall) unrealistisch niedrig angesetzt wurde – tausendmal niedriger als bei der Katastrophe von Tschernobyl.
• Fehlende wesentliche Genehmigungen: Bis heute liegen entscheidende Dokumente nicht vor, darunter der finale Sicherheitsbericht sowie die notwendigen wasserrechtlichen Bewilligungen.

Zwar soll im Februar 2026 mit dem ersten Betonguss für das Fundament ein wichtiger Meilenstein erreicht werden, doch die technischen Zweifel an der Eignung des Standorts und der Kühlkapazität der Donau belasten den Zeitplan weiterhin erheblich.

Wie hoch ist der Strompreis vom AKW Paks II?

Für das Kernkraftwerk Paks II in Ungarn gibt es unterschiedliche Angaben zum erwarteten Strompreis, die von offiziellen Regierungsprognosen bis hin zu deutlich höheren Experten- und Studienschätzungen reichen.

Die verfügbaren Daten lassen sich wie folgt zusammenfassen:

• Offizielle Regierungsprognose: Attila Aszódi, der Regierungsbeauftragte für den Ausbau, gab an, dass die zwei neuen Reaktoren Strom zu Gestehungskosten von etwa 50 Euro pro Megawattstunde (entspricht 5 Cent pro Kilowattstunde) produzieren werden. Er betonte, dass man den Strom am Markt teurer werde verkaufen können und somit keine Subventionen nötig seien.
• Schätzungen internationaler Studien (IEA/NEA/OECD): In einer im Quellenmaterial zitierten Kostenstudie (Stand ca. 2010) wurden für ungarische Kernkraftwerksprojekte deutlich höhere Stromgestehungskosten (LCOE) kalkuliert:
• • 81,65 USD pro Megawattstunde (bei einem Zinssatz von 5 %).
  • 121,62 USD pro Megawattstunde (bei einem Zinssatz von 10 %).
• Geplante Preisgestaltung: Der ungarische Aussenminister Péter Szijjártó erklärte, dass Paks II langfristige Energiesicherheit und „regulierte Preise“ gewährleisten solle.
• Kritik und Intransparenz: Oppositionspolitiker und Umweltschutzorganisationen bezweifeln die niedrigen offiziellen Zahlen. Sie kritisieren, dass die zugrunde liegenden Berechnungen und grossen Kostenfaktoren als vertraulich bzw. geheim eingestuft werden (für einen Zeitraum von 30 Jahren), was eine unabhängige Überprüfung der Wirtschaftlichkeit unmöglich mache.

Wirtschaftlicher Kontext und Vergleiche: 

Die Quellen weisen darauf hin, dass Paks II unter marktwirtschaftlichen Bedingungen wahrscheinlich nicht durchführbar wäre und als „überteuerte Atomtechnologie“ bezeichnet wird. Im Vergleich zu anderen europäischen Projekten wirkt der von der Regierung genannte Preis von 50 Euro/MWh sehr niedrig:

• Für Hinkley Point C in Grossbritannien liegt der garantierte Preis mittlerweile bei über 150 Euro/MWh (15,3 Cent/kWh).
• Für die Erweiterung von Cernavodă in Rumänien wurde ein Fixabnahmepreis von 82 Euro/MWh diskutiert.
• Die Kosten für Flamanville 3 werden auf 110 bis 120 Euro/MWh geschätzt.

Während die ungarische Regierung einen Preis von ca. 5 Cent/kWh verspricht, deuten internationale Vergleichsstudien und die Erfahrungen bei ähnlichen Neubauprojekten auf tatsächliche Kosten hin, die eher im Bereich von 8 bis 12 Cent/kWh (oder höher) liegen könnten.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Rumänien, Cernavoda.

Wie hoch sein die Kostenüberschreitungen im Kernkraftwerk Cernavoda?

Für das Kernkraftwerk Cernavodă in Rumänien lassen sich die Kostenüberschreitungen vor allem an den massiven Steigerungen der Schätzungen für die Fertigstellung der seit Jahrzehnten unvollendeten Blöcke 3 und 4 ablesen.

Rumäniens nukleare Dauerbaustelle:

Illustration © stromzeit.ch*

Hier sind die Details zur Kostenentwicklung:

Kostensteigerungen für die Blöcke 3 und 4.

Die Bauarbeiten an diesen Blöcken wurden bereits Mitte der 1980er Jahre begonnen, jedoch 1990 nach dem Sturz von Ceaușescu eingestellt. Die Kostenprognosen für deren Vollendung sind seither drastisch gestiegen:

• Planung 2008: Ein internationales Konsortium sollte die Blöcke 3 und 4 für geschätzte 2,3 Milliarden Euro fertigstellen.
• Stand 2017: In Verhandlungen mit dem chinesischen Staatskonzern CGN wurde der Wert des Projekts bereits mit 6,5 Milliarden Euro beziffert.
• Stand 2020: Das rumänische Energieministerium vereinbarte mit der US-amerikanischen Export-Import-Bank eine Finanzierung über 8 Milliarden US-Dollar für den Umbau von Block 1 und die Fertigstellung der Blöcke 3 und 4.
• Aktuelle Schätzung (2026): Laut dem rumänischen Premierminister Ilie Bolojan belaufen sich die Kosten allein für den Bau der Blöcke 3 und 4 inzwischen auf etwa 7 Milliarden Euro.

Damit haben sich die erwarteten Kosten für die Fertigstellung dieser zwei Blöcke seit 2008 verdreifacht.

Kosten für Modernisierungen.

Zusätzlich zu den Neubaukosten fallen hohe Summen für den Erhalt der bestehenden Substanz an:

• Die Modernisierung von Block 1, die dessen Laufzeit um 30 Jahre verlängern soll, wird aktuell auf über 3,5 Milliarden Euro geschätzt.
• Für die Errichtung von Block 2 gewährte die EU im Jahr 2004 einen EURATOM-Kredit über 223,5 Millionen Euro, obwohl dies eigentlich den Sicherheitsverbesserungs-Kriterien der EU widersprach, da es sich faktisch um einen Neubau handelte.

Wirtschaftliche Einordnung.

Das Projekt Cernavodă ist in eine Reihe europäischer Atomprojekte einzureihen, die unter massiven Finanzierungs- und Kostenproblemen leiden. Experten weisen darauf hin, dass die geplanten Fixabnahmepreise für den dort produzierten Strom (diskutiert wurden etwa 82 Euro pro Megawattstunde) weit über dem Marktpreis liegen könnten, was die wirtschaftliche Rentabilität in Frage stellt. Ein wesentlicher Kostentreiber ist zudem das Alter der bestehenden Gebäudestrukturen der unvollendeten Blöcke, die zum Zeitpunkt einer möglichen Inbetriebnahme bereits über 40 Jahre alt sein werden.

Wie gross sind die Zeitverzögerungen im Kernkraftwerk Cernavoda?

Die Zeitverzögerungen im Kernkraftwerk Cernavodă sind massiv und ziehen sich über mehrere Jahrzehnte hinweg. Während die ersten beiden Blöcke bereits mit erheblicher Verspätung in Betrieb gingen, ist die Fertigstellung der Blöcke 3 und 4 nach über 40 Jahren Bau- und Planungsgeschichte noch immer nicht abgeschlossen.

Die Verzögerungen lassen sich wie folgt unterteilen.

Verzögerungen bei den fertigen Blöcken (1 und 2):

• Block 1: Der Bau begann im Juli 1982. Nach dem Sturz des Ceaușescu-Regimes und finanziellen Problemen wurde der Block erst im Dezember 1996 kommerziell in Betrieb genommen – rund 14 Jahre nach Baubeginn.
• Block 2: Der Bau startete im Juli 1983. Die Fertigstellung dauerte aufgrund chronischen Geldmangels noch wesentlich länger; die kommerzielle Inbetriebnahme erfolgte erst im Oktober 2007, also nach 24 Jahren Bauzeit.

Verzögerungen bei den unvollendeten Blöcken (3 und 4).

