Der R21-Pfad bremst Wind und Sonne und verbrennt bis 2045 mehr Erdgas

Vordergründig ein Mix: Bis 2045 mehr Erdgas und Kohle

Das Papier will Kernkraft zusammen mit Erneuerbaren: Kernkraftwerke seien „günstig mit Erneuerbaren Energien kombinierbar“ (S. 1), ein gutes Stromsystem brauche „Marathonläufer und Sprinter gleichermaßen“ (S. 30). Zugleich nimmt es den Erneuerbaren Förderung und feste Ausbauziele (S. 5), Jahre bevor neue Reaktoren Strom liefern. Was in dieser Zeit an Wind- und Solarstrom fehlt, erzeugen Gas- und Kohlekraftwerke.

Der Brennstoffpfade-Rechner spielt jedes Jahr bis 2060 Stunde für Stunde mit dem Wetter von 2024 durch. Maßstab ist der Pfad der erneuerbaren Energien (EE-Pfad): Photovoltaik, Wind an Land und Wind auf See wachsen mit 85, 70 und 55 Prozent des gesetzlichen Tempos, etwa dem Zubau 2025. Das R21-Programm ist großzügig abgebildet: 6,8 GW kehren 2032 für 20 Jahre zurück, der erste neue Block geht 2041 ans Netz, danach bis zu zwei im Jahr.

Halbes Ausbautempo kostet bis 2045 rund 100 Mrd. € mehr für Brennstoff und CO₂

Kumulierte Mehrkosten gegenüber dem EE-Pfad, Mrd. Euro, real · Nulllinie = EE-Pfad

MehrkostenCO₂

Gas 35 €/MWh5093 (Okt. 2026)

Brennstoffpfade-Rechner (Stand 14.10.2026), eigene Szenarien · Verbrauch 2045: 945 TWh · Steinkohle 13 €/MWh, CO₂ 80 €/t · 93 €/MWh = Terminpreis für den Folgemonat am 23.10.2026

Werte als Tabelle

Welche Brennstoffe mehr verbrannt werden

Bis 2045 verbrauchen die Kraftwerke im R21-Pfad rund 1.850 TWh mehr Brennstoff als im EE-Pfad, gemessen am Heizwert:

Kohle wird nur bis zum gesetzlichen Kohleausstieg mehr verbrannt, spätestens bis 2038; danach füllt Erdgas die Lücke. Die zusätzlichen 1.620 TWh Erdgas sind gut doppelt so viel, wie Deutschland 2025 insgesamt verbraucht hat (779 TWh, AG Energiebilanzen, vorläufig), und rund 95 Prozent des Erdgases werden importiert. Am größten ist der Abstand um 2040 mit 150 TWh Erdgas und 30 Mio. Tonnen CO₂ in einem Jahr.

• Bremst der Ausbau auf ein Viertel des bisherigen Tempos, steigen die Mehrkosten bis 2045 auf 232 Mrd. Euro und 950 Mio. Tonnen CO₂, davon rund 3.980 TWh Erdgas.
• Ohne Kernkraft kostet das halbe Tempo bis 2045 rund 168 Mrd. Euro; Reaktivierung und Neubau holen bis dahin also rund 70 Mrd. Euro zurück.
• Nach 2045 spart der R21-Pfad Erdgas ein, bis 2060 rund 1.800 TWh. Die Brennstoffmenge ist dann ungefähr ausgeglichen, die CO₂-Bilanz bleibt um rund 50 Mio. Tonnen schlechter, weil vorher mehr Kohle verbrannt wurde. Die Mehrkosten sind im Mittel um 2060 aufgeholt, im optimistischen Fall um 2053; erkauft ist das mit den Kapitalkosten des Programms.
• Wird die Gasverstromung bis 2045 auf Wasserstoff umgestellt, bleibt ein dauerhafter Mehrausstoß von 300 Mio. Tonnen CO₂; die Mehrkosten steigen bis 2045 auf 152 Mrd. Euro (Wasserstoff 150 €/MWh).
• Die gesparte Förderung ist klein dagegen: Der EE-Pfad nutzt bis 2045 rund 1.800 TWh mehr Wind- und Solarstrom, bei 0,5 bis 2 ct/kWh Prämie wären das 9 bis 36 Mrd. Euro in 20 Jahren.

Der europäische Emissionshandel deckelt die Emissionen der Kraftwerke. Solange der Deckel hält, zeigt sich der Mehrverbrauch zuerst in höheren CO₂- und Strompreisen. Nicht enthalten sind Investitionen in Anlagen, Netze und Speicher.

Was R21 mit dem Papier erreichen will

Das Diskussionspapier „Energiereform mit Kernenergie für Deutschland“ erschien am 9. Oktober 2026 bei R21. Die Denkfabrik versteht sich als „Thinktank für neue bürgerliche Politik“ und erhält von 2026 bis 2029 Bundesmittel von 500.000 Euro im Jahr. Autorin ist die Technikhistorikerin Anna Veronika Wendland, Mitglied im R21-Expertenrat für Klima- und Energiepolitik. Das Papier fordert:

• einen Rückbaustopp und eine Änderung des Atomgesetzes, das neue Genehmigungen für Leistungsreaktoren ausschließt (§ 7 Abs. 1 Satz 2 AtG);
• die Reaktivierung von fünf Blöcken mit rund 7 Gigawatt (GW) „vor 2032“ für 8,5 Mrd. Euro (S. 11);
• rund 50 GW Neubau, also 31 Blöcke des Typs EPR mit je 1.600 Megawatt, für 350 Mrd. Euro (S. 3, 31; auf S. 4 stehen 310 Mrd. Euro);
• ein Ende der Förderung und der festen Ausbauziele für Wind und Sonne (S. 5, 29), für Kernkraft dagegen einen „Staatsvertrag oder andere Formen von Planungssicherheit“ (S. 5, 30).

Die Strategie steht im Papier selbst. Vorrang haben Atomgesetzänderung, Rückbaumoratorium und eine schnellere Endlagersuche; darauf soll sich die „Kampagnenarbeit in Parteien und Verbänden“ richten (S. 29). Eine Mehrheit sieht das Papier nur rechnerisch: Union, AfD und FDP bildeten eine „strukturelle Mehrheit“, die an der „Brandmauer“ und am Ausscheiden der FDP aus dem Bundestag scheitere (S. 28). Die „Disruption“, ein „Ende der bekannten Energiewende“, soll als „ökomoderner Aufbruch“ und „Projekt der Mitte“ kommuniziert werden, das auch Sozialdemokraten und Grüne einlädt (S. 4, 31).

