Atomkraft in Deutschland 2026: die Rechnung, der Müll, die Asse

Über kaum eine Frage wird in Deutschland so ausdauernd gestritten wie über die Kernkraft, und über kaum eine wird so selten gerechnet. Diese Seite rechnet. Sie beantwortet vier Fragen mit Zahlen aus Primärquellen: Was kostet der Strom aus einem neuen Kernkraftwerk wirklich, und warum hängt die Antwort fast vollständig am Zinssatz? Taugt Finnland als Vorbild oder als Warnung? Wo genau steht der deutsche Atommüll heute, wie viel ist es, und wer zahlt dafür? Und was zeigt der Fall Asse II über den Umgang mit diesem Erbe? Wir nennen bei jeder Zahl die Quelle, und wir sagen ausdrücklich, welche verbreiteten Zahlen sich nicht belegen lassen.

Der Ausstieg, die Bilanz nach drei Jahren

Am 15. April 2023 gingen die letzten drei deutschen Atomkraftwerke vom Netz: Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2. Die Sorge, es werde danach zu Stromknappheit, Stromausfällen oder einem Rückfall in die Kohleverstromung kommen, hat sich in dieser Schärfe nicht bewahrheitet. Deutschland war 2024 und 2025 in der Jahresbilanz Nettostromimporteur, die Importe ersetzten die wegfallende Atomleistung, ohne dass die Bundesnetzagentur Versorgungsengpässe gemeldet hätte.

Zwei Zahlen ordnen den Vorgang ein. Im letzten vollen Betriebsjahr dieser drei Blöcke, 2022, lieferte die Kernenergie nach Angaben von Destatis auf Basis der AG Energiebilanzen 34,7 Milliarden Kilowattstunden, das sind 6,0 Prozent der Bruttostromerzeugung. Und die Versorgungsqualität hat nicht gelitten: Für 2024, das erste volle Jahr ohne Kernkraft, weist die Bundesnetzagentur eine mittlere Unterbrechungsdauer von 11,68 Minuten je Kunde aus, den zweitbesten Wert seit Beginn der Reihe 2006, als es 21,53 Minuten waren.

Auch die These, der Strompreis sei wegen der Abschaltung gestiegen, findet in den Marktdaten keine Stütze. Im Abschaltmonat April 2023 lag der Börsenstrompreis bei 100,74 Euro je Megawattstunde, im Folgemonat Mai bei 81,72 Euro, also 19 Prozent niedriger. Der Höchstwert der ganzen Reihe fällt auf 2022, als alle drei Blöcke noch liefen und der Gaspreis explodierte. Das ist unsere eigene Auswertung der SMARD-Rohdaten der Bundesnetzagentur, keine Behördenaussage.

Damit verlagert sich die Debatte auf zwei andere Fragen, und um die geht es auf dieser Seite. Erstens: Wäre ein Neubau wirtschaftlich? Zweitens: Was wird aus dem Müll, der bereits da ist?

Rechnet sich ein neues Kernkraftwerk? Die Rechnung, Schritt für Schritt

Die Rechnung ist nicht kompliziert. Sie braucht drei Zahlen: was der Bau gekostet hat, wie viel Strom die Anlage im Jahr liefert, und zu welchem Zinssatz das Geld geliehen wurde. Wir haben sie an dem einzigen westlichen Reaktor durchgeführt, der lange genug läuft, um echte Betriebsdaten zu liefern, dem finnischen Block Olkiluoto 3.

Ein Kraftwerk, das eigentlich ein Kredit ist

Kernkraftwerke haben eine Eigenschaft, die sie von jedem anderen Kraftwerkstyp unterscheidet: Fast das gesamte Geld ist ausgegeben, bevor die erste Kilowattstunde fließt. Der Brennstoff ist im Vergleich fast umsonst, das Personal überschaubar. Bei einem Gaskraftwerk ist es umgekehrt, dort steckt das Geld im Brennstoff, den man erst kauft, wenn man ihn verbrennt.

