Die öffentliche Debatte zur Energiewende wird seit Jahren von wenigen, sehr persistenten Behauptungen geprägt. Drei davon betreffen die CO₂-Bilanz von Windenergie und Photovoltaik sowie die Kosten neuer Kernkraftwerke. Eine fachlich belastbare Einordnung sollte sich auf aktuelle Primärquellen stützen, nicht auf veraltete Annahmen oder pauschale Zuspitzungen.
Mythos 1: Windenergie emittiert in Bau und Herstellung mehr CO₂ als sie im Betrieb einspart.
Diese Aussage ist nach heutigem Kenntnisstand nicht haltbar. Die UNECE weist in ihrer integrierten Lebenszyklusanalyse für Onshore-Wind Treibhausgasemissionen von 7,8 bis 16 g CO₂-Äquivalent pro Kilowattstunde aus; für Onshore-Wind in Europa nennt der Bericht einen Mittelwert von 12,4 g CO₂-Äquivalent pro Kilowattstunde (1).
Auch die nationale Datengrundlage bestätigt diese Größenordnung. Die im Auftrag des Umweltbundesamtes erstellte Aktualisierung der Ökobilanzen von Windenergie- und Photovoltaikanlagen aus dem Jahr 2021 weist für eine Onshore-Windenergieanlage (WEA) über den gesamten Lebenszyklus 7,9 g CO₂-Äquivalente je Kilowattstunde an einem Starkwindstandort und 10,6 g/kWh an einem Schwachwindstandort aus (2).
Zum Vergleich mit dem Stromsystem insgesamt: Pro Kilowattstunde des in Deutschland verbrauchten Stroms wurden im Jahr 2024 nach der aktuellen Berechnung des Umweltbundesamtes durchschnittlich 353 g CO₂ emittiert (3). Moderne Onshore-Windenergie liegt damit um den Faktor 33 (Schwachwindstandort) bis 45 (Starkwindstandort) unter dem deutschen Strommix; gegenüber Braunkohlestrom mit nach UNECE bis zu 1.095 g CO₂-Äquivalent pro Kilowattstunde ergibt sich der Faktor rund 100.
Auch energetisch ist die Behauptung widerlegt. Aktuelle Onshore-WEA der 6-MW-Klasse amortisieren ihren kumulierten Energieaufwand für Herstellung, Errichtung, Betrieb und Rückbau nach den ISO-konformen, extern kritisch geprüften Lebenszyklusanalysen ihrer Hersteller in rund einem halben Jahr. Belegt etwa für Vestas EnVentus V150-6.0 MW – 5,6 Monate Energy-Payback-Time bei mittleren Windbedingungen, Erntefaktor 41; Vestas EnVentus V162-6.2 MW – 6,5 Monate bei Schwachwindbedingungen, Erntefaktor 37. Eine moderne Onshore-WEA liefert damit über ihre Lebensdauer rund das 40-Fache der zu ihrer Errichtung aufgewendeten Energie (4).
Konkretes Rechenbeispiel: Eine 6-MW-Anlage mit 2.700 Volllaststunden erzeugt jährlich 16,2 GWh Strom. Bei einem Lebenszyklus-Emissionswert von 10,6 g CO₂/kWh (UBA-Schwachwindstandort) verursacht sie selbst rund 172 t CO₂ pro Jahr; gegenüber dem deutschen Strommix von 353 g/kWh vermeidet sie damit netto rund 5.500 t CO₂ jährlich. Über eine angenommene Lebensdauer von 25 Jahren entspricht das etwa 137.000 t vermiedene CO₂-Emissionen.
Mythos 2: Photovoltaik verbraucht in der Herstellung mehr Energie, als sie später liefert.
Auch diese Behauptung entspricht nicht mehr dem Stand der Technik. Der Photovoltaics Report des Fraunhofer ISE weist für Dachanlagen mit kristallinen Siliziummodulen aus chinesischer Produktion (19,9 % Wirkungsgrad) energetische Amortisationszeiten von 1,0 bis 1,3 Jahren an europäischen Standorten aus (5).