Podcast und Konferenz. In Folge 30 des R21-Podcasts „Frei heraus“ (23. Oktober 2026, 38 Minuten) fragt Geschäftsführer Steffen Dähne die stellvertretende Vorsitzende Kristina Schröder, ob der Atomausstieg ein Fehler war und ob abgeschaltete Kraftwerke wieder Strom liefern könnten. Laut Beschreibung hält Schröder die Rückkehr zur Kernkraft für notwendig und warnt vor „programmierter Energiearmut“. Die Folge wirbt für die R21-Konferenz am 4. November 2026 in Berlin, angekündigt als „ehrliche Bilanz“ mit Gästen wie Wendland, dem früheren Wirtschaftsstaatssekretär Patrick Graichen und dem Ökonomen Joachim Weimann.

Zur Warnung vor Energiearmut passt die vorgeschlagene Reihenfolge schlecht: Sie erhöht bis 2045 vor allem den Verbrauch von Erdgas, das zu rund 95 Prozent importiert wird und dessen Preissprung 2022 die Energiekosten der Haushalte trieb (Abschnitt Brennstoff).

Ausgewertet ist die Beschreibung der Podcastfolge, nicht die Tonaufnahme. Mehr zum Verein im Abschnitt R21.

Behauptung und Nachrechnung

Die Liste stellt die tragenden Aussagen des Papiers neben das Ergebnis der Nachrechnung. Die Kostenaussage des Papiers stützt sich auf eine Modellstudie von Quantified Carbon (QC) im Auftrag der Umweltorganisation WePlanet, die für Kernenergie eintritt. Gerechnet ist mit dem Kernenergie-Kostenrechner (Datenstand 19.09.2026) und dem Brennstoffpfade-Rechner (Stand 14.10.2026).

Die Finanzierung entscheidet über die Kosten

Den Ausschlag gibt der Kapitalkostensatz (WACC, gewichtete Kapitalkosten aus Eigen- und Fremdkapital). Je Block 1.600 MW, acht Jahre geplante Bauzeit plus vier Jahre Verzug, 88 Prozent Verfügbarkeit, 60 Jahre Betrieb; Olkiluoto 3 und Flamanville 3 brauchten real 17 bis 18 Jahre.

Mit Marktkapital kostet neuer Atomstrom das Zwei- bis Sechsfache von neuem Wind- und Solarstrom

Stromgestehungskosten real, ct/kWh, Preisbasis 2026 · Balken: von EPR2-Baukosten (7.600 €/kW) bis zu westlichen Ist-Kosten (10.500 €/kW)

Kernkraft, Spanne der Baukostenneue Wind- und Solarparks, MarktAnnahmen der QC-Studie

Kernenergie-Kostenrechner, real gerechnet; Wind und Sonne: Mittelwerte des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE, Juli 2024) mit marktüblichem WACC

Werte als Tabelle

Privatwirtschaftlich setzt der britische Rechnungshof über 12 Prozent nominal an, wenn Investoren alle Risiken einschließlich des Baurisikos tragen; für Hinkley Point C mit 35-jährigem Differenzvertrag nennt er rund 9 Prozent. Hinkley Point C erhält 92,50 Pfund je MWh in Preisen von 2012, inflationsindexiert; der Betreiber EDF schrieb Anfang 2024 trotzdem rund 12,9 Mrd. Euro ab.

Die QC-Studie rechnet mit 7.000 €/kW, acht Jahren Bauzeit ohne Verzug und einheitlich 6 Prozent. Damit ergibt der Rechner 10,1 ct/kWh. Die 82 €/MWh, die das Papier zitiert, sind der mittlere Strompreis im Gesamtsystem. Atomstrom selbst kostet unter denselben Annahmen 101 €/MWh.

Staatsgeld verbilligt alle Techniken, Kernkraft am stärksten

Ein Kernkraftprogramm zu Staatskonditionen ist ein staatliches Infrastrukturprogramm. Wer es will, sollte das so benennen und dieselben Konditionen auch Netzen und Erneuerbaren zugestehen. Das Papier zitiert selbst E.ON-Chef Leonhard Birnbaum: Kernkraftwerke seien nur noch „als Anstalten öffentlichen Rechts unter einem Staatsvertrag“ zu bauen (S. 30).

Mit 1,7 Prozent Staatszins sinken die Kosten der Kernkraft um 61 Prozent

Stromgestehungskosten real, ct/kWh · von marktüblicher Finanzierung zu Staatskredit (1,7 Prozent real)

MarktfinanzierungStaatskredit

Kernkraft mit EPR2-Baukosten, Markt mit Preisgarantie (7,8 Prozent); Wind und Sonne: ISE-Mittelwerte mit 3,5 / 3,9 / 6,0 Prozent

Werte als Tabelle

Beide Hilfen sind Subvention: Ein Differenzvertrag (Contract for Difference, CfD) zahlt die Lücke zum Marktpreis über Stromrechnung oder Haushalt, ein Staatskredit verlagert das Baurisiko in die Staatsbilanz. Bei 31 Blöcken entspricht der Abstand zwischen Markt- und Staatsfinanzierung rund 39 Mrd. Euro im Jahr. Wie groß das Risiko ist, zeigt Flamanville 3: veranschlagt 2007 mit 3,3 Mrd. Euro, laut französischem Rechnungshof 23,7 Mrd. Euro in Preisen von 2023.

Sinkende Marktpreise treffen auch Kernkraft. Bei 60 Prozent Wind- und Solarstrom muss ein Reaktor häufiger drosseln; die Kennlinie des Rechners senkt die Auslastung von 88 auf 79 Prozent und hebt die Kosten um 9 Prozent. Beim QC-Zins fehlen 31 Blöcken bei Marktpreisen von 6 bis 9 ct/kWh jährlich 15 bis 26 Mrd. Euro. Zum Vergleich: Der gesamte Finanzierungsbedarf nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) liegt 2026 bei 14,6 Mrd. Euro und stammt fast ganz aus Altverträgen von 2004 bis 2012. Neue Wind- und Solarparks brauchen bei den Marktwerten von 2025 kaum Prämie.

Die Netzersparnis ist real, aber begrenzt

Ein kernkraftlastiges System braucht vor allem weniger Anbindungen für Windparks auf See. QC beziffert die Ersparnis auf 7,8 €/MWh, bei rund 1.000 TWh Verbrauch knapp 8 Mrd. Euro im Jahr. Je Kilowattstunde Atomstrom (430 TWh) sind das rund 1,8 ct.