Die Blöcke 3 und 4 befinden sich in einem Zustand jahrzehntelanger Stagnation:

• Ursprünglicher Baustopp: Der Bau dieser Blöcke begann 1984 bzw. 1985, wurde jedoch im Dezember 1990 bei einem geringen Fertigstellungsgrad eingestellt.
• Gescheiterte Zieltermine: Im Jahr 2008 plante ein internationales Konsortium die Fertigstellung bis 2013 bzw. 2014. Dieses Ziel wurde aufgrund des Rückzugs der Partner und langwieriger Verhandlungen weit verfehlt.
• Aktuelle Prognose: Nach dem Ausstieg chinesischer Partner im Jahr 2020 und der Neuausrichtung auf US-amerikanische und kanadische Partner wird die Inbetriebnahme nun für 2030 bzw. 2031 angestrebt.
• Gesamtverzögerung: Bezogen auf die Planung von 2008 ergibt sich eine Verspätung von etwa 17 Jahren. Betrachtet man den ursprünglichen Baustart in den 1980er Jahren, wird das Projekt bei seiner Fertigstellung eine Gesamtdauer von über 45 Jahren aufweisen.

Gründe für die massiven Verspätungen.

Es werden mehrere Faktoren für diesen aussergewöhnlichen Zeitverzug genannt:

• Politischer Umbruch: Der Sturz der Ceaușescu-Diktatur im Jahr 1989 führte zu einem vorläufigen Ende der Bautätigkeiten.
• Finanzierungsprobleme: Über Jahrzehnte hinweg fehlten Rumänien die nötigen Mittel, was dazu führte, dass die Arbeiten an den Blöcken 3 bis 5 zeitweise komplett eingestellt wurden.
• Partnerwechsel: Die Kooperation mit dem chinesischen Staatskonzern CGN wurde 2020 aufgrund geopolitischer Erwägungen beendet, was eine erneute Umplanung und Suche nach Finanzierungspartnern erforderlich machte.
• Alter der Bausubstanz: Da wesentliche Gebäudekonstruktionen zum Zeitpunkt einer möglichen Inbetriebnahme bereits über 40 Jahre alt sein werden, sind aufwendige Prüfungen und Modernisierungen der bestehenden Strukturen notwendig.

Trotz dieser Verzögerungen erhielt das Projekt im Juli 2024 eine positive Stellungnahme der EU-Kommission hinsichtlich technischer und nuklearer Sicherheitsaspekte, was den Weiterbau ermöglichen soll.

Welche technischen Mängel verzögerten die Inbetriebnahme von Cernavoda, Rumänien?

Die massiven Verzögerungen bei der Inbetriebnahme des Kernkraftwerks Cernavodă in Rumänien sind primär auf politische und finanzielle Umbrüche zurückzuführen, jedoch spielten und spielen auch spezifische technische Herausforderungen und Mängel eine wesentliche Rolle.

Es lassen sich folgende technische Faktoren identifizieren:

• Veralterung der Bausubstanz: Ein zentrales Problem für die noch unvollendeten Blöcke 3 und 4 ist, dass wesentliche Gebäudekonstruktionen aufgrund des jahrzehntelangen Baustopps bereits über 20 Jahre alt (bzw. nach aktuellem Stand über 40 Jahre alt) sind. Dies erfordert aufwendige technische Prüfungen der Integrität und umfangreiche Modernisierungen der bestehenden Strukturen, bevor ein Weiterbau möglich ist.
• Hohe technologische Komplexität: Die in Cernavodă eingesetzte CANDU-Technologie (kanadische Schwerwasserreaktoren) gilt als deutlich komplizierter als herkömmliche Leichtwasserreaktoren. Diese Komplexität resultiert aus:
• • Getrennten Schwerwasserkreisläufen für Moderator und Kühlmittel mit unterschiedlichen Drücken und Temperaturen.
  • Einem komplizierten Steuer- und Kontrollsystem, das als fehleranfällig kritisiert wird.
  • Vollautomatischen Lademaschinen, die einen Brennelementwechsel während des laufenden Betriebs ermöglichen, jedoch aufgrund ihrer Komplexität eine potenzielle Fehlerquelle darstellen.
• Sicherheitsrelevante Kritikpunkte am Design: Es gibt technische Bedenken, die den Prozess und die Genehmigungen beeinflussen:
• • Containment-Schwachstellen: Das Lager für abgebrannte Brennelemente befindet sich ausserhalb des Sicherheitsbehälters, weshalb der Containmentbereich durch viele Verbindungen „perforiert“ ist, was das Sicherheitskonzept unterläuft.
  • Materialbeanspruchung: Die horizontalen Druckröhren sind starken Belastungen durch Korrosion sowie neutronen- und gammastrahlungsbedingte Versprödung ausgesetzt.
  • Wasserstoffrisiko: Der hohe Zirkoniumgehalt im Reaktor könnte bei Unfällen als Katalysator für die Bildung von explosionsgefährlichem Knallgas wirken.

Während diese technischen Faktoren die Fertigstellung erschweren, waren die historischen Hauptursachen für die jahrzehntelangen Verzögerungen der Sturz des Ceaușescu-Regimes 1989 sowie der daraus resultierende chronische Geldmangel. So konnte Block 1 erst 14 Jahre und Block 2 erst 24 Jahre nach dem jeweiligen Baubeginn den Betrieb aufnehmen.

Wie hoch ist der Strompreis vom Kraftwerk Cernavoda?

Für das rumänische Kernkraftwerk Cernavodă wurde im Rahmen der Verhandlungen über die Erweiterung (Blöcke 3 und 4) ein Fixabnahmepreis von 82 Euro pro Megawattstunde (entspricht 8,2 Cent pro Kilowattstunde) diskutiert.

Details zu diesem Preis und dem wirtschaftlichen Kontext:

• Vergleich zum Marktpreis: Experten und Umweltorganisationen kritisieren diesen Preis als „grosszügig“ und stellen fest, dass er weit über dem aktuellen Marktpreis für Strom liegt.
• Wettbewerbsbedenken: Aufgrund der Höhe des Preises wird die Regelung als potenziell wettbewerbswidrig eingestuft, wobei Parallelen zum britischen Projekt Hinkley Point C gezogen werden, wo ebenfalls staatlich garantierte Preise weit über Marktniveau vereinbart wurden.
• Änderungen in der Finanzierung: Ursprünglich war dieser Preis Teil der Verhandlungen mit dem chinesischen Staatskonzern CGN. Da Rumänien die Kooperation mit China im Jahr 2020 auf Anweisung des Energieministeriums beendete und nun auf kanadische Exportkredite sowie US-amerikanische Unterstützung setzt, bleibt abzuwarten, ob dieser Preis in der finalen Umsetzung der Blöcke 3 und 4 Bestand haben wird.
• Gestehungskosten für Bestandsanlagen: Für die bereits in Betrieb befindlichen Blöcke 1 und 2 nennen die Quellen keinen spezifischen aktuellen Strompreis. Es wird jedoch allgemein darauf hingewiesen, dass die Stromproduktion in Cernavodă 2022 etwa 19,3 % des rumänischen Strombedarfs deckte.

Der Wert von 82 €/MWh ist die massgebliche Kennzahl für die geplante Wirtschaftlichkeit des Kraftwerksausbaus, wird jedoch aufgrund der hohen Belastung für die Verbraucher und der Abweichung von Marktpreisen stark kritisiert.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Polen, neues AKW in Planung.

Wie hoch sind die Kostenüberschreitungen im ersten AKW in Planung von Polen?

Da sich das erste polnische Kernkraftwerk (Standort Lubiatowo-Kopalino) noch in der Planungsphase befindet, lassen sich endgültige Kostenüberschreitungen erst nach Baubeginn und Fertigstellung feststellen. 

Kosten- und Zeitexplosion vor dem ersten Spatenstich:

Illustration © stromzeit.ch*

Die Quellen belegen jedoch bereits jetzt eine massive Aufwärtsspirale der Kostenschätzungen noch vor dem ersten Spatenstich:

• Frühere Schätzungen (2011–2014): Ursprünglich kalkulierte die polnische Regierung mit Kosten von etwa 100 Milliarden Złoty (damals ca. 22,2 Milliarden Euro) für zwei Kraftwerke. Im Jahr 2014 wurde ein einzelnes Kraftwerk noch mit etwa 12,5 Milliarden Euro veranschlagt.
• Offizielle Planung der PiS-Regierung (2020): In offiziellen Dokumenten wurde mit Baukosten von 20 Milliarden US-Dollar für das erste Kraftwerk gerechnet.
• Aktuelle Schätzungen (2024–2026): Neuere Analysen gehen inzwischen von deutlich höheren Summen aus. Aktuelle Schätzungen beziffern die Kosten allein für die erste Anlage auf rund 35 Milliarden Euro.

