In der Energiewirtschaft gibt es wohl in Westeuropa kaum ein Thema, das so sehr polarisiert wie die Atomkraft. Für die einen ist sie die Heilsbringerin in Form von billiger, stabiler und verlässlicher Stromerzeugung. Für die anderen ist sie gefährlich, teuer, stark umweltschädlich und mit ungelösten Problemen (Endlagerung) verbunden. Wir wollen uns ein Bild über die aktuelle, globale Entwicklung der Atomkraft machen.
Die derzeit auf der Welt laufenden Atomkraftwerke (AKWs) haben eine Leistung von ziemlich genau 400 GW und erzeugten im Jahr 2024 rd. 2.600 TWh Strom – zum Vergleich Stromerzeugung Österreich in 2024: 81,5 TWh. Im letzten Jahr gingen sieben neue Atomkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 6,1 GW in Betrieb. Drei davon stehen in China – die anderen in Frankreich, Indien, den USA und den Vereinigten Arabischen Emiraten. Bei neun weiteren Kraftwerken begann der Bau im letzten Jahr (sechs in China, die anderen in Pakistan, Russland und Ägypten). Vier Reaktoren mit einer Gesamtleistung von 2,8 GW wurden 2024 abgeschaltet – zwei in Kanada, einer in Russland, einer in Taiwan. Inbetriebnahmen minus Abschaltungen in 2024 ergeben also ein Plus von 3,3 GW.
Insbesondere China setzt stark auf die Kernkraft, um seinen immer noch stark steigenden Stromhunger zu decken. Derzeit liegt China mit 57 GW aktiver AKW-Leistung auf Platz 3 – hinter den USA und Frankreich. Allerdings befinden sich in China derzeit Reaktoren mit einer Gesamtleistung von 32 GW im Bau und China ist damit auf dem Weg, in den nächsten Jahren mit den USA (derzeit 97 GW am Netz) gleichzuziehen. Nur zum Vergleich: China hat im letzten Jahr auch 277 GW an neuen PV-Anlagen in Betrieb genommen und 80 GW an neuen Windkraftwerken!
Für die weitere Entwicklung der Atomkraft ist eine Technologie von Bedeutung: sogenannte SMRs, Small Modular Reactors. Dabei handelt es sich um kleinere Reaktoren mit einer Leistung von bis zu 300 MW, welche durch die modulare, platzsparende Bauweise auch deutlich günstiger sein sollen. So können bei diesen Reaktoren Fertigbauteile vorbereitet und verwendet werden, wodurch in der Theorie sogar Serienproduktion möglich wäre. Wie auch bei den Erneuerbaren bringt Serienproduktion deutliche Kostenvorteile mit sich. Auch die Wiederbefüllung erfolgt seltener – alle 3-7 Jahre im Vergleich zu 1-2 Jahren bei herkömmlichen Reaktoren. Und auch die Sicherheit soll höher sein, da bei diesen Konzepten ein simpleres Design und der Fokus auf passiven Systemen vorherrscht. Klingt gut, oder? Nun muss man aber wieder erwähnen, dass die Geschichte der Atomkraft in den letzten 80 Jahren häufig eine Geschichte von gebrochenen Versprechen war – zumindest was die Themen „billig und sicher“ betrifft. Und tatsächlich befinden sich viele SMRs in Entwicklung und teilweise auch im Bau – jedoch sind sie noch nicht in der Praxis erfolgreich getestet. Und selbst die World Nuclear Association, die globale Interessenvertretung der Atomkraft, sagt zu den SMRs Folgendes: „Though SMRs have lower upfront capital cost per unit, their economic competitiveness is still to be proven in practice once they are deployed.“
Entgegen der Erwartung ist aber die Erzeugung aus Atomkraftwerken langfristig nicht steigend – den größten Output an Atomstrom gab es im Jahr 2006 mit 2.660 TWh. Seitdem ist die Atomstromerzeugung stagnierend/leicht rückläufig. Noch stärker zeigt sich die Bedeutung in relativen Zahlen. Während der Anteil von AKW-Strom Anfang der 2000er Jahre noch bei rd. 17% lag, lag er im Jahr 2024 nur mehr bei rd. 9%. Und mit dem bereits bewiesenen Kostenvorteil der Erneuerbaren und der Unabhängigkeit von Brennstoffen liegt der Fokus des Ausbaus der Stromerzeugungskapazitäten eben auch auf Wind und Solar. So lag der erneuerbare Anteil der globalen Stromerzeugung im Jahr 2000 noch bei 18,5% und stieg bis 2023 auf über 30%. Und das ist auch plausibel, schließlich kann von Endlagersuche und GAU-Gefahr bei den Erneuerbaren keine Rede sein.
