Warum es immer schwieriger wird, Kernkraftwerke in die Stromversorgung zu integrieren
Publiziert: Mai 2026
Steuerung der Stromversorgung: eine grosse Herausforderung
Die Steuerung der Stromversorgung ist eine grosse Herausforderung. Produktion und Verbrauch müssen ständig übereinstimmen. Sowohl Produktion und Verbrauch sind volatil bzw. fluktuierend. Man muss entweder die Produktion dem Verbrauch anpassen – oder den Verbrauch der Produktion.
Die Stromerzeugung aus Wind und Solar ist wetter-, jahreszeit- und tageszeitabhängig. Da deren Anteil stetig steigt, kommt der Frage, welche Technologien geeignet sind, diese Schwankungen auszugleichen, eine immer grössere Bedeutung zu.
Die Stromerzeugung lässt sich am besten mit mehreren Schichten, die sich gegenseitig ergänzen, erklären. In Grafiken ist meistens der folgende Aufbau zu sehen (Beispiel aus Spanien).
Öffentliche Nettostromerzeugung in Spanien in der Woche 19/2026. Von unten nach oben: Kernenergie, Laufwasser, Biomasse, Steinkohle, Öl, Erdgas, …, Wind und Solar. Quelle: energy-charts
Öffentliche Nettostromerzeugung: Die öffentliche Nettostromerzeugung ist die Strommenge, die aus Kraftwerken in das öffentliche Netz eingespeist wird.
Mehrere Schichten
Wir verändern die Reihenfolge etwas und erklären die einzelnen Schichten. Dazu dienen Grafiken aus Spanien und Deutschland. Spanien deshalb, weil Spanien über eine diversifizierte Stromversorgung verfügt. Und Deutschland verfügt über einen hohen Anteil von Wind und Solar.
Schicht 1: Grundlastkraftwerke
Grundlastkraftwerke produzieren in der Regel rund um die Uhr Strom. Zu den Grundlastkraftwerken gehören Kernkraftwerke, Laufwasserkraftwerke, Biomassekraftwerke (Holz, Biogas) und Kehrichtverbrennungsanlagen (KVA). Biomassekraftwerke und Kehrichtverwertungsanlagen können zwar ihre Produktion kurzfristig an den aktuellen Stromverbrauch anpassen, eine signifikante Verlagerung der Energieproduktion vom Sommer in den Winter ist jedoch aufgrund physikalischer und logistischer Grenzen ohne spezielle Massnahmen kaum möglich. Kernkraftwerke: Siehe weiter unten im Text.
Öffentliche Nettostromerzeugung in Spanien in der Woche 17/2026. Kernenergie, Laufwasser, Biomasse und Müll (Schicht 1).
Schicht 2: Wind- und Solarkraftwerke
Wind- und Solarenergie zeichnen sich durch sehr niedrige variable Kosten aus, die nahe null liegen, da keine Brennstoffkosten anfallen. Deshalb geniessen diese in der Regel Vorrang bei der Einspeisung ins Netz. Bei einer grossen Anzahl von Photovoltaikanlagen und/oder Windparks in einem Netzgebiet kann es allerdings auch angezeigt sein, Produktionsspitzen zu kappen (Einspeisebegrenzung), um Netzausbauten, die auf wenige Spitzen ausgelegt sind, zu vermeiden. In Deutschland und anderen Ländern müssen grosse Solaranlagen und Windparks deshalb teilweise abgeregelt werden, um die Netze nicht zu überlasten, da der Netzausbau mit dem Ausbau der Erneuerbaren nicht Schritt halten konnte. Denn die Windparks befinden sich hauptsächlich im Norden und Osten, die grossen Verbraucher aber im Süden. Die Energiewende ist untrennbar mit dem Dreiklang aus Netzausbau, Batteriespeichern und Digitalisierung verbunden. Um den wachsenden Anteil erneuerbarer Energien zu bewältigen, wird das Stromnetz zunehmend von einer zentralen Struktur zu einem komplexen, dezentralen, digitalen System («Virtuelle Maschine») umgebaut.
Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland in der Woche 17/2026. Wind und Solar (Schicht 2).