Zusammenfassung der Kostenentwicklung.

Die prognostizierten Kosten haben sich somit bereits im Planungsstadium von ursprünglich rund 12,5 Milliarden Euro (2014) auf nunmehr 35 Milliarden Euro (2024) fast verdreifacht.

Gründe für die drohende Kostenexplosion.

Experten nennen mehrere Faktoren, die für weitere Steigerungen sprechen:

• Systematisches Risiko: Marktanalysten weisen darauf hin, dass bei Atomprojekten eine zwei- bis dreifache Kostenüberschreitung gegenüber der ursprünglichen Planung eher die Regel als die Ausnahme ist.
• Erfahrungen mit der AP1000-Technologie: Das für Polen gewählte US-Design von Westinghouse (AP1000) hat in den USA bereits massive Verteuerungen verursacht. So stiegen die Kosten beim Projekt Plant Vogtle von 14 Milliarden auf mindestens 30 Milliarden US-Dollar.
• Fehlende Infrastruktur: Polen verfügt bisher über keine Erfahrung im Bau nuklearer Anlagen und keine entsprechende behördliche Infrastruktur, was das Risiko für teure Verzögerungen erhöht.
• Zeitverzögerungen: Während die Regierung 2020 noch von einer Inbetriebnahme 2033 ausging, halten aktuelle Schätzungen einen Start im Jahr 2040 für realistischer. Solche jahrzehntelangen Verschiebungen führen durch Inflation und Zinseszinsen zwangsläufig zu Milliarden-Mehrkosten.

Die Finanzierung bleibt ein ungelöstes Problem: Geplant ist eine Mischung aus Eigenkapital der Regierung (ca. ein Drittel) und Fremdkapital durch Banken, wobei insbesondere die US-amerikanische Export-Import-Bank eine Rolle spielen soll.

Wie gross sind die Zeitverzögerungen im ersten AKW in Planung von Polen?

Die Zeitverzögerungen für das erste in Polen geplante Kernkraftwerk (Standort Lubiatowo-Kopalino) belaufen sich nach aktuellen Expertenberichten auf etwa sieben Jahre gegenüber der offiziellen Planung der Vorgängerregierung.

Details zur zeitlichen Entwicklung:

• Ursprüngliche Zielsetzung (2020): In einem offiziellen Programm der damaligen PiS-Regierung aus dem Jahr 2020 war vorgesehen, den ersten Reaktorblock im Jahr 2033 in Betrieb zu nehmen.
• Aktuelle Prognose (Stand 2024): Neuere Schätzungen und Analysen von Energieexperten halten eine Inbetriebnahme erst im Jahr 2040 für realistisch.
• Geplanter Baubeginn: Nach aktuellem Stand soll mit dem Bau der Anlage im Jahr 2026 begonnen werden.

Gründe für die absehbaren Verzögerungen.

Es gibt mehrere Faktoren, die den ursprünglichen Zeitplan von 2033 als „unrealistisch“ erscheinen lassen:

• Fehlende Erfahrung: Polen verfügt bisher über keinerlei Erfahrung im Bau und Betrieb nuklearer Anlagen, was auch die behördliche Infrastruktur und die Aufsicht betrifft.
• Systematische Zeitüberschreitungen: Historische Daten zeigen, dass zwischen Planungsbeginn und Inbetriebnahme bei AKW-Projekten in Europa und Nordamerika in der Regel rund 20 Jahre liegen. Selbst in Ländern mit langer Atomtradition wie Frankreich oder Finnland haben sich die Bauzeiten bei neuen Projekten mindestens verdoppelt.
• Komplexität der Technologie: Für das Projekt wurden AP1000-Reaktoren der US-Firma Westinghouse ausgewählt. Mit diesem Reaktortyp gibt es in Europa bisher keine Betriebserfahrungen, und Projekte in den USA (wie Plant Vogtle) waren ebenfalls von massiven zeitlichen Verzögerungen betroffen.

Historischer Kontext.

Es ist nicht der erste Versuch Polens, in die Kernkraft einzusteigen. Bereits in den 1980er Jahren wurde mit dem Bau eines Kernkraftwerks in Żarnowiec begonnen. Dieses Projekt wurde jedoch 1990 nach Protesten und aufgrund von Sicherheitsbedenken aufgegeben, was zu einer der grössten polnischen Investitionsruinen führte.

Zusätzlich zu dem grossen staatlichen AKW plant Polen den Bau von bis zu 24 kleinen modularen Reaktoren (SMR). Für ein erstes Projekt dieser Art in Włocławek ist der Baubeginn für 2028 vorgesehen.

Wie hoch ist der Strompreis im neuen AKW Polen?

Für das erste geplante polnische Kernkraftwerk (Standort Lubiatowo-Kopalino) steht zum aktuellen Zeitpunkt noch kein endgültiger Strompreis fest, da sich das Projekt noch in der Planungsphase befindet. Es gibt jedoch klare Informationen über den geplanten Preismechanismus und die Faktoren, die den künftigen Preis bestimmen werden.

Geplanter Preismechanismus: Differenzvertrag (CfD).

Um die Rentabilität des Kraftwerks zu sichern und Investoren zu gewinnen, plant die polnische Regierung den Einsatz eines sogenannten Differenzvertrages (Contract for Difference, CfD):

• Dabei wird ein garantierter Abnahmepreis (Strike Price) mit dem Staat vereinbart.
• Liegt der Marktpreis für Strom unter diesem garantierten Preis, gleicht der Staat die Differenz aus; liegt er darüber, muss der Erzeuger den Überschuss an den Staat zurückzahlen.
• Dieser Mechanismus bedeutet, dass letztlich die Stromkunden oder Steuerzahler für die Differenz zum Marktpreis aufkommen müssen.

Einflussfaktoren und Preiserwartungen.

Obwohl noch kein konkreter Cent-Betrag pro Kilowattstunde genannt wurde, weisen die Quellen auf eine erhebliche Preisdynamik hin:

• Massive Baukostensteigerungen: Während 2014 noch Schätzungen von ca. 6 Milliarden Euro pro Reaktorblock kursierten, belaufen sich die aktuellen Schätzungen allein für die erste Anlage auf rund 35 Milliarden Euro.
• Unwirtschaftlichkeit ohne Subventionen: Experten betonen, dass Atomkraftprojekte unter rein marktwirtschaftlichen Bedingungen kaum durchführbar sind und eine zwei- bis dreifache Kostenüberschreitung eher die Regel als die Ausnahme ist, was den künftigen Strompreis massiv nach oben treiben wird.
• Vergleich mit anderen Projekten: In der Fachwelt wird erwartet, dass die Diskussion über die tatsächliche Belastung der Verbraucher in Polen erst richtig beginnen wird, sobald klar wird, wie hoch der Preis im Vergleich zu erneuerbaren Energien tatsächlich ausfällt. Als Orientierungspunkt dient oft das britische Projekt Hinkley Point C, das ebenfalls einen inflationsgekoppelten CfD nutzt und bei dem der Preis inzwischen auf über 15 Cent pro Kilowattstunde (153 €/MWh) gestiegen ist.

Da der eigentliche Bau erst für 2026 geplant ist und eine Inbetriebnahme realistisch erst um das Jahr 2040 erwartet wird, bleibt die finale Höhe des Strompreises von der weiteren Kostenentwicklung und der Zustimmung der EU-Kommission zum gewählten Finanzierungsmodell abhängig.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Neue Kernkraftwerke in Europa - und in der Schweiz?

Wie unterscheiden sich SMR-Reaktoren von herkömmlichen Atomkraftwerken?

SMR-Reaktoren (Small Modular Reactors) unterscheiden sich von herkömmlichen Atomkraftwerken vor allem durch ihre geringere Grösse, ihre modulare Bauweise und das Ziel einer flexibleren Einsetzbarkeit. Während herkömmliche Reaktoren der aktuellen Generation (wie der EPR) auf sehr hohe Leistungen von etwa 1.600 Megawatt (MW) ausgelegt sind, decken SMR ein deutlich kleineres Spektrum ab.

Die wesentlichen Unterschiede lassen sich in folgende Punkte unterteilen.