Internationale Lebenszyklusanalysen bestätigen, dass Photovoltaik über den Lebenszyklus deutlich unter den Emissionen fossiler Stromerzeugung liegt. Die UNECE weist eine Bandbreite von 8,0 bis 83 g CO₂-Äquivalent pro Kilowattstunde aus, je nach Technologie und Region (6).
Entscheidend ist die technologische Entwicklung: Höhere Wirkungsgrade, sinkender Materialeinsatz und effizientere Produktionsprozesse haben die energetische Bilanz moderner PV-Systeme deutlich verbessert. Die UBA-Aktualisierung von 2021 weist für PV-Anlagen in Deutschland Energierücklaufzeiten von 0,9 bis 2,1 Jahren aus. Bewertungen aus den 1990er-Jahren beschreiben den heutigen Anlagenbestand deshalb nicht mehr angemessen (7).
Mythos 3: Atomstrom ist günstiger als Wind- oder Solarstrom.
Diese Aussage ist in ihrer Pauschalität mit der aktuellen Datenlage nicht vereinbar. Die Fraunhofer-ISE-Studie zu Stromgestehungskosten weist für Deutschland 2024 für PV-Freiflächenanlagen 4,1 bis 6,9 ct/kWh, für Onshore-Wind 4,3 bis 9,2 ct/kWh und für neue Kernkraftwerke 13,6 bis 49,0 ct/kWh aus (8).
Damit übersteigt die Bandbreite neuer Kernkraftwerke selbst am unteren Ende (13,6 ct/kWh) den oberen Rand der Erneuerbaren-Bandbreite – PV-Freiflächen (4,1–6,9 ct/kWh) und Onshore-Wind (4,3–9,2 ct/kWh) – um knapp 50 %; am oberen Ende (49,0 ct/kWh) liegt sie um den Faktor zwölf über den günstigsten PV-Freiflächen-Projekten. Diese Einordnung betrifft Neubauprojekte und ist nicht auf abgeschriebene Bestandsanlagen übertragbar. Folgekosten für Rückbau und Endlagerung sind in den ausgewiesenen LCOE neuer Kernkraftwerke nicht vollständig abgebildet (9).
Auch internationale Großprojekte stützen diese Bewertung. Für den Reaktor Hinkley Point C wurde durch das britische Energieministerium und EDF im Oktober 2013 ein Contract-for-Difference mit einem Strike Price von 92,50 £/MWh auf Preisbasis 2012 für eine Laufzeit von 35 Jahren festgelegt; der Wert wird über den britischen Verbraucherpreisindex inflationsindexiert und lag im Jahr 2025 nach den im CfD-Register dokumentierten Werten bei rund 133 £/MWh (10).
Hinzu kommen erhebliche Realisierungsrisiken. EDF hat im Februar 2026 die voraussichtliche Inbetriebnahme von Unit 1 auf 2030 verschoben und die Investitionskosten von ursprünglich 18 Mrd. £ auf 35 Mrd. £ in Preisen von 2015 (rund 48,7 Mrd. £ in heutigen Preisen) korrigiert. (10) In den Vereinigten Staaten gingen die Reaktoren Vogtle 3 und 4 (zusammen 2.234 MW) im Juli 2023 bzw. April 2024 mit rund sieben Jahren Verzögerung in den kommerziellen Betrieb; die Endkosten von rund 35 Mrd. USD übertrafen das ursprüngliche, 2008 von der Georgia Public Service Commission zertifizierte Budget von rund 14 Mrd. USD um den Faktor 2,5 (11).
Einordnung
Die heutige Datenlage spricht klar dafür, dass Windenergie und Photovoltaik aus Klima- und Kostensicht tragende Säulen eines wirtschaftlichen Stromsystems sind. Neue Kernkraftwerke können energiepolitisch im Einzelfall anders bewertet werden, sind in den aktuell verfügbaren Kostenvergleichen und Großprojekten jedoch mit hohen Investitionssummen, langen Realisierungszeiten und erheblichen Umsetzungsrisiken verbunden.