Die Netzersparnis gleicht den Kostenabstand nur bei Staatsfinanzierung aus

ct je Kilowattstunde Atomstrom

Netzersparnis durch KernkraftMehrkosten neuer Kernkraft gegenüber Wind und Sonne

QC (Dezember 2024); Obergrenze: alle noch nicht begonnenen Vorhaben des NEP-Entwurfs vom 16.3.2026, 4,5 Prozent real über 40 Jahre; Abstände aus den Grafiken oben

Werte als Tabelle

QC ordnet Netzkosten nur Wind und Sonne zu, für Kernkraftwerke setzt die Studie keine neuen Leitungen an; Startnetz, Verteilnetz, Grenzkuppelstellen und der vom Verbrauch getriebene Ausbau fehlen. Der zweite Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) 2037/2045 veranschlagt für das Übertragungsnetz bis 2045 364 bis 392 Mrd. Euro, davon 175,7 Mrd. Euro für das Startnetz, das schon genehmigt wird oder im Bau ist. Höchstens vermeidbar sind 188 bis 216 Mrd. Euro, umgelegt 10 bis 12 Mrd. Euro im Jahr. Bestätigt hat die Bundesnetzagentur den Plan noch nicht (Stand 25.8.2026).

Die 1,2 Billionen Euro, die das Papier „allein“ dem Netzausbau zuschreibt (S. 3, 7), stammen aus der Studie „Plan B“ von Frontier Economics für die Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK). Sie umfassen Investitionen und Betriebskosten von Übertragungs- und Verteilnetz von 2025 bis 2049. Dieselbe Studie hält neue Reaktoren vor 2045 nicht für realisierbar.

Haushalte zahlen 2026 im Schnitt 9,24 ct/kWh Netzentgelt, ein Viertel des Strompreises von 37,0 ct/kWh (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, BDEW, August 2026). Der Bund senkt die Übertragungsnetzentgelte 2026 mit 6,5 Mrd. Euro (§ 24c Energiewirtschaftsgesetz, EnWG, geltendes Recht); für 2027 bis 2029 sieht ein Regierungsentwurf je 5,525 Mrd. Euro vor (§ 24d EnWG, erste Lesung am 8. Oktober 2026). Auch beim Netz zählt die Finanzierung: Bei rund 600 Mrd. Euro Investitionen senkt jeder Prozentpunkt niedrigerer Kapitalkosten die Jahreskosten um rund 4 Mrd. Euro.

Handel senkt die Kosten

Deutschland importiert Strom vor allem dann, wenn er im Ausland billiger ist als die eigene Erzeugung. Das senkt den Großhandelspreis für die gesamte Nachfrage. Netto exportiert hat Deutschland von 2003 bis 2022, seit 2023 importiert es netto; von Januar bis September 2026 war der Handel nahezu ausgeglichen.

Exportüberschuss von 2003 bis 2022, Höchstwert 52,5 TWh im Jahr 2017

Physikalischer Außenhandelssaldo Strom, TWh · über null Export-, unter null Importüberschuss · darunter der CO₂-Preis

ExportüberschussImportüberschussCO₂-Zertifikatspreis, €/t

AG Energiebilanzen, Auswertungstabellen (Stand Juni 2026), Tab. 2.1, aus PJ umgerechnet, 2025 vorläufig · CO₂: EEX-Primärauktionen, mengengewichtet

Werte als Tabelle

Die Überschüsse wuchsen nach 2011, obwohl acht Reaktoren vom Netz gingen. Ein CO₂-Zertifikat kostete damals 4 bis 8 Euro je Tonne, Kohlestrom war billig. Ab 2018 verteuerte der CO₂-Preis die Kohleverstromung, die Überschüsse sanken, obwohl die Kernkraft noch rund 75 TWh im Jahr lieferte. Den Wechsel 2023 trugen billigere Erzeugung im Ausland, eine gesunkene Nachfrage und der Wegfall von rund 30 TWh Atomstrom.

Die Bundesnetzagentur schreibt: „Strom wird in aller Regel dann importiert, wenn die inländische Produktion teurer wäre.“ Laut Versorgungssicherheitsbericht 2025 könnte sich Deutschland 2030 „fast vollständig selbst versorgen“; „Aus Kostengründen geschieht dies jedoch nicht.“ Importiert wurde 2025 vor allem aus Dänemark, Frankreich, den Niederlanden, Norwegen und der Schweiz; nach der Zuordnung der Plattform SMARD stammten 51,3 Prozent aus Erneuerbaren, 22,0 Prozent aus Kernkraft und 15,2 Prozent aus fossilen Kraftwerken.

Importe helfen nicht in jeder Stunde. In der Dunkelflaute am 12. Dezember 2024 kostete Strom in Deutschland zwischen 17 und 18 Uhr 936 €/MWh, in Südnorwegen 898 und in Südschweden 699 €/MWh. Für solche Stunden braucht es eigene Kraftwerke und Speicher; im Normalbetrieb senken Importe die Kosten.

Bestand und Neubau sind zwei verschiedene Rechnungen

Ein Weiterbetrieb der letzten drei Blöcke über April 2023 hinaus hätte Großhandelspreise und Emissionen nach den meisten Studien um einige Prozent gesenkt. Für Neubau folgt daraus wenig, denn bestehende Anlagen sind abgeschrieben. Die Reaktivierung, die das Papier fordert, betrifft Anlagen, deren Abbau begonnen hat.

Beide Lager zitieren gern die passende Lesart: Beobachtet sanken die Preise nach der Abschaltung, weil Gas billiger wurde. Gegenüber einem Weiterbetrieb lagen sie trotzdem höher.

Weiterbetrieb kostet 39–64 US-Dollar je MWh, neue Großreaktoren der nächsten Jahre 95–168

Stromgestehungskosten, US-Dollar je MWh, 5 Prozent real · Spanne der untersuchten Projekte

OECD-Kernenergieagentur und EPRI, The Costs of Generating Electricity 2025 (September 2026)

Werte als Tabelle

Für eine Reaktivierung ist es spät. Alle deutschen Kernkraftwerke haben eine Stilllegungs- und Abbaugenehmigung, und „der Abbau der Anlagen hat begonnen“, schreibt die Bundesregierung (Bundestagsdrucksache 21/7609). PreussenElektra hält seine Anlage für „nicht mehr reaktivierbar“, EnBW einen Wiedereinstieg für „unrentabel“. Außer der Schätzung der Radiant Energy Group, auf die sich das Papier stützt, gibt es keine veröffentlichte Kostenrechnung.