Auch auf die mitteleuropäischen Strompreise haben die Erneuerbaren in den kommenden Monaten wieder eine stärkere Wirkung als im Herbst und Winter. Der Grund: Solareinspeisung. Die Normerzeugung liegt aktuell bei 10 GW im Schnitt und nimmt von Woche zu Woche um jeweils 1 GW zu, wobei am 03. April ganze 50 GW erwartet werden. Insgesamt hat sich der Spotmarkt mit höherer PV- und höherer Windeinspeisung auf einem niedrigeren Preisniveau im März eingefunden. Der Monatsschnitt von 103 EUR/MWh am deutschen EEX-Spotmarkt liegt deutlich unter dem bisherigen Jahresmittel von 125,66 EUR/MWh. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die ersten Märzwochen günstiger waren als die letzte, in der die PV auf 94% der Normerzeugung (9,6 GW) und Wind auf 73% der Normerzeugung (13,7 GW) lagen. Dazu kommt die unverändert schwache Laufwassererzeugung, die die trockene Wintersaison jetzt auch in niedrigeren Energiemengen abbildet. Im Ausblick gleich sehen wir jedoch ein anderes und zunehmend bearishes Bild.
Relevant für den Spotmarkt ist die Lage am Gasmarkt. Seit 01. April ist die Heizsaison offiziell vorbei, schon seit Ende letzter Woche läuft die Einspeisung in die Gasspeicher, die aktuell bei 34% liegen. Ein entscheidender Einflussfaktor bleibt die EU-Speicherregulierung. Die vorgeschlagene Verlängerung bis 2027 sowie mehr Flexibilität bei der 90%-Zielerreichung befinden sich noch im Gesetzgebungsprozess. Vorgesehen sind spätere Fristen und mögliche Abweichungen bei ungünstigen Marktbedingungen. Diese Entschärfungen wirken sich bereits auf die Terminmärkte aus: Der Spread zwischen Q2 2025 und Q1 2026 ist teils deutlich gefallen.
Die Entwicklung der Spotpreise hilft in dieser Hinsicht auch den Terminpreisen. Nach den Geschehnissen zum Jahresbeginn mit zunächst stark steigenden und dann rapide fallenden Energiepreisen hat sich die Lage etwas beruhigt. Zur Erinnerung: Ausgelöst wurden die Preisentwicklungen insbesondere durch die meteorologischen Gegebenheiten. Niedrige Temperaturen ließen die Heizlast anspringen und damit die Gasspeicher sich ausleeren, während gleichzeitig die starke Windflaute für hohe Strompreise sorgte. Mit März konsolidierten sich die Preise mit milderem Wetter und höherer Solareinspeisung bei trotzdem hoher Volatilität durch die geopolitischen Unsicherheiten. Maßgeblich verantwortlich für die Preisrückgänge im Strom war der CO2-Preis, der die gleichzeitig stattfindenden Preissteigerungen in der Kohle mehr als ausgleichen konnte. Zwei Punkte drückten dabei in der zweiten Wochenhälfte besonders auf den EUA-CO2-Preis: Einerseits die Ankündigung Amerikas, die Importzölle auf europäische Autos auf 25 % anzuheben, und andererseits Meldungen über den Wunsch Frankreichs, den volatilen CO2-Preis mittels Preiskorridors (Minimal- und Maximalpreis) stärker zu regulieren. Im Gas herrscht weiterhin eine stabile LNG-Versorgungslage: Im März lagen die Importe bei rund 4 TWh/Tag – dem höchsten Wert seit über einem Jahr.