1. Leistung und Grösse:

• SMR: Diese „Mini-AKW“ haben eine deutlich geringere elektrische Leistung. Die Quellen nennen Beispiele wie den BWRX-300 mit 300 MW, Einheiten von NuScale mit 77 MW oder das Rolls-Royce-Konzept mit 470 MW (wobei letzteres bereits die übliche Definition für SMR überschreitet).
• Herkömmliche AKW: Moderne Grossreaktoren wie der EPR oder der AP1000 haben Leistungen zwischen 1.100 und 1.650 MW.

2. Bauweise und Fertigung:

• Modulare Bauweise: SMR sind so konzipiert, dass wesentliche Komponenten serienmässig in Fabriken gefertigt und dann als fertige Module zum Standort transportiert werden können. Dies soll die Bauzeit verkürzen und die Qualität erhöhen.
• Integriertes Design: Einige SMR-Konzepte sehen vor, dass der Reaktorkern, der Dampferzeuger und der Druckhalter in einem einzigen Reaktorbehälter untergebracht sind (integriertes Design). Herkömmliche Reaktoren haben diese Komponenten meist in getrennten, grossen Bauteilen innerhalb des Containments.

3. Einsatzbereiche und Flexibilität:

• Dezentrale Energieversorgung: Aufgrund ihrer kompakten Bauweise eignen sich SMR für eine dezentrale Stromproduktion. Sie können näher an industriellen Abnehmern errichtet werden, wie etwa in Włocławek (Polen) zur Versorgung eines Düngemittelwerks.
• Flexiblerer Netzbetrieb: SMR gelten in der Theorie als flexibler im Betrieb als die auf Grundlast ausgelegten grossen Kraftwerke.

4. Wirtschaftlichkeit und Risiko:

• Theorie vs. Realität: Die SMR-Technologie soll theoretisch kostengünstiger sein als Grossreaktoren. Die Quellen weisen jedoch darauf hin, dass die Technologie noch nicht ausgereift ist und Projekte aufgrund hoher Kosten und Komplexität verzögert oder eingestellt wurden (z. B. das NuScale-Projekt in den USA).
• Finanzierung: Kleinere Einheiten erfordern geringere „sofortige Investitionen“ als ein 35-Milliarden-Euro-Grossprojekt, was sie für private Investoren attraktiver machen soll.

5. Aktueller Status.

Herkömmliche AKW sind eine seit Jahrzehnten etablierte Technologie, während sich die meisten SMR-Projekte noch in der Planungs-, Lizensierungs- oder Prototypenphase befinden. Ein erster Hochtemperatur-SMR ist in China (Shidaowan) seit Ende 2023 in Betrieb. In vielen europäischen Ländern (Grossbritannien, Polen, Rumänien, Tschechien) wird der Einsatz von SMR derzeit intensiv geprüft oder vorbereitet.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Welches sind die finanziellen Risiken von SMR-Projekten in Europa?

SMR-Projekte (Small Modular Reactors) in Europa sind mit erheblichen finanziellen Risiken verbunden, die von technischer Unreife über immense Kostenprognosen bis hin zu organisatorischen Hindernissen reichen. Obwohl sie theoretisch kostengünstiger als Grossreaktoren sein sollen, zeigen die Quellen eine deutliche Kluft zwischen Theorie und Realität.

Die zentralen finanziellen Risiken lassen sich wie folgt zusammenfassen:

1. Hohe Kosten trotz geringerer Leistung.

Obwohl SMRs kleiner sind, sind die spezifischen Kosten pro Megawatt oft extrem hoch.

• Für das rumänische Projekt in Doicești (462 MW) werden die Kosten auf 6 bis 7 Milliarden US-Dollar geschätzt. Der rumänische Premierminister bezeichnete das Projekt aufgrund dieser hohen Summen und der Komplexität als derzeit kaum finanzierbar.
• In Ungarn wird der potenzielle Wert von zehn geplanten SMR-Einheiten auf bis zu 20 Milliarden US-Dollar taxiert.
• Die modulare Bauweise, die eigentlich Kosten senken sollte, hat in der Praxis bisher keine wirtschaftlichen Vorteile gegenüber herkömmlichen Bauweisen erbracht.

2. Technologische Unreife und Design-Risiken.

Die Technologie gilt als noch nicht ausgereift, was zu unvorhersehbaren Budgetüberschreitungen führt.

• Design-Abbrüche: Das französische SMR-Projekt NUWARD entschied im Juli 2024, sein ursprüngliches integriertes Design komplett aufzugeben und stattdessen auf „bewährte“ Reaktoren der dritten Generation zu setzen. Grund für diesen radikalen Schritt war explizit die Notwendigkeit, Risiken bei Budget und Zeitplan zu reduzieren.
• Fehlende Serienfertigung: Der finanzielle Vorteil von SMRs beruht auf der Annahme einer massenhaften Fabrikfertigung. Da sich die meisten Projekte jedoch noch in der Planungs- oder Prototypenphase befinden, können diese Skaleneffekte derzeit nicht realisiert werden.

3. Abhängigkeit von massiven staatlichen Subventionen.

Wie Grosskraftwerke sind auch SMR-Projekte ohne staatliche Hilfe für private Investoren oft zu riskant:

• In Grossbritannien hat die Regierung bereits 3 Milliarden Euro (2,5 Mrd. GBP) allein für den Bau des ersten SMR am Standort Wylfa in Aussicht gestellt.
• Es besteht das Risiko, dass Kapital in SMR-Projekten gebunden wird, das dann für den schnelleren und kostengünstigeren Ausbau erneuerbarer Energien fehlt.

4. Organisatorische und rechtliche Hürden.

Projekte können bereits in frühen Stadien durch rechtliche und partnerschaftliche Konflikte blockiert werden. Ein Beispiel ist das polnische Joint Venture OSGE, dessen SMR-Pläne 2023 ins Stocken gerieten, weil sich die Partner nicht über Lizenzfragen und die Eigentümerstruktur einigen konnten.

5. Wettbewerb durch alternative Technologien.

Investoren könnten das Vertrauen verlieren, wenn andere Technologien wirtschaftlich attraktiver werden. So gibt es Berichte, wonach Investitionen in Brennstoffzellen für Rechenzentren den Markt für Mini-Atomkraftwerke bereits unter Druck setzen, während Anbieter wie NuScale trotz grosser Aufmerksamkeit mit hohen Verlusten kämpfen.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Welches waren die grössten historischen Baustopps und politische Hürden bei neuen Kernkraftwerken in Europa?

Die Geschichte der Kernenergie in Europa ist geprägt von jahrzehntelangen Baustopps und massiven politischen Hürden, die viele Projekte verzögert, verteuert oder gänzlich zum Scheitern gebracht haben.

Hier sind die bedeutendsten Fälle:

1. Langjährige historische Baustopps. 

Mehrere osteuropäische Grossprojekte erlebten Baustopps, die über 15 bis 30 Jahre andauerten:

• Cernavodă (Rumänien): Der Bau der Blöcke 3, 4 und 5 wurde Mitte der 1980er Jahre begonnen, jedoch 1990 nach dem Sturz des Ceaușescu-Regimes wegen chronischen Geldmangels und politischer Umbrüche komplett eingestellt. Während die Blöcke 1 und 2 mit grosser Verspätung (1996 bzw. 2007) fertiggestellt wurden, befinden sich die Blöcke 3 und 4 nach über 40 Jahren Planungsgeschichte noch immer im Zustand der Ungewissheit.
• Mochovce (Slowakei): Die Arbeiten an den Blöcken 3 und 4 begannen 1986, wurden aber 1992 mangels Finanzierung unterbrochen. Erst 16 Jahre später, im Jahr 2008, wurden die Arbeiten unter neuen Eigentümern wieder aufgenommen.
• Żarnowiec (Polen): In den 1970er und 80er Jahren wurde mit dem Bau von zwei Blöcken begonnen, das Projekt wurde jedoch 1990 nach massiven gesellschaftlichen Protesten und Sicherheitsbedenken aufgegeben und gilt heute als eine der grössten polnischen Investitionsruinen.
• Belene (Bulgarien): Der bereits 1984 begonnene Bau wurde nach der politischen Wende abgebrochen, 2008 kurzzeitig reaktiviert und 2009 von einer neuen Regierung erneut gestoppt, um eine energiepolitische Abhängigkeit von Russland zu verhindern.