Die eigentliche Frage: Tempo und ein wirtschaftliches Gesamtmodell

Nach der Prüfung bleibt eine Frage, die das Papier nicht stellt: In welchem wirtschaftlichen Gesamtmodell wird Strom erzeugt, verteilt und von der Industrie genutzt, und wie schnell verdrängt es Kohle und Gas? Über die Kosten jeder Technik entscheiden drei Regeln: wer das Risiko trägt, was Investitionen ohne Förderung steuert und wie die Industrie an der Grenze geschützt wird.

Tempo zuerst. Was bis 2045 an Wind und Sonne fehlt, ersetzen vor allem Erdgas und bis 2038 Kohle (Abschnitt Brennstoff). Neue Reaktoren liefern nach den bisherigen Bauzeiten frühestens Ende der 2030er Jahre. Die Fristen, die für alle Techniken zählen, liegen in diesem Jahrzehnt: Ab Juli 2027 gilt die Pflicht zu zweiseitigen Differenzverträgen, 2034 endet die Gratiszuteilung für die Industrie.

Drei Regeln im Überblick

Frage 1: Wer trägt das Risiko?

Das EU-Recht gibt für die Form der Förderung eine gemeinsame Regel vor: Direkte Preisstützung für neue Wind-, Solar-, Geothermie- und Kernkraftwerke sowie Wasserkraft ohne Speicher muss in Verträgen ab dem 17. Juli 2027 ein zweiseitiger Differenzvertrag oder gleichwertig sein; für Kleinanlagen und Demonstrationsprojekte gibt es Ausnahmen (Art. 19d Verordnung (EU) 2019/943). Ein solcher Vertrag zahlt dem Betreiber die Differenz, wenn der Marktpreis unter dem vereinbarten Preis liegt, und fordert sie zurück, wenn er darüber liegt. Ob gefördert wird, regelt Art. 19d nicht, und Staatsdarlehen fallen nicht darunter. Die Hilfsoption des Papiers, die Förderung für Kernkraft zu öffnen (S. 5), liefe auf denselben Vertrag hinaus, den Wind und Sonne bekommen.

Was „Planungssicherheit“ darüber hinaus heißen kann, zeigt Dukovany II in Tschechien: ein Staatsdarlehen über die vollen Baukosten, ein Differenzvertrag über 40 Jahre und ein Schutz gegen Politikänderungen. Die EU-Kommission prüft das Paket seit dem 22. Dezember 2025 vertieft; sie bezweifelt, dass es verhältnismäßig ist, und sieht die Gefahr, dass es die Marktmacht des Energiekonzerns ČEZ stärkt. Ein gleich aufgebautes Paket für einen Block hatte sie im April 2024 genehmigt. Ein tragfähiges Modell legt für jede Technik offen, welche Absicherung sie bekommt und wer das Baukostenrisiko trägt, und misst jedes Gebot an derselben Schwelle.

Frage 2: Was steuert Investitionen ohne Förderung?

Deutschland und Luxemburg bilden eine einzige Gebotszone: Der Großhandelspreis ist in Flensburg derselbe wie in Passau, auch wenn die Leitungen dazwischen voll sind. Engpässe lösen die Netzbetreiber nachträglich durch Redispatch: Sie drosseln Kraftwerke vor dem Engpass und fahren andere dahinter hoch. Das Netzengpassmanagement kostete 2025 rund 3,08 Mrd. Euro, davon 1,37 Mrd. Euro für Reservekraftwerke (Bundestagsdrucksache 21/7804). Das Papier nennt die Kosten (S. 7), vermengt Redispatch aber mit Regelenergie, die Schwankungen der Netzfrequenz ausgleicht, und zieht keine Folgerung für das Marktdesign.

Die Gebotszonenüberprüfung der europäischen Übertragungsnetzbetreiber vom 28. April 2025 fand für jede untersuchte Teilung Deutschlands einen Wohlfahrtsgewinn von 251 bis 339 Mio. Euro im Jahr. Die Umstellung würde nach Schätzung der Netzbetreiber einmalig 1,2 bis 2,4 Mrd. Euro kosten; die EU-Regulierungsagentur ACER hält diese Schätzung für wenig verlässlich. Die Bundesregierung hält mit dem Aktionsplan Gebotszone vom 15. Dezember 2025 an der einheitlichen Zone fest (Strommarkt-Erklärseite, Kapitel 15) und steuert den Ort über Verwaltungsregeln. Nach dem Kabinettsentwurf zum EEG 2027 sollen neue Anlagen in Netzgebieten mit mehr als 5 Prozent Abregelung bis zu 20 Prozent ihrer Jahreserzeugung ohne Entschädigung abregeln lassen, Windparks in Vorranggebieten bis zu 18 Prozent; in der Bundestagsanhörung am 7. Oktober 2026 lehnte die Mehrheit der Sachverständigen das ab. Das geplante Einspeiseentgelt der Bundesnetzagentur für neue Anlagen über 30 Kilowatt soll ab 2029 bundesweit einheitlich sein, also ohne Ortssignal (Festlegungsentwurf AgNes, 6.8.2026).

Wer die Förderung beenden will, muss als Mindestbedingung Knotenpreise fordern. Das gilt für das Papier (S. 5) ebenso wie für das R21-Papier von Nils Hesse (2024). Bei Knotenpreisen gilt an jedem Netzknoten ein eigener Großhandelspreis, der Erzeugung, Verbrauch, Engpässe und Netzverluste abbildet; so arbeiten die US-Märkte PJM (Osten der USA), ERCOT (Texas) und CAISO (Kalifornien). Ein Kraftwerk im knappen Süden erhielte den höheren Preis, den sein Strom dort wert ist, ein Windpark hinter einem Engpass den niedrigeren. Für die Standortwahl würde dieses Signal reichen, so die These dieser Nachrechnung: Es ersetzte Ortsregeln wie den Redispatch-Vorbehalt, und die Netzersparnis, die das Papier der Kernkraft zuschreibt (S. 24), würde am Markt sichtbar.

Die Finanzierung lösen Knotenpreise nicht. Sie machen Erlöse schwankender, und ohne langfristige Verträge steigen die Kapitalkosten aller Techniken: Drei Prozentpunkte mehr Kapitalzins, die Spanne, die der britische Rechnungshof für Hinkley Point C zwischen Differenzvertrag und voller Risikoübernahme angibt, verteuern Strom aus Freiflächen-Photovoltaik um rund 30 Prozent, von 5,2 auf 6,8 ct/kWh. In Knotenpreismärkten sichern sich Investoren über langfristige Abnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPA) und handelbare Übertragungsrechte ab. Großbritannien verzichtete im Juli 2025 auf regionale Preiszonen, unter anderem wegen der Unsicherheit für Investoren und einer geschätzten Umstellungszeit von mindestens sieben Jahren. Ein tragfähiges Modell verbindet deshalb ein Ortssignal im Preis mit langfristigen Verträgen gegen das Erlösrisiko, für alle Techniken nach denselben Regeln.