Der April wird von denselben regenerativen Themen beherrscht: Die Zunahme der PV-Einspeisung drückt auf die Spotpreise im Strom. Gerade in der ersten Aprilwoche rechnen Expertisen mit 121% der PV-Erzeugung, also um ein Fünftel höhere Erzeugung, als es die eingepreiste Norm prognostiziert. Mit diesem veränderten Angebot sollten die Stromspotpreise weiter nach unten sacken. Am 03. April werden in den Mittagsstunden 50 GW PV erzielt. Eine der problematischen Folgen für die Energiewirtschaft sind die damit einhergehenden Nullpreise in den Mittagsstunden, die Abschaltungen der Anlagen zur Folge haben (insbesondere Wasserkraft ist häufig davon betroffen). Auf den Terminmärkten sollte das vorläufige untere Ende erreicht sein. Sowohl im CO2 als auch im Gas kollidiert die Preiskurve am technischen Widerstand, was eine Seitwärtsbewegung zur Folge hätte. Das stabile Angebot aus LNG und Erneuerbaren gleicht die stabile Nachfrage (durch hohen Einspeicherbedarf) aus. Geopolitisch bleibt das Bild fragil: US-Präsident Trump zeigt zunehmend Ungeduld in Bezug auf Fortschritte zu Friedensgesprächen über die Ukraine. Zudem wird über neue Strafzölle gegenüber Ländern mit Handelsbilanzdefizit diskutiert – mit potenziellen Auswirkungen auf globale Handelsströme und Energiepreise.
In der Energiewirtschaft gibt es wohl in Westeuropa kaum ein Thema, das so sehr polarisiert wie die Atomkraft. Für die einen ist sie die Heilsbringerin in Form von billiger, stabiler und verlässlicher Stromerzeugung. Für die anderen ist sie gefährlich, teuer, stark umweltschädlich und mit ungelösten Problemen (Endlagerung) verbunden. Wir wollen uns ein Bild über die aktuelle, globale Entwicklung der Atomkraft machen.
Die derzeit auf der Welt laufenden Atomkraftwerke (AKWs) haben eine Leistung von ziemlich genau 400 GW und erzeugten im Jahr 2024 rd. 2.600 TWh Strom – zum Vergleich Stromerzeugung Österreich in 2024: 81,5 TWh. Im letzten Jahr gingen sieben neue Atomkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 6,1 GW in Betrieb. Drei davon stehen in China – die anderen in Frankreich, Indien, den USA und den Vereinigten Arabischen Emiraten. Bei neun weiteren Kraftwerken begann der Bau im letzten Jahr (sechs in China, die anderen in Pakistan, Russland und Ägypten). Vier Reaktoren mit einer Gesamtleistung von 2,8 GW wurden 2024 abgeschaltet – zwei in Kanada, einer in Russland, einer in Taiwan. Inbetriebnahmen minus Abschaltungen in 2024 ergeben also ein Plus von 3,3 GW.
Insbesondere China setzt stark auf die Kernkraft, um seinen immer noch stark steigenden Stromhunger zu decken. Derzeit liegt China mit 57 GW aktiver AKW-Leistung auf Platz 3 – hinter den USA und Frankreich. Allerdings befinden sich in China derzeit Reaktoren mit einer Gesamtleistung von 32 GW im Bau und China ist damit auf dem Weg, in den nächsten Jahren mit den USA (derzeit 97 GW am Netz) gleichzuziehen. Nur zum Vergleich: China hat im letzten Jahr auch 277 GW an neuen PV-Anlagen in Betrieb genommen und 80 GW an neuen Windkraftwerken!
