Kernkraft

Hypothetische installierte Kernkraftleistung; Baseload mit Verfügbarkeit 0,9.

Anlagenpark: Deutschland hat den letzten Reaktor (Isar 2, Emsland, Neckarwestheim 2) am 15.04.2023 vom Netz genommen — installierter Bestand 2025 ist 0 GW, der Default. Der Slider erlaubt eine hypothetische Wiederinbetriebnahme bis 500 GW (Schritt 0,5 GW); das Maximum geht weit über die historische Spitzenkapazität Deutschlands (rund 21 GW) hinaus und bedient extrem hypothetische Vollkernkraft-Szenarien inklusive europäischer Importperspektive.

Einspeisecharakteristik: das Modell bildet Kernkraft als Baseload mit saisonalem Revisionsprofil ab — supplyGW(t) = installedGW × availabilityMonthly[Monat]. Das Profil legt Brennelementwechsel und Revisionen in den Sommer: Winterplateau 0,95 (Nov–Feb), breites Revisionstal 0,83–0,85 Mai–August (Minimum Juli), langsame Herbst-Erholung, Jahresmittel 0,90. Empirische Basis: ENTSO-E-Stundendaten der deutschen Flotte 2018–2019 (Erzeugung ÷ installierte Leistung: Winter 0,94–0,97, Tal April–Juni mit Minimum Mai 0,67) und der französischen EDF-Flotte (breites Tal April–Oktober, Winterspitze ~91 % verfügbare Leistung, Sfen/RTE/EDF Open Data). Das Modellprofil glättet beides zur Großflotten-Staffelung: bei 100+ Blöcken müssen ~6-7 % Flottenzeit an Revisionen über April–Oktober verteilt werden (Personal-/Spezialteam-Grenzen), das Tal liegt auf der DE-Lastsenke Jun–Aug; das Winterplateau 0,95 liegt bewusst zwischen Konvoi-Bestleistung (0,96–0,97, kleine handverlesene Flotte) und EDF-Flottenrealität (~0,88–0,91). Im Jahresmittel ergibt das weiterhin Volllaststunden von rund 7900 h/a; bereits 50 GW reichen für einen Jahresertrag von etwa 395 TWh/a — zum Vergleich: die deutsche Gesamt-Bruttostromerzeugung liegt bei rund 500 TWh/a. Spezifische Emissionen sind mit 12 g/kWh als IPCC-AR6-Median angesetzt (Spannweite 5–110 g/kWh); enthalten sind Uran-Bergbau, Anreicherung, Brennstoff-Lebenszyklus, Anlagenbau und Rückbau.

Modellgrenze: das Monatsprofil ist ein Erwartungswert über viele Blöcke — bei großen Flotten (ein 100%-Pfad bedeutet 100+ Blöcke) glättet sich die Revisionsstaffelung, bei kleinen Flotten ist das reale Profil eine Treppenfunktion (1 Block in Revision = mehrere Prozentpunkte). Ungeplante Ausfälle sind nicht saisonal steuerbar: Brokdorf stand 2017 fünf Monate (Brennstab-Oxidation), die französische Stresskorrosion drückte die Flotte im August 2022 auf 40 % — Common-Mode-Befunde treffen baugleiche Reaktoren gleichzeitig. Lastfolgebetrieb ist nicht Teil der Verfügbarkeit, sondern entsteht im Dispatch über Curtailment. Endlager-Kosten und Versicherungsrisiken bleiben außen vor. Im Curtailment-Stack des Kernmodells wird Kernkraft nach Wind und PV abgeregelt, läuft also bei Überschuss länger als die volatilen Erneuerbaren.

Verwendung

Slider: 0 bis 500 GW, Schritt 0,5 GW. Default 0 GW reflektiert den Status nach Abschaltung der letzten drei Reaktoren am 15.04.2023; das Maximum liegt weit jenseits der historischen Spitzenkapazität (~21 GW) und bedient explizit hypothetische Neubau-, SMR- oder Vollkernkraft-Szenarien.

Verteilung

Profil: supplyGW(t) = installedGW × availabilityMonthly[Monat] — Winterplateau 0,95, Revisionstal Jun–Aug 0,83–0,84, Jahresmittel 0,90. Kein Tagesgang; Lastfolge entsteht im Dispatch (Curtailment als letztes nach Wind/PV).

Formel

Rechnung: Emissionen(t) = supplyGW(t) × 12 g/kWh (IPCC-AR6-Median inkl. Vorketten und Anlagenbau). Bei Überschuss curtailed das Kernmodell Kernkraft nach Wind und PV als letztes.

Quellen: Energy-Charts installed_power 2025 (Kernkraft Deutschland nach Abschaltung 15.04.2023 = 0 GW); IPCC AR6 WG3 Annex III (Lebenszyklus-Emissionen Kernkraft Median 12 g/kWh, Range 5-110); UBA Climate Change 13/2025 (Vorketten-Faktoren Strom).