Diese eine Eigenschaft erklärt, warum in der Atomdebatte beide Seiten zugleich recht zu haben scheinen. Verteilt man die 11 Milliarden Euro für Olkiluoto 3 zinsfrei auf 45 Betriebsjahre, kostet der Bau 2,4 Cent je Kilowattstunde. Das ist konkurrenzlos billig. Rechnet man dieselbe Summe über denselben Zeitraum zu 7,8 Prozent Zinsen, sind es 8,8 Cent. Das 3,6-Fache, ohne dass sich an Beton, Stahl oder Uran das Geringste geändert hätte.

Der gesamte Streit über die Wirtschaftlichkeit der Kernkraft ist im Kern ein Streit über diesen Zinssatz.

Die Formel, offen gelegt

Jahresrate = Bausumme x [ i x (1+i)^n ] / [ (1+i)^n - 1 ]
             i = Zinssatz, n = Laufzeit in Jahren

Beispiel, 7,8 Prozent, 45 Jahre:
Annuitaetenfaktor  = 8,075 Prozent
Jahresrate         = 11.000 Mio. Euro x 8,075 %   =  888 Mio. Euro
Bauanteil je kWh   =  888 Mio. Euro / 10,15 Mrd. kWh = 8,75 Cent
Betrieb, fix       =  1,6 Mio. kW x 100 Euro/kW      = 1,58 Cent
Betrieb, variabel                                    = 0,70 Cent
                                                     -----------
Strom ab Werk                                        = 11,03 Cent

Dieselbe Anlage, vier Zinssätze

Vier Zeilen, ein Reaktor. Der Unterschied zwischen der ersten und der letzten Zeile ist reine Finanzmathematik, und er ist größer als der Unterschied zwischen Kernkraft und Windkraft. Bei einem staatlich verbilligten Zins von 3 Prozent läge der finnische Reaktor unter dem deutschen Börsenstrompreis. Zu Marktkonditionen läge er deutlich darüber.

Nicht enthalten sind Rückbau, Zwischenlagerung, Endlagerung, Versicherungsdeckung jenseits der gesetzlichen Haftungsgrenze und die Zinsen, die während der 18 Baujahre auflaufen. Alle fünf Posten würden das Ergebnis nach oben verschieben. Wie deutlich, zeigt Frankreich: Der französische Rechnungshof beziffert den Reaktor Flamanville 3 auf 20,4 Milliarden Euro in Preisen von 2015, während der Betreiber EDF für dieselbe Anlage und dieselbe Preisbasis 13,2 Milliarden nennt. Beide Zahlen sind richtig, sie messen Verschiedenes: Der Rechnungshof zählt die Finanzierungskosten der Bauzeit mit, der Betreiber nicht.

Die Gegenprobe an Hinkley Point C

Eine Rechnung ist nur so viel wert wie ihre Überprüfung. Also dieselbe Formel auf den britischen Reaktor Hinkley Point C angewandt, für den es einen amtlich festgestellten Preis gibt. Eingaben: 35 Milliarden Pfund Baukosten in Preisen von 2015 nach dem EDF-Jahresabschluss vom 20. Februar 2026, 3.260 Megawatt, 90 Prozent Auslastung, 7,8 Prozent Zinssatz, 60 Jahre Laufzeit.

Die beiden Zahlen stehen nicht auf derselben Preisbasis, die Übereinstimmung ist also keine Punktlandung. Rechnet man mit der Bausumme in heutigen Preisen, die die Fachpresse mit knapp 49 Milliarden Pfund angibt, ergibt dieselbe Formel rund 170 Pfund. Der amtliche Wert liegt zwischen unseren beiden Varianten, und das ist plausibel: Der garantierte Preis läuft nur 35 Jahre, die Anlage soll 60 Jahre halten. Die Gegenprobe belegt keine Nachkommastelle, sondern eine Größenordnung: Wer die veröffentlichten Baukosten eines westlichen Neubaus in diese Formel einsetzt, landet bei zwölf bis siebzehn Cent je Kilowattstunde, nicht bei fünf.