Für die weitere Entwicklung der Atomkraft ist eine Technologie von Bedeutung: sogenannte SMRs, Small Modular Reactors. Dabei handelt es sich um kleinere Reaktoren mit einer Leistung von bis zu 300 MW, welche durch die modulare, platzsparende Bauweise auch deutlich günstiger sein sollen. So können bei diesen Reaktoren Fertigbauteile vorbereitet und verwendet werden, wodurch in der Theorie sogar Serienproduktion möglich wäre. Wie auch bei den Erneuerbaren bringt Serienproduktion deutliche Kostenvorteile mit sich. Auch die Wiederbefüllung erfolgt seltener – alle 3-7 Jahre im Vergleich zu 1-2 Jahren bei herkömmlichen Reaktoren. Und auch die Sicherheit soll höher sein, da bei diesen Konzepten ein simpleres Design und der Fokus auf passiven Systemen vorherrscht. Klingt gut, oder? Nun muss man aber wieder erwähnen, dass die Geschichte der Atomkraft in den letzten 80 Jahren häufig eine Geschichte von gebrochenen Versprechen war – zumindest was die Themen „billig und sicher“ betrifft. Und tatsächlich befinden sich viele SMRs in Entwicklung und teilweise auch im Bau – jedoch sind sie noch nicht in der Praxis erfolgreich getestet. Und selbst die World Nuclear Association, die globale Interessenvertretung der Atomkraft, sagt zu den SMRs Folgendes: „Though SMRs have lower upfront capital cost per unit, their economic competitiveness is still to be proven in practice once they are deployed.“
Entgegen der Erwartung ist aber die Erzeugung aus Atomkraftwerken langfristig nicht steigend – den größten Output an Atomstrom gab es im Jahr 2006 mit 2.660 TWh. Seitdem ist die Atomstromerzeugung stagnierend/leicht rückläufig. Noch stärker zeigt sich die Bedeutung in relativen Zahlen. Während der Anteil von AKW-Strom Anfang der 2000er Jahre noch bei rd. 17% lag, lag er im Jahr 2024 nur mehr bei rd. 9%. Und mit dem bereits bewiesenen Kostenvorteil der Erneuerbaren und der Unabhängigkeit von Brennstoffen liegt der Fokus des Ausbaus der Stromerzeugungskapazitäten eben auch auf Wind und Solar. So lag der erneuerbare Anteil der globalen Stromerzeugung im Jahr 2000 noch bei 18,5% und stieg bis 2023 auf über 30%. Und das ist auch plausibel, schließlich kann von Endlagersuche und GAU-Gefahr bei den Erneuerbaren keine Rede sein.
Auch auf die mitteleuropäischen Strompreise haben die Erneuerbaren in den kommenden Monaten wieder eine stärkere Wirkung als im Herbst und Winter. Der Grund: Solareinspeisung. Die Normerzeugung liegt aktuell bei 10 GW im Schnitt und nimmt von Woche zu Woche um jeweils 1 GW zu, wobei am 03. April ganze 50 GW erwartet werden. Insgesamt hat sich der Spotmarkt mit höherer PV- und höherer Windeinspeisung auf einem niedrigeren Preisniveau im März eingefunden. Der Monatsschnitt von 103 EUR/MWh am deutschen EEX-Spotmarkt liegt deutlich unter dem bisherigen Jahresmittel von 125,66 EUR/MWh. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die ersten Märzwochen günstiger waren als die letzte, in der die PV auf 94% der Normerzeugung (9,6 GW) und Wind auf 73% der Normerzeugung (13,7 GW) lagen. Dazu kommt die unverändert schwache Laufwassererzeugung, die die trockene Wintersaison jetzt auch in niedrigeren Energiemengen abbildet. Im Ausblick gleich sehen wir jedoch ein anderes und zunehmend bearishes Bild.