Frage 3: Wie wird die Industrie geschützt?

Seit dem 1. Januar 2026 gilt der CO₂-Grenzausgleich der EU (Carbon Border Adjustment Mechanism, CBAM) in der Regelphase für Eisen und Stahl, Aluminium, Zement, Düngemittel, Wasserstoff und Strom. Importeure kaufen ab Februar 2027 Zertifikate zum Preis des Emissionshandels, und zwar für den Teil, den europäische Hersteller nicht mehr kostenlos zugeteilt bekommen. Diese Gratiszuteilung sinkt nach geltendem Recht bis 2030 auf 51,5 Prozent und 2034 auf null.

Die Gratiszuteilung für Grundstoffe endet 2034, Jahre vor dem ersten neuen Reaktor

Anteil der kostenlosen Zuteilung von CO₂-Zertifikaten für die CBAM-Branchen, Prozent · im gleichen Maß wächst die CBAM-Pflicht für Importe

Geltendes RechtKommissionsvorschlag vom 17.7.2026 (Entwurf)

Geltend: Art. 10a Abs. 1a Richtlinie 2003/87/EG · Vorschlag: COM(2026) 616 vom 17.7.2026, Jahreswerte nach CBAM Guide (12.10.2026), dazu ICAP und Carbon Brief · Referenzlinie: gerechneter R21-Pfad

Werte als Tabelle

Die Kommission will das Auslaufen strecken: Nach ihrem Vorschlag vom 17. Juli 2026 kehren ab 2028 15 Prozent der wegfallenden Gratiszuteilung zurück, bis 2037 bliebe ein Sockel von 15 Prozent, und ab 2031 gäbe es Gratiszertifikate nur gegen Dekarbonisierungspläne. Umweltverbände sehen darin eine Schwächung des Emissionshandels, der Industrieverband BusinessEurope kritisiert vor allem die Auflagen; eine Einigung ist bis Anfang 2027 angestrebt. Der Grenzausgleich hat drei Lücken:

• Endprodukte: Er erfasst Grundstoffe und einfache Stahl- und Aluminiumwaren wie Rohre, Drähte und Schrauben, aber keine Maschinen, Fahrzeugteile oder Haushaltsgeräte. Über eine Ausweitung auf rund 180 (Kommission), 200 (Rat) oder gut 450 (Parlament) nachgelagerte Produkte verhandeln die drei Institutionen im Trilog; die erste Runde war für den 20. Oktober 2026 angesetzt.
• Exporte: Europäische Hersteller zahlen den CO₂-Preis auch für Exportware. Als Brücke schlug die Kommission am 17. Dezember 2025 einen befristeten Dekarbonisierungsfonds für Stahl, Aluminium und Dünger vor (Entwurf).
• Umlenkung: Lieferanten können ihre saubersten Chargen in die EU schicken und die übrigen anderswohin; Regeln dagegen sind Teil des laufenden Verfahrens.

National überbrücken die Strompreiskompensation, im Haushalt 2026 mit 4 Mrd. Euro veranschlagt und seit Juli 2026 für 31 statt 11 Branchen, und der Industriestrompreis: Seine Förderrichtlinie gilt seit Mai 2026 für die Verbräuche 2026 bis 2028 und senkt den Preis für die Hälfte des Verbrauchs um bis zu 50 Prozent des Großhandelspreises, höchstens bis auf 5 ct/kWh. Es fehlt eine verbindliche Nachfrage nach CO₂-armen Grundstoffen: Das Leitmarktkonzept des Wirtschaftsministeriums (Mai 2024) definiert grünen Stahl und Zement, das Stahllabel LESS ist freiwillig, die Beschaffung des Bundes rechnet nach § 13 Klimaschutzgesetz nur mit dem CO₂-Preis des nationalen Emissionshandels, und verbindliche Vorgaben sieht erst der Entwurf des Industrial Accelerator Act vor, für Verfahren ab 2029.

Das Papier erwähnt weder Grenzausgleich noch Emissionshandel und führt den Industriestrompreis als verdeckte Systemkosten der Energiewende (S. 8). R21 selbst nennt den Emissionshandel das „Leitinstrument“ einer bürgerlichen Klimapolitik (Abschnitt R21). Für ein Leitinstrument wäre der Grenzschutz die erste Frage: Die Gratiszuteilung läuft 2034 aus, neue Reaktoren lieferten frühestens Ende der 2030er Jahre.

Wenn Kernkraft dazugehören soll: die Anforderungen

Soll neue Kernkraft politisch in dieses Modell integriert werden, muss sie dieselben Regeln erfüllen wie jede andere Technik und darf das Tempo nicht bremsen. Daraus folgen fünf Anforderungen, angelehnt an den Wenn-dann-Kompromiss in Kernenergie im Realitätscheck:

1. Ist-Kosten statt Prospektzahlen. Entschieden wird anhand europäischer Referenzprojekte wie Dukovany II in Tschechien oder dem französischen EPR2-Programm.
2. Ein Träger mit eigenem Risikokapital. Wer baut, trägt einen Teil der Kostenüberschreitungen; was der Staat übernimmt, wird offen ausgewiesen.
3. Dieselbe Vertragsform, dieselbe Schwelle. Ein zweiseitiger Differenzvertrag wie für Wind und Sonne, gemessen an den Systemvollkosten der besten Alternative im selben Lieferprofil.
4. Kein Bremsen. Der Ausbau der Erneuerbaren läuft im bisherigen Tempo weiter, denn neue Reaktoren liefern nach den bisherigen Bauzeiten frühestens Ende der 2030er Jahre Strom. Aufsicht, Forschung und Ausbildung für die Option stehen als eigener Haushaltsposten.
5. Dieselben Marktregeln. Ortssignal und Grenzschutz gelten für alle Techniken; eine Netzersparnis zeigt sich im Preis am Standort.

Dukovany II als Kostenreferenz

Die Projektgesellschaft EDU II, heute zu 80 Prozent im Staatsbesitz, bestellte am 4. Juni 2025 bei Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP) zwei Blöcke des Typs APR1000 für 407 Mrd. Kronen (rund 16 Mrd. Euro), dazu Brennstoff für 15 Mrd. Kronen. Der erste Block soll 2036 fertig sein; bis dahin gibt es Vertragspreise, keine Ist-Kosten. Das Staatsdarlehen für die vollen Baukosten schätzt die EU-Kommission derzeit auf 23 bis 30 Mrd. Euro, das 1,4- bis 1,9-Fache des Liefervertrags.