Schicht 3: Träge fossile Kraftwerke
Dazu zählen Braunkohlekraftwerke, Steinkohlekraftwerke und Ölkraftwerke. Träge fossile Kraftwerke, insbesondere Kohlekraftwerke, zeichnen sich durch lange An- und Abfahrzeiten sowie geringe Flexibilität bei Laständerungen aus. Ein Kaltstart eines Kohlekraftwerks, also das Wiederanfahren nach einem längeren Stillstand, dauert aufgrund der thermischen Trägheit des Kessels ca. 6–10 Stunden bei Steinkohle und 9–15 Stunden bei Braunkohle. Ein Warmstart, also das Wiederanfahren eines Kohlekraftwerks nach einer Betriebsunterbrechung, dauert deutlich kürzer, da Kessel und Turbinen noch eine Restwärme aufweisen.
Um die schwankende Produktion von Wind und Solar auszugleichen, sind jedoch Kraftwerke gefragt, welche sehr schnell ihre Produktion anpassen können. Der Zubau von Wind und Solar drängt deshalb Kohlekraftwerke mehr und mehr aus dem Markt.
In der Stromwirtschaft zählt man Kohlekraftwerke eigentlich zu den Grundlastkraftwerken (Schicht 1). Doch in Ländern mit einem hohen Anteil von Wind und Solar ist diese Zuordnung überholt.
Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland in der Woche 17/2026. Kohle und Öl (Schicht 3).
Schicht 4: Flinke fossile Kraftwerke
Mit flinken fossilen Kraftwerken, meist Gasturbinen oder GuD-Anlagen (Gas-und-Dampf), können Schwankungen im Stromnetz zeitnah ausgeglichen werden. Sie zeichnen sich durch kurze Hochfahrzeiten aus und dienen oft als Reservekraftwerke. Heute werden sie mit Erdgas betrieben, zukünftig sollen sie aber auf Wasserstoff umgerüstet werden.
Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland in der Woche 17/2026. Gas (Schicht 4).
Schicht 5: Flexible erneuerbare Kraftwerke
Dazu gehören Speicherwasserkraftwerke, Pumpspeicherwerke und zunehmend auch Batteriegrossspeicher. Pumpspeicherwerke und Batteriegrossspeicher puffern überschüssigen Strom und speisen ihn zeitversetzt ein. Sie tragen so zu höherer Systemflexibilität, besserer Netzintegration und effizienterer Nutzung erneuerbarer Energien bei. Speicherwasserkraftwerke stauen Wasser in Seen. Bei hohem Strombedarf wird das Wasser durch Turbinen geleitet, bei niedrigem Bedarf wird die Produktion gedrosselt oder gestoppt.
Etwas verkürzt gesagt: Die Schichten drei bis fünf werden benötigt, um die fluktuierende Produktion von Wind und Solar zu ergänzen. Mit einem weiteren Ausbau von Wind und Solar werden immer weniger träge Kraftwerke benötigt.
Öffentliche Nettostromerzeugung in Spanien in der Woche 17/2026. Pumpspeicher, Speicherwasser und Batterie (Schicht 5).
Kernkraftwerke sind wenig flexibel
Kernkraftwerke produzieren Bandenergie und laufen grundsätzlich im Grundlastbetrieb – also mit einer konstanten Energieproduktion. Zwar lassen sich viele Kernkraftwerke in einem begrenzten Bereich nahe ihrer Nennleistung flexibel regulieren, um auf die Netzlastschwankungen reagieren zu können (Lastfolgebetrieb). Im praktischen Betrieb wird jedoch ein Unterschreiten von 50 bis 60 Prozent der Nennleistung vermieden. Jeder Lastzyklus belastet das Material durch Temperatur- und Druckwechsel in Kühlkreisläufen oder häufige Betätigung von Steuereinrichtungen. Bei häufiger Wiederholung kommt es zu Ermüdungserscheinungen. Außerdem sind Kernkraftwerke sehr kapitalintensiv, schon aus wirtschaftlichen Gründen müssen sie daher viele Volllaststunden laufen.
Das Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag (TAB) kam 2017 daher zu der Einschätzung, dass Kernkraftwerke mit hohen Anteilen Erneuerbarer Energien nicht zusammenpassen. Kernkraftwerke sind schlicht nicht flexibel genug zu betreiben, um eine gute Ergänzung zu den Erneuerbaren Energien darzustellen.
Der Kaltstart, also das Wiederanfahren eines Kernkraftwerks nach einem völlig abgeschalteten Zustand, ist ein komplexer, mehrtägiger Prozess, der zwei Tage bis zu einer Woche dauern kann. Ein Warmstart (Wiederanfahren nach kurzem Stillstand) dauert in der Regel mehrere Stunden bis hin zu ein oder zwei Tagen, abhängig vom Zustand des Reaktors. Bei einem Warmstart ist der Reaktor nicht vollständig abgekühlt, oft ist der Primärkreis noch unter Druck und Temperatur.