2. Politische Hürden und Volksentscheide.

In mehreren europäischen Ländern führten demokratische Prozesse zum sofortigen Stopp oder zum Verzicht auf Kernkraft:

• Österreich (Zwentendorf): Das wohl bekannteste Beispiel ist das bereits fertiggestellte Kraftwerk Zwentendorf, das 1978 nach einer Volksabstimmung nie in Betrieb genommen wurde, wodurch das Land atomkraftfrei blieb.
• Italien: Nach der Katastrophe von Tschernobyl stieg Italien infolge einer Volksabstimmung 1987 unmittelbar aus der Atomkraft aus. Ein geplanter Wiedereinstieg unter Ministerpräsident Berlusconi wurde 2011 durch ein weiteres Referendum verhindert, was den Bau von vier bis fünf geplanten Reaktoren blockierte.
• Litauen: Ein Referendum im Jahr 2012, bei dem sich fast 65 % der Bevölkerung gegen das geplante Kernkraftwerk Visaginas aussprachen, führte faktisch zum Ende des Projekts.

3. Juristische und regulatorische Hürden durch die EU.

In der jüngeren Vergangenheit erwiesen sich EU-Verfahren als zentrale Hindernisse für Neubauprojekte:

• Paks II (Ungarn): Die EU-Kommission leitete ab 2015 Verfahren wegen der fehlenden Ausschreibung des Projekts und wegen des Verdachts auf illegale Staatsbeihilfen ein, was den Fortschritt über Jahre blockierte. Im September 2025 erklärte der Europäische Gerichtshof (EuGH) die Beihilfegenehmigung für nichtig, da die Direktvergabe an den russischen Konzern Rosatom gegen EU-Recht verstiess.
• Hinkley Point C (Grossbritannien): Die staatlich garantierten Einspeisevergütungen (Strike Price) wurden von Österreich und anderen Ländern vor dem EuGH als wettbewerbswidrige Subventionen angefochten, was jahrelange Rechtsunsicherheit zur Folge hatte.
• Mochovce (Slowakei): Das oberste slowakische Gericht hob 2013 die Baugenehmigung für die Reaktoren 3 und 4 in letzter Instanz auf, weil eine vorgeschriebene Bürgerbeteiligung gefehlt hatte.

4. Geopolitische Hürden.

Geänderte geopolitische Lagen zwangen Staaten zum Kurswechsel bei ihren Partnern:

• Cernavodă (Rumänien): Im Jahr 2020 wies das rumänische Energieministerium den Betreiber an, die Kooperation mit dem chinesischen Staatskonzern CGN zu beenden. Hintergrund waren US-amerikanische Spionagevorwürfe gegen CGN und eine veränderte geopolitische Interessenlage.
• Paks II (Ungarn): Das Projekt war massiven US-Sanktionen unterworfen, die erst Ende 2025 nach einem politischen Treffen zwischen Viktor Orbán und Donald Trump aufgehoben wurden.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Welches waren die grössten historischen Baustopps und politische Hürden bei neuen Kernkraftwerken weltweit?

Historische Baustopps und politische Hürden haben die Entwicklung der Kernenergie weltweit massiv geprägt, wobei Projekte oft über Jahrzehnte stillstanden oder aufgrund von Volksentscheiden und politischen Umbrüchen gänzlich aufgegeben wurden:

1. Politisch motivierte Baustopps und Umbrüche.

Regimewechsel und wirtschaftliche Krisen führten insbesondere in Osteuropa zu langjährigen Verzögerungen:

• Rumänien (Cernavodă): Der Bau der Blöcke 3, 4 und 5 wurde Mitte der 1980er Jahre begonnen, jedoch 1990 nach dem Sturz des Ceaușescu-Regimes wegen chronischen Geldmangels und politischer Instabilität eingestellt. Während Block 1 und 2 mit grosser Verspätung fertiggestellt wurden, sind die Blöcke 3 und 4 nach über 40 Jahren noch immer unvollendet.
• Slowakei (Mochovce): Die Arbeiten an den Blöcken 3 und 4 begannen 1986, wurden aber 1992/93 mangels Finanzierung unterbrochen. Erst 2009 wurden die Bauarbeiten offiziell wieder aufgenommen.
• Philippinen (Bataan): Das Kraftwerk war 1986 zu 98 % fertiggestellt, als die Nachfolgerin von Ferdinand Marcos, Corazon Aquino, das Projekt aus Sicherheitsgründen und wegen der Lage in einer erdbebengefährdeten Vulkanregion stoppte. Es wurde bis heute nicht in Betrieb genommen.
• Bulgarien (Belene): Der 1984 begonnene Bau wurde nach der politischen Wende abgebrochen. Ein Reaktivierungsversuch wurde 2009 von einer neuen Regierung gestoppt, um eine energiepolitische Abhängigkeit von Russland zu verhindern.

2. Demokratische Hürden und Volksentscheide.

In mehreren Ländern führten Referenden zum sofortigen Stopp oder zum Verzicht auf Kernkraft:

• Österreich (Zwentendorf): Das bereits fertiggestellte Kraftwerk wurde 1978 nach einer Volksabstimmung nie in Betrieb genommen. In der Folge verabschiedete das Land ein Atomsperrgesetz.
• Italien: Nach der Katastrophe von Tschernobyl stieg Italien infolge einer Volksabstimmung 1987 aus der Atomkraft aus. Ein geplanter Wiedereinstieg unter Berlusconi wurde 2011 durch ein weiteres Referendum mit grosser Mehrheit verhindert.
• Taiwan (Lungmen): Das vierte Kernkraftwerk des Landes war bereits weitgehend fertiggestellt, als eine organisierte Anti-Atomkraft-Bewegung und ein anschliessender politischer Kurswechsel die Inbetriebnahme verhinderten; das Land vollendete seinen Atomausstieg im Mai 2025.
• Litauen: Ein Referendum im Jahr 2012, bei dem fast 65 % gegen das neue Kraftwerk Visaginas stimmten, führte zur offiziellen Absage des Projekts durch die Regierung.

3. Wirtschaftliche Hürden und Insolvenzen.

In den USA führten explodierende Kosten zum Abbruch moderner Projekte:

• USA (Virgil C. Summer): Der Bau der Blöcke 2 und 3 in South Carolina wurde 2017 eingestellt, nachdem die Kosten von ursprünglich 9 Milliarden auf 25 Milliarden US-Dollar eskaliert waren. Dies führte zur Insolvenz des Anlagenbauers Westinghouse.
• USA (Watts Bar 2): Dieses Projekt hielt einen traurigen Rekord: Der Bau wurde 1972 begonnen, 1985 unterbrochen, 2007 wieder aufgenommen und erst 2016 – über 44 Jahre nach Baubeginn – abgeschlossen.

4. Juristische Hürden durch die EU und internationale Sanktionen.

Regulatorische Verfahren blockieren Projekte oft über viele Jahre:

• Ungarn (Paks II): Die EU-Kommission blockierte das Projekt ab 2015 jahrelang wegen der fehlenden Ausschreibung und des Verdachts auf illegale Staatsbeihilfen. Im September 2025 erklärte der Europäische Gerichtshof (EuGH) die Beihilfegenehmigung schliesslich für nichtig, da die Direktvergabe an Rosatom gegen EU-Recht verstiess.
• Grossbritannien (Hinkley Point C): Die Genehmigung der staatlichen Beihilfen wurde durch Klagen (unter anderem von Österreich) jahrelang vor dem EuGH angefochten, was erhebliche Rechtsunsicherheit schuf.

5. Post-Fukushima-Moratorien.

Die Katastrophe von Fukushima im Jahr 2011 löste weltweit eine Welle von Baustopps aus:

• Vietnam gab 2016 seine Pläne für zwei Kraftwerke aufgrund von Budgetbeschränkungen und Sicherheitsbedenken nach Fukushima endgültig auf.
• China verhängte nach 2011 ein vorübergehendes Moratorium für neue Genehmigungen und ordnete umfassende Sicherheitsprüfungen für alle bestehenden Anlagen an.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Wie ist die Wirtschaftlichkeit neuer EPR-Reaktoren im Vergleich zu Erneuerbaren?

Die Wirtschaftlichkeit neuer EPR-Reaktoren (European Pressurized Reactor) wird in den Quellen im Vergleich zu erneuerbaren Energien als äusserst gering eingestuft, da die Stromgestehungskosten der Kernkraft weit über denen von Wind- und Solarenergie liegen.