Kann Tschechien nach Deutschland liefern?

Aus Dukovany II kann eine Lieferkette entstehen, die später exportiert. Bisher ist sie klein: Gesichert sind nach Angaben von Industrieminister Karel Havlíček rund 20 Prozent tschechischer Anteil, angestrebt waren 60 Prozent (Juni 2026). Fest vergeben sind vor allem Turbine und Maschinenhaus an Doosan Škoda Power, eine Tochter des koreanischen Doosan-Konzerns. Für den Primärkreis, also Reaktordruckbehälter, Dampferzeuger und Pumpen, müssten tschechische Firmen nach Aussage des KHNP-Chefs massiv investieren, was sich mit einem Projekt allein kaum lohne. Ein deutscher Auftrag könnte ein solcher Folgeauftrag sein, auch für andere Reaktortypen. Drei Wege führen nach Deutschland:

• Komponenten und Dienstleistungen für Projekte anderer Hersteller, sobald Deutschland neue Reaktoren zulässt.
• Kleine modulare Reaktoren (Small Modular Reactors, SMR): ČEZ hält 20 Prozent an Rolls-Royce SMR, plant bis zu 3 GW in Tschechien mit dem ersten Block in Temelín in der zweiten Hälfte der 2030er Jahre und will die Einführung in ganz Europa unterstützen. Die ČEZ-Tochter Škoda JS liefert als einziger Hersteller die Steuerstabantriebe dieser Reaktoren.
• Strom: Tschechischer Atomstrom erreicht Deutschland über den europäischen Strommarkt oder langfristige Abnahmeverträge, begrenzt durch die Leitungen an der Grenze.

Versperrt ist der koreanische Reaktor selbst. Nach Medienberichten über den Vergleich mit Westinghouse vom Januar 2025 darf KHNP 50 Jahre lang in der EU außer in Tschechien sowie in Nordamerika, Großbritannien, Japan und der Ukraine nicht für neue Kernkraftwerke bieten; KHNP bestätigt die Einzelheiten unter Verweis auf eine Vertraulichkeitsvereinbarung nicht. In diesen Märkten könnte KHNP allenfalls als Partner von Westinghouse auftreten; über ein Gemeinschaftsunternehmen verhandelten beide 2025, ein Abschluss ist nicht bekannt. Das Papier erwähnt die Vereinbarung (S. 17), nennt aber noch zwei Projekte mit dem größeren APR1400 in Polen und Tschechien. In Dukovany entsteht der APR1000, und aus dem polnischen Vorhaben hat sich KHNP im August 2025 zurückgezogen.

Die Reaktivierung ist eine eigene Frage: Für Zustand und Kosten der teils abgebauten Anlagen gibt es nur die Schätzung der Radiant Energy Group, Betreiber und Bundesregierung sehen keinen Weg (Abschnitt Bestand).

Was die Verständigung erschwert: Elitenkritik und Kampfbegriffe

Die Muster häufen sich in Zusammenfassung, Lagebeschreibung und politischem Teil (S. 1–9, 26–32); die technischen Kapitel sind davon weitgehend frei. Maßstab sind die Populismusbestimmung von Cas Mudde (reines Volk gegen korrupte Elite), Jan-Werner Müllers Merkmal des Alleinvertretungsanspruchs und die zwölf Diskurse der Klimaverzögerung nach Lamb und Kollegen (2020). Die Namen der Muster folgen der „Anleitung für Populisten“. Sie erschweren jede Verständigung über die Fragen der beiden vorigen Abschnitte, weil sie Gegenpositionen einem Lager zuordnen, statt ihre Argumente zu prüfen.

„Mit Einschränkung“: Das Papier setzt die „Brandmauer“ in Anführungszeichen und beschreibt sie als Hindernis für eine „strukturelle Mehrheit“ aus Union, AfD und FDP (S. 28).

Verzögerung als Wirkung

Von den zwölf Mustern bei Lamb und Kollegen passen zwei: der Appell an den Wohlstand (Kosten, Deindustrialisierung) und Technikoptimismus beim Bautempo, denn 50 GW sollen in rund 15 Jahren stehen (S. 4). Die Verzögerung selbst folgt aus der Reihenfolge: Die Förderung der Erneuerbaren soll sofort enden, die reaktivierten Blöcke kämen 2032, neue frühestens Ende der 2030er Jahre. Diese Wirkung tritt unabhängig von der Absicht ein.

Was trägt

Stromgestehungskosten enthalten keine Kosten für Reserve, Speicher und Netz; der Einwand ist berechtigt. Das Positionspapier des Bundesumweltministeriums vom März 2021 wirbt tatsächlich bei anderen Staaten für den Ausstieg und lehnt öffentliches Geld für neue Kernkraftwerke ab. Und nach den meisten Modellrechnungen hat die Abschaltung 2023 Preise und Emissionen erhöht.

Auch die Gegenseite verkürzt

Der Satz „Erneuerbare sind billiger“ vergleicht meist Stromgestehungskosten ohne Speicher, Netz und Reserve. Das Papier zitiert Umweltminister Carsten Schneider (SPD) mit dem Urteil, kleine Reaktoren seien „saugefährlich“ (S. 27); auch das ist ein Kampfbegriff. Belastbare Kostenvergleiche nennen Systemgrenze, Zeitraum, Finanzierung und Preisbasis.

R21: ein kleiner Verein mit stabiler Energielinie

Republik21 (R21) versteht sich als „Thinktank für neue bürgerliche Politik“. Seine Klima- und Energielinie ist über mehrere Papiere stabil: Emissionshandel als Leitinstrument, Ende der Förderung der Erneuerbaren und der nationalen Ziele, Rückkehr zur Kernkraft, dazu Fracking und CO₂-Speicherung. Das Wendland-Papier fügt sich darin ein.