Wer die Energiewende technisch oder ökonomisch debattiert, sollte sich auf aktuelle, methodisch nachvollziehbare Primärquellen stützen. Gerade für ein Ingenieurbüro mit fachlichem Anspruch gilt: Souveränität entsteht nicht durch Zuspitzung, sondern durch Präzision.
Überarbeitet von: Torsten Musick
QUELLEN:
(1) UNECE (United Nations Economic Commission for Europe) (2022). Carbon Neutrality in the UNECE Region: Integrated Life-cycle Assessment of Electricity Sources. Verfügbar unter: https://unece.org/sites/default/files/2022-04/LCA_3_FINAL%20March%202022.pdf (aufgerufen am: 28.04.2026)
(2) Umweltbundesamt (2021). Aktualisierung und Bewertung der Ökobilanzen von Windenergie- und Photovoltaikanlagen unter Berücksichtigung aktueller Technologieentwicklungen. Verfügbar unter: https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/aktualisierung-bewertung-der-oekobilanzen-von (aufgerufen am: 28.04.2026)
(3) Umweltbundesamt (2026). CO₂-Emissionen pro Kilowattstunde Strom 2025 nur leicht gesunken. Verfügbar unter: https://www.umweltbundesamt.de/themen/co2-emissionen-pro-kilowattstunde-strom-2025-nur (aufgerufen am: 28.04.2026)
(4) Vestas Wind Systems A/S (o. J.). Life Cycle Assessments für die EnVentus-Plattform – V150-6.0 MW und V162-6.2 MW. Methodik nach ISO 14040/14044, kritische Prüfung durch das Institute of Environmental Sciences (CML), Universität Leiden. Verfügbar unter: https://www.vestas.com/en/sustainability/environment/lifecycle-assessments (aufgerufen am: 28.04.2026)
(5) Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE (laufend aktualisiert). Photovoltaics Report. Verfügbar unter: https://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/studien/photovoltaics-report.html (aufgerufen am: 28.04.2026)
(6) UNECE (United Nations Economic Commission for Europe) (2022). Carbon Neutrality in the UNECE Region: Integrated Life-cycle Assessment of Electricity Sources. Abschnitt 6 (Photovoltaik). Verfügbar unter: https://unece.org/sites/default/files/2022-04/LCA_3_FINAL%20March%202022.pdf (aufgerufen am: 28.04.2026)
(7) Hengstler, J. et al. (Umweltbundesamt) (2021). Aktualisierung und Bewertung der Ökobilanzen von Windenergie- und Photovoltaikanlagen unter Berücksichtigung aktueller Technologieentwicklungen. (UBA Climate Change 35/2021). Verfügbar unter: https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/aktualisierung-bewertung-der-oekobilanzen-von (aufgerufen am: 28.04.2026)
(8) Fraunhofer ISE (Hauptautor: Dr. Christoph Kost) (2024). Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien. Verfügbar unter: https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/DE2024_ISE_Studie_Stromgestehungskosten_Erneuerbare_Energien.pdf (aufgerufen am: 28.04.2026)
(9) KENFO – Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung (2024). Geschäftsbericht 2024. Verfügbar unter: https://www.kenfo.de (aufgerufen am: 28.04.2026)
(10) UK Government, Department for Energy Security and Net Zero (2013). Hinkley Point C – Contract for Difference. Aktueller indexierter Strike Price im CfD-Register der Low Carbon Contracts Company. Verfügbar unter: https://register.lowcarboncontracts.uk/NUC-HPC-198 (aufgerufen am: 28.04.2026)
(11) EDF (2026). Universal Registration Document / Annual Financial Report 2025. Veröffentlicht 20. Februar 2026. Verfügbar unter: https://www.edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/finance (aufgerufen am: 28.04.2026)
(12) Southern Company (2025). Form 10-K für das Geschäftsjahr 2024, eingereicht bei der U.S. Securities and Exchange Commission (SEC), Februar 2025. Verfügbar unter: https://sec.gov/Archives/edgar/data/0000092122/000009212225000018/so-20241231.htm (aufgerufen am: 28.04.2026)