Detaillierter Vergleich.

Direkter Kostenvergleich der Stromerzeugung:

• Stromgestehungskosten (LCOE): Während die Kosten für Onshore-Windenergie bei etwa 6 bis 8 Cent/kWh liegen, werden die Gestehungskosten für den EPR in Flamanville 3 auf 11 bis 12 Cent/kWh geschätzt.
• Garantierte Abnahmepreise: Für das Projekt Hinkley Point C wurde ein staatlich garantierter „Strike Price“ vereinbart, der durch die Inflationskopplung bis Oktober 2025 auf etwa 15,3 Cent/kWh (152,94 Euro/MWh) gestiegen ist. Dieser Preis liegt massiv über den Marktpreisen und auch über den Vergütungen für viele erneuerbare Projekte.
• Wettbewerbsfähigkeit in China: Selbst beim Projekt Taishan, das mit weniger Verzögerungen als die europäischen Anlagen gebaut wurde, war Strom aus Wind- und Solaranlagen bereits Ende 2018 um 20 % billiger als der Atomstrom aus dem EPR.

Investitionskosten und finanzielle Risiken.

Die Wirtschaftlichkeit von EPR-Reaktoren leidet unter einer negativen Lernkurve, bei der neue Anlagen teurer werden statt billiger.

• Kostenexplosionen: Die Baukosten für Flamanville 3 stiegen von geplanten 3,3 Milliarden Euro auf schätzungsweise 23,7 Milliarden Euro. Bei Hinkley Point C stiegen die Schätzungen von ursprünglich 18 Milliarden auf aktuell rund 49 Milliarden Britische Pfund (~56,2 Mrd. Euro).
• Kapitalkosten: Da Kernkraftwerke eine sehr lange Bauzeit haben (oft über 15 Jahre), machen die Zinszahlungen (Bauzeitzinsen) einen massiven Teil der Gesamtkosten aus. Im Gegensatz dazu können Wind- und Solaranlagen deutlich schneller errichtet werden und produzieren früher Erträge.
• Staatliche Subventionen: Experten stellen fest, dass unter marktwirtschaftlichen Bedingungen derzeit kein einziges Kernkraftwerk in Europa ohne massive staatliche Beihilfen, Kreditgarantien oder Abnahmeverträge gebaut wird.

Externe und unberücksichtigte Kosten.

Ein wesentlicher Faktor für die scheinbare Wirtschaftlichkeit der Kernkraft ist die Abwälzung von Risiken auf die Allgemeinheit:

• Versicherbarkeit: Eine Vollversicherung gegen einen Super-GAU ist de facto nicht möglich; würde man sie in den Strompreis einrechnen, würden die Kosten je nach Ansparzeitraum auf das 3- bis 50-fache (bei 100 Jahren) oder sogar das 80- bis 1.300-fache (bei 10 Jahren) ansteigen.
• Entsorgung und Rückbau: Die Kosten für die Endlagerung und den Rückbau sind in den heutigen Preisen oft nur unzureichend durch abgezinste Rückstellungen gedeckt, was ein erhebliches finanzielles Risiko für zukünftige Steuerzahler darstellt.

Institutionen wie der britische Rechnungshof kommen zu dem Schluss, dass Steuerzahler und Konsumenten mit Investitionen in Solar- und Windenergie deutlich besser gefahren wären als mit dem Bau teurer EPR-Grossreaktoren.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Wie ist die Wirtschaftlichkeit neuer SMR-Reaktoren im Vergleich zu Erneuerbaren?

Die Wirtschaftlichkeit neuer SMR-Reaktoren (Small Modular Reactors) wird in den Quellen im Vergleich zu erneuerbaren Energien als äusserst kritisch und derzeit nicht konkurrenzfähig eingestuft. Obwohl SMRs theoretisch kostengünstiger sein sollten, zeigen reale Projekte massive finanzielle Risiken und hohe spezifische Kosten.

Detaillierter Vergleich der Wirtschaftlichkeit:

1. Hohe spezifische Kosten der SMR-Technologie.

Trotz ihrer geringeren Grösse sind SMRs pro installierter Leistungseinheit oft teurer als Grosskraftwerke oder erneuerbare Energien:

• Projektbeispiel Rumänien: Das geplante SMR-Kraftwerk in Doicești (462 MW) wird auf Kosten von 6 bis 7 Milliarden US-Dollar geschätzt. Der rumänische Premierminister bezeichnete das Projekt aufgrund dieser enormen Summen und der Komplexität als derzeit kaum finanzierbar.
• Hohe Investitionshürden: In Ungarn wird der potenzielle Wert von zehn geplanten SMR-Einheiten auf bis zu 20 Milliarden US-Dollar taxiert.
• Theorie vs. Praxis: Während die SMR-Technologie in der Theorie durch Serienfertigung Kosten senken soll, ist sie faktisch noch nicht ausgereift. Bisherige Erfahrungen zeigen, dass die modulare Bauweise noch keine wirtschaftlichen Vorteile gegenüber herkömmlichen Bauweisen erbracht hat.

2. Wirtschaftlicher Vergleich mit erneuerbaren Energien.

Erneuerbare Energien haben laut den Quellen einen deutlichen Kostenvorteil:

• Gestehungskosten: Während die Kosten für Onshore-Windenergie bei etwa 6 bis 8 Cent/kWh liegen, erreichen die Gestehungskosten für neue Atomprojekte (selbst effiziente EPR-Anlagen in China) deutlich höhere Werte.
• Preistrend: In China war Strom aus Wind- und Solaranlagen bereits Ende 2018 um 20 % billiger als der Strom aus dem modernsten dortigen Kernkraftwerk (Taishan).
• Bauzeit und Ertrag: Anlagen für erneuerbare Energien können deutlich schneller errichtet und in Betrieb genommen werden als SMRs, wodurch sie früher Erträge generieren und zur Dekarbonisierung beitragen.

3. Finanzielle Risiken und Projektstopps.

Die wirtschaftliche Unsicherheit führt bereits zu massiven Rückschlägen bei SMR-Projekten:

• Projektabbruch in den USA: Das erste grosse SMR-Projekt von NuScale in den USA wurde 2023 wegen zu hoher Kosten eingestellt.
• Designänderungen aus Kostengründen: Das französische SMR-Projekt NUWARD gab im Juli 2024 sein ursprüngliches innovatives Design auf und wechselte zu „bewährter“ Technologie der 3. Generation, um Risiken bei Budget und Zeitplan zu reduzieren.
• Abhängigkeit von Subventionen: SMR-Projekte gelten als so riskant, dass sie ohne massive staatliche Förderung (z. B. 3 Mrd. Euro in Grossbritannien für den ersten SMR) kaum private Investoren finden.

4. Volkswirtschaftliche Opportunitätskosten.

Experten warnen davor, dass der Bau von (Mini-)Atomkraftwerken wertvolles Kapital bindet:

• Kapitalverknappung: Staatliche Gelder, die in langwierigen Nuklearprojekten gebunden sind, fehlen für den Ausbau von erneuerbaren Energien, Speichern und Stromnetzen.
• Effizienz der Mittel: Aus volkswirtschaftlicher Sicht ist es sinnvoller, Kapital dort einzusetzen, wo es den grössten Nutzen bringt – laut Experten ist dies angesichts der Kostenentwicklung der letzten Jahrzehnte eindeutig nicht die Kernenergie.

SMRs werden im Vergleich zu Wind- und Solarenergie derzeit als „viel zu teuer“ und ökonomisch nicht sinnvoll eingestuft. Während erneuerbare Energien marktreif und günstig sind, kämpft die SMR-Technologie mit technischer Unreife und einer drohenden Kostenspirale.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Macht es heute überhaupt noch Sinn, neue Kernkraftwerke zu planen und zu bauen?

Die Beantwortung dieser Frage ist komplex und hängt stark davon ab, ob man ökonomische, ökologische oder politische Massstäbe anlegt. Basierend auf den Quellen lassen sich die zentralen Argumente wie folgt zusammenfassen:

Wirtschaftliche Aspekte: Kostenexplosionen und Unrentabilität.