1. Sept. 2023Rödder spricht im Stern von „Brandmauer-Hysterie“ und tritt danach als Vorsitzender der CDU-Grundwertekommission zurück. Nach eigener Darstellung hat er sich nie „für eine Zusammenarbeit mit der AfD ausgesprochen“.
2. Juni 2024Papier von Nils Hesse: Emissionshandel als „Leitinstrument“, „Eine zukünftige Förderung über das EEG ist verzichtbar.“ Dazu Fracking und CO₂-Speicherung.
3. Juni 2025„Diagnosen für Deutschland“: „Daher müssen die öffentlichen Gelder für NGOs mit einer politischen Agenda gestrichen werden.“
4. Sept. 2025Expertenrat unter Joachim Weimann: „Wird strikt am Klimaschutzgesetz festgehalten, droht eine wirtschaftliche Katastrophe“; „zügige Wiederherstellung“ der nicht abgebauten Kernkraftwerke. Haushaltsausschuss bewilligt bis zu 250.000 Euro.
5. Nov. 2025Umwandlung in eine Projektförderung von 500.000 Euro im Jahr über vier Jahre.
6. Feb. 2026Kristina Schröder in der Welt: Das Ziel 2045 sei „ein sicherer Weg in die Deindustrialisierung“.
7. Aug. 2026Papier „Rote Linien statt Brandmauern“.
8. Sept. 2026Von R21 koordinierte Studie: bis zu 570 Mrd. Euro Einsparung „ohne Klimaziele abzuschwächen“, unter anderem durch das Ende der EEG-Förderung für neue Anlagen.
9. Okt. 2026Wendland-Papier, gefördert vom Presse- und Informationsamt der Bundesregierung. Es empfiehlt „Kampagnenarbeit in Parteien und Verbänden“ (S. 29) und verlangt von den Umweltbehörden, ihr „Finanzierungs- und Konsultations-Nahverhältnis“ zu Verbänden und Instituten zu beenden (S. 32).
10. 23. Okt. 2026Podcast „Frei heraus“, Folge 30: Kristina Schröder hält die Rückkehr zur Kernkraft für notwendig und warnt vor „programmierter Energiearmut“. Die Folge wirbt für die R21-Konferenz am 4. November in Berlin.

Einschätzung

Belegt ist eine Agenda, die über Kernkraft hinausgeht: weniger verbindliche nationale Klimaziele, Ende der Förderung der Erneuerbaren, zusätzliche fossile Optionen wie Fracking, dazu ein kulturpolitisches Programm und eine neue Haltung der Union zur AfD. Die Autorin tritt seit Jahren für Kernkraft ein; an ihrer Überzeugung gibt es keinen Grund zu zweifeln. Ob R21 die Kernkraft vor allem als Hebel gegen die Erneuerbaren und das Ziel 2045 nutzt, lässt sich nicht belegen. Die Wirkung der vorgeschlagenen Reihenfolge lässt sich beziffern (Abschnitt Brennstoff).

Das stärkste Argument für die R21-Linie ist der Emissionshandel: Er deckelt die Emissionen von Kraftwerken und Industrie, gleich mit welcher Technik sie sinken. Das gilt, solange der Deckel hält. R21 stellt das Ziel 2045 in Frage und will die beiden Handelssysteme verknüpfen; ob der Deckel dann hält, ist offen.

Einordnung von außen: taz und Spiegel nennen R21 rechts, der Tagesspiegel rechtskonservativ, die Neue Zürcher Zeitung 2022 „Kulturkämpfer der bürgerlichen Mitte“. R21 betont, keine parteipolitische Agenda zu haben, und begründet die Bundesförderung mit „ein wenig mehr ‚Waffengleichheit‘“.

Offene Punkte

• Wer das Baurisiko trägt. Das Papier verlangt einen „Staatsvertrag oder andere Formen von Planungssicherheit“ (S. 5), sagt aber nicht, wer Kostenüberschreitungen bezahlt. Bei Staatsfinanzierung sind es die Steuerzahler; der Kapitalmarkt bewertet dieses Risiko für 31 Blöcke mit rund 39 Mrd. Euro im Jahr.
• Ortssignal. Die Bundesregierung hält an der einheitlichen Gebotszone fest und setzt auf Verwaltungsregeln wie den Redispatch-Vorbehalt. Wer die Förderung beenden will, muss sagen, was stattdessen den Standort steuert.
• Grenzausgleich. Ob der Trilog die nachgelagerten Produkte erfasst, die Exportlücke geschlossen und die Gratiszuteilung bis 2037 gestreckt wird, soll sich bis Anfang 2027 entscheiden.
• Tschechische Lieferkette. Dukovany II liefert frühestens ab 2036 Ist-Kosten. Ob die EU-Kommission die Beihilfe genehmigt und ob aus dem tschechischen Anteil von bislang rund 20 Prozent eine exportfähige Industrie wird, ist offen.
• Systemkosten der Erneuerbaren. Bei gleicher Staatsfinanzierung kippt der Vergleich zugunsten der Kernkraft, wenn Reserve, Speicher und Netz für Wind und Sonne mehr als rund 2 ct/kWh kosten; allein die Netzersparnis liegt nach QC bei rund 1,8 ct je kWh Atomstrom. Belastbar wird die Antwort erst mit mehreren Modellen und gleichen Finanzierungsannahmen.
• Bautempo. 50 GW in rund 15 Jahren verlangen etwa zwei EPR-Blöcke im Jahr; in Europa wurden seit 2005 vier begonnen, zwei sind in Betrieb.
• Reaktivierung. Für Zustand, Kosten und Genehmigung der teilweise abgebauten Anlagen gibt es nur die Schätzung der Radiant Energy Group; Betreiber und Bundesregierung sehen keinen Weg.
• Gaspreis und Emissionshandel. Die Mehrkosten des gebremsten Ausbaus bis 2045 reichen von 97 Mrd. Euro bei 35 €/MWh bis 201 Mrd. Euro beim Terminpreis vom 23. Oktober 2026. Ob der Emissionshandel den Mehrverbrauch deckelt, entscheidet über die Klimawirkung.
• Podcast. Schröders Aussagen sind hier nach der Folgenbeschreibung wiedergegeben; die Tonaufnahme ist nicht ausgewertet.

Annahmen und Quellen

Rechenannahmen

Kernenergie-Kostenrechner (Datenstand 19.09.2026): Modellcode des Rechners, real gerechnet, Preisbasis 2026. Block 1.600 MW, acht Jahre Bauzeit plus vier Jahre Verzug, 88 Prozent Verfügbarkeit, 60 Jahre Betrieb; Betriebs-, Brennstoff- und Entsorgungskosten nach Voreinstellung. Baukosten 7.600 €/kW (EPR2) und 10.500 €/kW (westliche Ist-Kosten), realer WACC 1,7, 6,0, 7,8 und 10,0 Prozent.

Erneuerbare (ISE, Juli 2024, Mittelwerte): Photovoltaik-Freifläche 800 €/kW, 13,3 €/kW fixe Betriebskosten im Jahr, 1.100 Volllaststunden, 30 Jahre, 3,5 Prozent; Wind an Land 1.600 €/kW, 32 €/kW und 7 €/MWh, 2.500 Stunden, 25 Jahre, 3,9 Prozent; Wind auf See 2.800 €/kW, 39 €/kW und 8 €/MWh, 3.800 Stunden, 25 Jahre, 6,0 Prozent.