Die folgenden Grafiken zeigen, dass sich mit dem Zubau von Wind- und Solarkraftwerken in vielen Ländern die Situation in den letzten Jahren grundlegend verändert hat oder verändern wird.
Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland in den Jahren 2015, 2019 und 2025.
Die Grafiken zeigen die Erzeugung aus Kernenergie und fossilen Kraftwerken in Deutschland in den Jahren 2015, 2019 und 2025. Beachte: Die Last im Jahr 2025 ist 7 % geringer als 2015.
Im Jahr 2015 betrug die Leistung, die permanent aus Kernenergie und fossilen Kraftwerken zur Verfügung gestellt werden musste, rund 25‘000 MW. Im Jahr 2019 waren es noch zwischen 15‘000 und 20‘000 MW und im Jahr 2025 nur noch 5‘000 MW. Das heisst: Kernkraftwerke passen immer weniger in ein Stromversorgungssystem, das zunehmend auf Flexibilität ausgelegt ist.
Die folgende Grafik zeigt, dass die Kernkraftwerke in Frankreich nicht konstant einspeisen können. Die Druckwasserreaktoren werden seit Jahren im Lastfolgebetrieb eingesetzt. Die «weissen Spickel» werden von Jahr zu Jahr grösser. Hinweis: In Frankreich stammen erst etwa 15 % aus Solar und Wind, in Deutschland sind es bereits 48 % (Zahlen 2025).
Öffentliche Nettostromerzeugung in Frankreich im Jahr 2025. Nur Kernenergie.
Die deutsche Studie «Kernspaltung, Erdgas, Geothermie, Kernfusion: Welche Rolle spielen Grundlastkraftwerke in Zukunft?» aus dem Jahr 2024 kommt zum Schluss: «Eine zuverlässige klimaverträgliche Stromversorgung ist durch das Zusammenspiel von Solar- und Windenergie mit Speichern, einem flexiblen Stromverbrauch und Residuallastkraftwerken möglich. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien sowie der europäischen Strom- und Wasserstoffnetze lassen sich voraussichtlich der Strombedarf und der größte Teil des Wasserstoffbedarfs innerhalb Europas decken.» Und weiter: «Die Modellrechnungen zeigen: Die Gesamtsystemkosten des Umbaus zur Klimaneutralität bis 2045 liegen mit einem Zubau von Grundlastkraftwerken auch bei optimistischen Annahmen ähnlich hoch wie im Referenzszenario, das vor allem auf den Ausbau von Solar- und Windenergie setzt. Zusätzliche Risiken entstehen durch Kostensteigerungen und Verzögerungen beim Bau von Grundlastkraftwerken, die sowohl durch den geringeren technologischen Reifegrad von Technologien als auch durch die typische Komplexität von Großprojekten bedingt sein können.» Zitiert aus: acatech – Deutsche Akademie der Technikwissenschaften
Und in der Schweiz?
Die folgende Grafik zeigt, dass bereits heute die Schweiz von Juni bis August ihren Strombedarf allein mit den Erneuerbaren decken kann.
Landesverbrauch und erneuerbare Produktion Istzustand (in TWh). Eigene Grafik
Bei Laufwasser und bei Speicherwasser wurde infolge der grossen Schwankungen von Jahr zu Jahr der Durschnitt der Jahre 2022 bis 2025 eingesetzt. Datenquelle: BFE-Publikationen
Die folgende Grafik zeigt, dass der Landesverbrauch im Jahr 2030 in der warmen Jahreszeit (Mai bis August) allein mit den erneuerbaren Energien gedeckt werden kann. Dies aufgrund der zunehmenden Produktion aus Solarstromanlagen.
Landesverbrauch und erneuerbare Produktion im Jahr 2030 (in TWh). Eigene Grafik
Die Grafik fusst auf der neuen Zielsetzung des Bundes für das Jahr 2030. Die Photovoltaik wird gemäss dieser Zielsetzung auf 18,7 TWh ausgebaut, die Windenergie auf 2,3 TWh. Die anderen Werte beziehen sich entweder auf die BFE-Energieperspektiven 2050+, Szenario «ZERO Basis», für das Jahr 2030 oder auf aktuelle Werte.
Fazit: Der Strom aus einem neuen Kernkraftwerk, welches nur für die Sicherstellung der Winterstromversorgung erstellt werden müsste, wäre aufgrund der sehr hohen Investitionskosten sehr teuer.
Quellen der Grafiken: energy-charts