Kernkraftwerke sind unter marktwirtschaftlichen Bedingungen heute kaum noch rentabel. Während Investoren die Technologie zunehmend als Hochrisiko-Investment einstufen, zeigen reale Bauprojekte in Europa eine negative Lernkurve, bei der Anlagen mit der Zeit teurer statt billiger werden:

• Massive Kostenüberschreitungen: Das Projekt Flamanville 3 in Frankreich hat sich von geplanten 3,3 Milliarden Euro auf schätzungsweise 23,7 Milliarden Euro verteuert. Hinkley Point C in Grossbritannien wird aktuell mit rund 56,2 Milliarden Euro (49 Mrd. GBP) beziffert.
• Hohe Strompreise: Die Erzeugungskosten für Atomstrom liegen in neuen Anlagen wie Flamanville bei 11 bis 12 Cent/kWh, was doppelt so hoch ist wie beim bestehenden französischen Kraftwerkspark. In Hinkley Point C liegt der staatlich garantierte Abnahmepreis inflationsbedingt bereits bei über 15 Cent/kWh.
• Abhängigkeit von Subventionen: Experten betonen, dass in Europa derzeit kein einziges Kernkraftwerk ohne massive staatliche Beihilfen, Kreditgarantien oder Abnahmeverträge (Strike Prices) gebaut wird.

Zeitlicher Faktor: Zu spät für den Klimaschutz?

Ein zentrales Argument gegen den Neubau ist die Dauer der Umsetzung. Angesichts der dringenden Klimakrise kommen neue Reaktoren oft zu spät:

• Jahrzehntelange Bauzeiten: Zwischen Planungsbeginn und Inbetriebnahme liegen in Europa und Nordamerika oft rund 20 Jahre. In Ländern ohne nukleare Infrastruktur, wie Polen, wird eine Inbetriebnahme erst für 2040 (sieben Jahre später als ursprünglich geplant) für realistisch gehalten.
• Alternativen sind schneller: Anlagen zur Erzeugung aus erneuerbaren Energien können deutlich schneller errichtet werden und früher zur CO2-Reduktion beitragen.

Risiken und ungelöste Probleme.

Die Quellen führen mehrere fundamentale Probleme an, die den Sinn von Neubauten in Frage stellen:

• Unversicherbarkeit: Die potenziellen Kosten eines Super-GAUs liegen zwischen 71 und über 5.800 Milliarden US-Dollar. Eine Vollversicherung würde die Strompreise je nach Ansparzeitraum um das 3- bis 1.300-fache verteuern; das Risiko wird daher faktisch auf die Allgemeinheit abgewälzt.
• Endlagerung: Die Frage der sicheren Lagerung hochradioaktiver Abfälle über Jahrtausende ist weltweit weiterhin ungelöst.
• Umweltbelastung der Brennstoffkette: Bereits beim Uranabbau entstehen massive Umwelt- und Gesundheitsschäden, die oft nicht in die Strompreise eingerechnet werden.

SMR-Reaktoren: Hoffnungsträger mit hohen Risiken.

Kleine modulare Reaktoren (SMR) werden oft als Lösung für die Kosten- und Zeitprobleme präsentiert, sind aber technologisch noch nicht ausgereift:

• Erste Projekte wie in den USA (NuScale) wurden bereits wegen zu hoher Kosten eingestellt.
• In Rumänien werden die Kosten für ein SMR-Werk (462 MW) auf 6 bis 7 Milliarden US-Dollar geschätzt, was das Projekt derzeit kaum finanzierbar macht.

Politische Motivation: Warum dennoch gebaut wird.

Trotz der wirtschaftlichen Bedenken halten Länder wie Frankreich, Polen oder Ungarn an der Kernkraft fest. Die Gründe sind oft geopolitisch oder ideologisch motiviert:

• Nationale Souveränität und Energiesicherheit: Kernkraft wird als Weg gesehen, unabhängig von Energieimporten (insbesondere Gas und Kohle) zu werden, obwohl eine Abhängigkeit bei Brennstofflieferungen bestehen bleibt.
• Erhalt militärischen Know-hows: In Grossbritannien wird vermutet, dass der zivile Ausbau auch dazu dient, die Fachkenntnisse für militärische Projekte (z. B. Atom-U-Boote) aufrechtzuerhalten.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Fazit.

Während die Kernenergielobby mit Versorgungssicherheit und CO2-Armut wirbt, kommen Institutionen wie der britische Rechnungshof oder Energieexperten der Axpo zu dem Schluss, dass Investitionen in Solar- und Windenergie volkswirtschaftlich deutlich effizienter und schneller umsetzbar wären.

Die Energieexperten der Axpo empfehlen Investitionen in Solar- und Windenergie anstelle von Kernkraftwerken. Solar- und Windenergie sei volkswirtschaftlich deutlich effizienter und schneller umsetzbar und die Stromgestehungskosten sind mindestens drei bis vier Mal tiefer. In einer aktuellen Studie kommen 50 Energieexperten der Axpo gemeinschaftlich zu dem Schluss, dass die Schweiz auch ohne neue Atomkraftwerke eine ausreichende Stromproduktion im Winter sicherstellen kann. Diese Experten betonen, dass eine sichere Versorgung ohne neue Kernkraftwerke einen massiven Ausbau der Kapazitäten für Solar- und insbesondere Windstrom im grossen Stil erfordert.

Axpo-Analyse.

Die Studie kontrastiert den Ausbau erneuerbarer Energien mit dem Bau neuer Kernkraftwerke, der als „Herkulesaufgabe“ beschrieben wird, da jahrzehntelange Verzögerungen und explodierende Kosten bei solchen Projekten mittlerweile die Regel seien. Laut der Axpo-Analyse ist ein Umdenken bei der Windenergie zwingend erforderlich, da diese Kapazitäten unabhängig von einer Entscheidung für oder gegen neue Atomkraftwerke benötigt werden.

Zurück zum Inhaltsverzeichnis.

Weitere Informationen zum Thema.

30.03.2026

Zurück zur Kernkraft? 

Kostenvergleich AKW-Strom 0.30 bis 0.40 CHF/KWh, Gas 0.35 CHF/KWh, Solar und Wind nur 0.09 CHF/KWh. Rückbau, Endlagerung und Unfallkosten sind nicht eingerechnet! AKW's verteuern den Strompreis erheblich.

Zurück zur Kernkraft?

26.03.2026

Axpo Energy Reports-Szenarien.

Schweizer Energiepolitik: Winterstrom mit Wind-, Solar- und Gas- versus Kernenergie. Schweizer Energiemix aus Wasserkraft, Erneuerbare und Gas überzeugt, zwei neue Kernkraftwerke haben es schwer.

Axpo Energy Reports-Szenarien.

12.02.2026

Atomkraft zu teuer.

Wind- und Sonnenenergiesysteme viel günstiger, Netzausbau, Smart Meter, Grossbatteriespeicher. Erneuerbare Energien heute marktfähig und kosteneffizienter als teure Atomneubauten.

Atomkraft zu teuer.

27.11.2025 

Energiepolitik Deutschland.

Elektrizität, Photovoltaik, Wind, Wasserkraft, Wasserstoff, Erdöl, Erdgas, Biogas, Kernkraft, Kohle. Die Energierevolution – erneuerbare Energien sind weltweit im Vormarsch, wie steht es mit Deutschland?

Energiepolitik Deutschland.

22.11.2023

Neue Kernreaktoren für die Schweiz? 

Neue Technologien für die Zunkunft? Kernenergie wird neu erfunden - Prototyp verbrennt Atommüll.

Neue Kernreaktoren für die Schweiz?

06.02.2022

Energiepolitik Schweiz.

Elektrizität, Photovoltaik, Wind, Wasserkraft, Wasserstoff, Erdöl, Erdgas, Biogas, Kernkraft. Die Energierevolution: erneuerbare Energien sind weltweit im Vormarsch, wie steht es mit der Schweiz?

Energiepolitik Schweiz.

Disclaimer / Abgrenzung

Stromzeit.ch übernimmt keine Garantie und Haftung für die Richtigkeit und Vollständigkeit der in diesem Bericht enthaltenen Texte, Massangaben und Aussagen.

Quellenverzeichnis (April 2026).

In Europa befinden sich derzeit mehrere Atomkraftwerke (AKW) im Bau oder in konkreter Planung, hauptsächlich in Frankreich, Finnland, der Slowakei, Bulgarien, Rumänien, Ungarn und Grossbritannien. Zu den wichtigsten Neubauprojekten zählen die Blöcke in Hinkley Point C (UK), Flamanville 3 (Frankreich, kurz vor Inbetriebnahme) und Mochovce 3/4 (Slowakei). 