Netz: Annuität mit 4,5 Prozent real über 40 Jahre; QC-Netzersparnis 7,8 €/MWh auf rund 1.000 TWh, verteilt auf 430 TWh Atomstrom.

Brennstoffpfade-Rechner (Stand 14.10.2026): stündliche Simulation 2026 bis 2060, Wetterjahr 2024; Verbrauch 2045 945 TWh. R21-Pfade mit 50 und 25 Prozent des bisherigen Tempos; Reaktivierung 6,8 GW 2032–2051 (im Modell ergänzt), erster Neubaublock 2041, bis zu zwei Blöcke im Jahr, Ziel 50 GW; optimistisch 2031, 2038, drei Blöcke im Jahr. Batteriespeicher 2045: 100 GW im EE-Pfad, 70 GW in den R21-Pfaden, je 2,2 Stunden. Erdgas 35 €/MWh (Brennwert), Steinkohle 13, Braunkohle 1 €/MWh, CO₂ 80 €/t, Wasserstoff 150 €/MWh. Gezählt sind Brennstoffe und CO₂-Zertifikate.

Brennstoffe nach Art: Mehrverbrauch des R21-Pfads mit halbem Tempo gegenüber dem EE-Pfad, Brennstoffeinsatz der Kraftwerke in TWh Heizwert; Emissionsfaktoren des Rechners: Erdgas 0,202, Steinkohle 0,338, Braunkohle 0,407 Tonnen CO₂ je MWh Brennstoff. Vergleichswert: Primärenergieverbrauch Erdgas 2025 2.804 PJ (779 TWh), inländische Förderung 128 PJ (AG Energiebilanzen, Tabellen 1.1 und 2.1, 2025 vorläufig).

Wirtschaftsmodell: Empfindlichkeit der Photovoltaik mit 6,5 statt 3,5 Prozent realem Kapitalzins, sonst ISE-Werte wie oben. Gratiszuteilung nach Art. 10a Abs. 1a Richtlinie 2003/87/EG: 97,5 Prozent (2026), 95 (2027), 90 (2028), 77,5 (2029), 51,5 (2030), 39 (2031), 26,5 (2032), 14 (2033), null ab 2034. Vorschlag COM(2026) 616: 91,5 (2028), 81 (2029), 59 (2030), 48 (2031), 37,5 (2032), 27 (2033), 15 Prozent 2034 bis 2037, null ab 2038.

Abweichungen zwischen Quellen: Programmkosten im Papier 350 Mrd. Euro (S. 3, 31) und 310 Mrd. Euro (S. 4). Physikalische Flüsse und Handelsflüsse im Stromaustausch weichen um bis zu 8 TWh ab; den Importüberschuss 2024 hat die Bundesnetzagentur nachträglich von 31,9 auf 28,3 TWh korrigiert. Gaspreis am 23.10.2026: am niederländischen Handelspunkt TTF rund 93 €/MWh, am deutschen Handelspunkt THE 95,06 €/MWh.

Quellen

• Wendland (2026): Energiereform mit Kernenergie für Deutschland
• Quantified Carbon (2024) für WePlanet
• Radiant Energy Group (2026)
• Frontier Economics für die DIHK (2025): Plan B
• NEP Strom 2037/2045 (2025), zweiter Entwurf
• Bundesrechnungshof, BT-Drs. 20/10585
• Regierungsentwurf § 24d EnWG, BT-Drs. 21/8236
• Antwort der Bundesregierung, BT-Drs. 21/7609
• BDEW-Strompreisanalyse August 2026
• Bericht zur Versorgungssicherheit Strom 2025
• AG Energiebilanzen: Auswertungstabellen
• SMARD: Stromhandel 2025
• Bundesnetzagentur, 3.1.2025
• Egerer u. a. (2022), FAU
• Glynos und Scharf (2024)
• IWH, Wirtschaft im Wandel 3/2024
• Jarvis, Deschenes und Jha (2022)
• OECD-NEA (2026): Costs of Generating Electricity 2025
• BMU (2021): 12 Punkte für die Vollendung des Atomausstiegs
• EU-Kommission: Lastenteilung 2021–2030
• Lamb u. a. (2020): Discourses of climate delay
• Mudde (2004): The Populist Zeitgeist
• R21 zum Papier: Ankündigung (9.10.2026) · Podcast „Frei heraus“, Folge 30 (23.10.2026) · Konferenz am 4.11.2026
• R21: Leitbild · Hesse (2024) · Expertenrat
• Lobbyregister R004107 · heute im bundestag 620/2025
• Stiftung Umweltenergierecht (2024): EU-Strommarktreform, Art. 19d
• heute im bundestag 689/2026: Netzengpassmanagement 2024 und 2025
• Strommarkt-Erklärseite, Kapitel 15: Gebotszone · Buchmüller (ITE, 2026)
• Kabinettsentwurf EEG 2027 und Netzpaket (Juli 2026) · Anhörung 7.10.2026
• AgNes-Festlegungsentwurf (August 2026) · REMA, Großbritannien (Juli 2025)
• ICAP und Carbon Brief zum Vorschlag COM(2026) 616 · EPRS: Dekarbonisierungsfonds
• ČT24: Vertrag Dukovany II · Seznam Zprávy · NEI Magazine · oEnergetice
• Kernenergie im Realitätscheck: Konsum und Leakage, Wenn-dann-Kompromiss
• Verordnung (EU) 2024/1747 (Strommarktreform, Art. 19d)
• Ariadne (März 2026): Gebotszonenteilung · Ariadne (August 2026): Explainer Stromgebotszone
• BMWE (8.7.2026): Ausweitung der Strompreiskompensation · Börsen-Zeitung: 4 Mrd. Euro 2026
• § 13 Klimaschutzgesetz · Industrial Accelerator Act (Entwurf, März 2026)
• Reed Smith: CBAM-Ausweitung · Mayer Brown: Trilog · CBAM Guide: Jahreswerte COM(2026) 616
• Korea Herald (19.8.2025): Marktbeschränkungen für KHNP · Korea Times (21.8.2025): Gespräche mit Westinghouse · NEI Magazine (21.8.2025): Rückzug aus Polen
• oEnergetice (11.6.2026): tschechischer Anteil an Dukovany II · Forbes Česko (Februar 2025) · World Nuclear News (29.10.2024): ČEZ und Rolls-Royce SMR · World Nuclear News (23.9.2026): Škoda JS
• EU-Kommission (22.12.2025): Prüfverfahren Dukovany II · Korea Times: Vergleich KHNP–Westinghouse · ČEZ: Verkauf an den Staat