Relevant für den Spotmarkt ist die Lage am Gasmarkt. Seit 01. April ist die Heizsaison offiziell vorbei, schon seit Ende letzter Woche läuft die Einspeisung in die Gasspeicher, die aktuell bei 34% liegen. Ein entscheidender Einflussfaktor bleibt die EU-Speicherregulierung. Die vorgeschlagene Verlängerung bis 2027 sowie mehr Flexibilität bei der 90%-Zielerreichung befinden sich noch im Gesetzgebungsprozess. Vorgesehen sind spätere Fristen und mögliche Abweichungen bei ungünstigen Marktbedingungen. Diese Entschärfungen wirken sich bereits auf die Terminmärkte aus: Der Spread zwischen Q2 2025 und Q1 2026 ist teils deutlich gefallen.
Die Entwicklung der Spotpreise hilft in dieser Hinsicht auch den Terminpreisen. Nach den Geschehnissen zum Jahresbeginn mit zunächst stark steigenden und dann rapide fallenden Energiepreisen hat sich die Lage etwas beruhigt. Zur Erinnerung: Ausgelöst wurden die Preisentwicklungen insbesondere durch die meteorologischen Gegebenheiten. Niedrige Temperaturen ließen die Heizlast anspringen und damit die Gasspeicher sich ausleeren, während gleichzeitig die starke Windflaute für hohe Strompreise sorgte. Mit März konsolidierten sich die Preise mit milderem Wetter und höherer Solareinspeisung bei trotzdem hoher Volatilität durch die geopolitischen Unsicherheiten. Maßgeblich verantwortlich für die Preisrückgänge im Strom war der CO2-Preis, der die gleichzeitig stattfindenden Preissteigerungen in der Kohle mehr als ausgleichen konnte. Zwei Punkte drückten dabei in der zweiten Wochenhälfte besonders auf den EUA-CO2-Preis: Einerseits die Ankündigung Amerikas, die Importzölle auf europäische Autos auf 25 % anzuheben, und andererseits Meldungen über den Wunsch Frankreichs, den volatilen CO2-Preis mittels Preiskorridors (Minimal- und Maximalpreis) stärker zu regulieren. Im Gas herrscht weiterhin eine stabile LNG-Versorgungslage: Im März lagen die Importe bei rund 4 TWh/Tag – dem höchsten Wert seit über einem Jahr.
Der April wird von denselben regenerativen Themen beherrscht: Die Zunahme der PV-Einspeisung drückt auf die Spotpreise im Strom. Gerade in der ersten Aprilwoche rechnen Expertisen mit 121% der PV-Erzeugung, also um ein Fünftel höhere Erzeugung, als es die eingepreiste Norm prognostiziert. Mit diesem veränderten Angebot sollten die Stromspotpreise weiter nach unten sacken. Am 03. April werden in den Mittagsstunden 50 GW PV erzielt. Eine der problematischen Folgen für die Energiewirtschaft sind die damit einhergehenden Nullpreise in den Mittagsstunden, die Abschaltungen der Anlagen zur Folge haben (insbesondere Wasserkraft ist häufig davon betroffen). Auf den Terminmärkten sollte das vorläufige untere Ende erreicht sein. Sowohl im CO2 als auch im Gas kollidiert die Preiskurve am technischen Widerstand, was eine Seitwärtsbewegung zur Folge hätte. Das stabile Angebot aus LNG und Erneuerbaren gleicht die stabile Nachfrage (durch hohen Einspeicherbedarf) aus. Geopolitisch bleibt das Bild fragil: US-Präsident Trump zeigt zunehmend Ungeduld in Bezug auf Fortschritte zu Friedensgesprächen über die Ukraine. Zudem wird über neue Strafzölle gegenüber Ländern mit Handelsbilanzdefizit diskutiert – mit potenziellen Auswirkungen auf globale Handelsströme und Energiepreise.
Viel Erfolg bei Ihren Entscheidungen mit Energie!
Ihre Marlene Aschauer und Felix Diwok
Für das Team der Inercomp