Liste der Atomkraftwerke im Bau / in Planung in Europa (Stand 2024/2025):

Frankreich: Flamanville 3 (EPR, kurz vor Inbetriebnahme/Bauphase)
Geplanter Neubau von mehreren EPR-Reaktoren (u.a. Penly)

Grossbritannien: Hinkley Point C (2 EPR-Blöcke im Bau)
Sizewell C (Geplant)

Slowakei: Mochovce 3 (seit 2023 am Netz) & 4 (Fertigstellung 2024/2025 geplant)

Finnland: Olkiluoto 3 (seit 2023 im regulären Betrieb, teilweise als Neubauprojekt geführt)

Bulgarien: Kozloduj (Neubau von Reaktoren geplant)

Ungarn: Paks II (Erweiterung in Planung)

Rumänien: Cernavoda (Geplanter Bau der Blöcke 3 und 4)

Polen: Erstes AKW in Planung (in Zusammenarbeit mit den USA) 

Viele dieser Projekte, wie Hinkley Point C und Flamanville, sind mit erheblichen Kostensteigerungen und Verzögerungen konfrontiert.

Generelle Artikel

https://de.wikipedia.org/wiki/Kernenergie_nach_L%C3%A4ndern

https://www.watson.ch/schweiz/international/965428492-die-grossen-probleme-beim-bau-der-vier-letzten-akws-in-europa

https://www.worldnuclearreport.org/Kernenergie-weltweit-2026

https://www.grs.de/de/aktuelles/kernenergie-weltweit-2025

https://wua-wien.at/atomschutz/atomkraftwerke-in-europa/2613-eugh-gibt-oesterreich-recht-im-streit-um-ungarisches-atomkraftwerk-paks-ii-09-2025

https://pris.iaea.org/PRIS/home.aspx

https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/OperationalReactorsByCountry.aspx

https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/UnderConstructionReactorsByCountry.aspx

https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/WorldTrendNuclearPowerCapacity.aspx

PDF’s

Atomkraft-BUND_Stellungnahme_AKW_Planungen_Polen

cp250116de

Hinkley_Point

Schwarzbuch_HinkleyPoint_GreenpeaceEnergy

studie-kosten-kernenergie-2013

Frankreich Flamanville

https://de.wikipedia.org/wiki/Datei:Centrale_nucl%C3%A9aire_de_Flamanville_en_2023_(cropped).jpg

https://de.wikipedia.org/wiki/Kernkraftwerk_Flamanville

https://energiestiftung.ch/zerfall-der-atomindustrie-in-europa

https://www.srf.ch/play/tv/tagesschau/video/akw-flamanville-3-in-frankreich---ein-fiasko?urn=urn:srf:video:fbdfbf14-8403-4f78-af5d-69ddbd9deeed

https://www.iwr.de/ticker/hochlauf-mit-hindernissen-neues-atomkraftwerk-flamanville-3-bleibt-weiter-abgeschaltet-artikel7344

Frankreich: Geplanter Neubau von mehreren EPR-Reaktoren (u.a. Penly)

https://www.grs.de/de/kernenergie-frankreich

https://www.spiegel.de/wirtschaft/frankreich-baut-atomkraft-stark-aus-a-1d5af108-f587-448d-aa4b-5ca84cbe4b5c

Grossbritannien: Hinkley Point C (2 EPR-Blöcke im Bau)

https://de.wikipedia.org/wiki/Kernkraftwerk_Hinkley_Point

https://www.iwr.de/news/britisches-atomkraftwerk-hinkley-point-c-verzoegert-sich-weiter-und-wird-teurer-atomstrom-kostet-mindestens-15-cent-pro-kilowattstunde-news39541

https://green-planet-energy.de/fileadmin/docs/publikationen/Studien/Schwarzbuch_HinkleyPoint_GreenpeaceEnergy.pdf

https://www.nuklearforum.ch/de/news/bauverzoegerungen-und-hoehere-kosten-fuer-hinkley-point-c/

https://www.ippnw.de/commonFiles/pdfs/Info/Hinkley_Point.pdf

https://www.grs.de/de/kernenergie-im-vereinigten-koenigreich

Slowakei: Mochovce 3 (seit 2023 am Netz) & 4 (Fertigstellung 2024/2025 geplant)

https://de.wikipedia.org/wiki/Kernkraftwerk_Mochovce

https://oekostrom.at/mediathek/blog/kernkraftwerk-mochovce-bloecke-3-4-fakten-und-ausblick/

https://www.srf.ch/news/international/slowakei-baut-neue-reaktoren-der-atom-graben-zwischen-ost-und-westeuropa

Finnland: Olkiluoto 3 (seit 2023 im regulären Betrieb, teilweise als Neubauprojekt geführt)

https://de.wikipedia.org/wiki/Kernkraftwerk_Olkiluoto

https://taz.de/taz-zahl-ich/Ihnen-liegt-die-taz-am-Herzen/!v=f8d08087-4b49-4c71-9bd0-68cfcd54b57e/

https://de.wikipedia.org/wiki/EPR_(Kernkraftwerk)

Ungarn: Paks II (Erweiterung in Planung)

https://de.wikipedia.org/wiki/Kernkraftwerk_Paks

https://www.telepolis.de/article/Atomkraft-Ungarn-setzt-ploetzlich-auf-US-Technologie-11073623.html

https://www.global2000.at/akw-paks

https://www.srf.ch/news/international/international-ungarns-waghalsiger-ausbau-der-atomenergie

https://oekonews.at/absage-der-milliardenhilfe-fuer-paks-ii-eugh-stoppt-ungarisches-atomprojekt+2400+1229457

Rumänien: Cernavoda (Geplanter Bau der Blöcke 3 und 4)

https://de.wikipedia.org/wiki/Kernkraftwerk_Cernavod%C4%83

https://wua-wien.at/atomschutz/atomkraftwerke-in-europa/1542-kkw-cernavoda?showall=1

https://www.global2000.at/atomkraft-rumaenien

https://balkangreenenergynews.com/cernavoda-nuclear-plant-upgrade-more-feasible-than-smr-project-in-doicesti-romanias-pm/

https://www.agenzianova.com/de/news/romania-parere-positivo-della-commissione-ue-sul-progetto-delle-unita-3-e-4-della-centrale-nucleare-di-cernavoda/

Polen: Erstes AKW in Planung (in Zusammenarbeit mit den USA) 

https://de.wikipedia.org/wiki/Kernenergie_nach_L%C3%A4ndern#Polen

https://www.gtai.de/de/trade/polen/branchen/modulare-kernreaktoren-1932952

https://www.jungewelt.de/loginFailed.php?ref=/artikel/514008.polens-erstes-akw-atomeinstieg-dank-us-hilfe.html

https://www.focus.de/earth/analyse/kurs-verschlingt-milliarden-ein-ungeloestes-problem-gefaehrdet-polens-riskante-atomkraft-plaene_id_260254192.html

Diese Quellen bieten einen detaillierten Überblick über die aktuelle Renaissance und den Ausbau der Kernenergie in mehreren europäischen Staaten, insbesondere in Frankreich, Polen, Ungarn, Rumänien und der Slowakei. Während Frankreich massiv in neue Grossreaktoren investiert und Laufzeiten verlängert, setzen Länder wie Polen und Ungarn verstärkt auf moderne US-Technologie und kleine modulare Reaktoren (SMR), um ihre Abhängigkeit von Russland zu verringern. In der Slowakei und Rumänien stehen die Fertigstellung und Genehmigung langjähriger Reaktorprojekte im Fokus, die teilweise noch aus der Sowjetära stammen. Die Texte beleuchten dabei nicht nur die strategischen Energiepläne der Regierungen, sondern thematisieren auch erhebliche Sicherheitsbedenken, technische Pannen, ausufernde Kosten sowie zivilgesellschaftlichen Widerstand. Insgesamt verdeutlichen die Berichte das Spannungsfeld zwischen dem Streben nach nationaler Energiesouveränität und den ökologischen sowie finanziellen Risiken der Atomkraft.

Illustration © stromzeit.ch* NotebookLM:
Die Weiterverwendung einzelner Illustrationen erfordert eine explizite Bewilligung von stromzeit.ch.