Der Vergleich, um den es geht

Unsere eigene Zahl liegt unter der des Fraunhofer ISE, und das hat zwei nachvollziehbare Gründe. Erstens rechnet das Institut mit Investitionskosten von 6.000 bis 16.000 Euro je Kilowatt, Olkiluoto 3 liegt mit 6.875 Euro je Kilowatt nahe am unteren Rand. Dabei ist eine Einschränkung fällig: Die 6.875 Euro sind nominale Ist-Kosten, aufgelaufen zwischen 2005 und 2023, die Spanne des Instituts steht in Preisen von 2024. Der Vergleich fällt damit eher zugunsten der Kernkraft aus. Zweitens setzen wir mit 6.342 Volllaststunden einen Wert an, der über dem oberen Wert des Instituts von 6.300 liegt. Wir rechnen also mit dem günstigsten westlichen Neubau und einer Auslastung am oberen Rand des Üblichen, und landen trotzdem oberhalb von Wind und Sonne, sobald das Geld etwas kostet.

Wer zahlt die Differenz?

Bevor jemand die 6,70 Cent als Beweis für billigen Atomstrom nimmt, gehört ein Satz dazu: Ein Zinssatz von 3 Prozent ist kein Marktpreis, sondern eine politische Entscheidung. Jemand trägt die Differenz zum Marktzins, und dieser Jemand ist in allen laufenden Projekten der Staat oder der Stromkunde.

Daraus lässt sich ein Befund ableiten, den man politisch unterschiedlich bewerten kann: Wo neue Kernkraft entsteht, übernimmt der Staat oder der Stromkunde das Finanzierungsrisiko. Ein westliches Neubauprojekt, das ohne eine solche Absicherung auskommt, ist uns bei dieser Recherche nicht begegnet.

Und die kleinen Reaktoren?

Das Argument lautet, Serienfertigung senke die Kosten. Es ist plausibel, aber es ist bislang eine Annahme und kein Befund. Der Stand im August 2026:

Selbst die Fachagentur der Kernenergiestaaten formuliert zurückhaltend, dass die Stromkosten eines kleinen Reaktors auch nach den erwarteten Kostensenkungen höher liegen könnten als die von Alternativen, besonders von erneuerbaren Energien. Zugelassen ist inzwischen einiges: Die amerikanische Aufsichtsbehörde NRC hat dem NuScale-Entwurf im Mai 2025 eine Bauartzulassung erteilt, die kanadische Aufsicht CNSC für Darlington am 4. April 2025 eine Baugenehmigung. Zugelassen ist aber nicht gebaut, und gebaut ist nicht in Serie gefertigt.

Finnland, Vorbild oder Warnung?

Finnland ist das Land, das in dieser Debatte am häufigsten genannt wird, von beiden Seiten. Die einen sehen einen Reaktor, der zuverlässig läuft und billigen Strom liefert. Die anderen sehen ein Bauprojekt, das 14 Jahre zu spät fertig wurde und einen Konzern in die Zahlungsunfähigkeit trieb. Beides stimmt, und das ist der Grund, warum Finnland als Beispiel so schwierig ist.

Was der Bau gekostet hat, und wer es bezahlte

Die Zahlen sind unübersichtlich, weil zwei getrennte Bilanzen dahinterstehen. Der französische Rechnungshof beziffert in seiner Synthese vom Juli 2020 den Vertragswert auf 2,28 Milliarden Euro für das Konsortium aus Areva und Siemens, dazu 684 Millionen Euro für die Turbine. Der Käufer TVO zahlte am Ende nach seinem Abschluss von 2022 rund 5,8 Milliarden Euro. Den Hersteller kostete der Bau rund 8,2 Milliarden Euro.

Der Vertrag von 2003 war ein Festpreisvertrag mit gesamtschuldnerischer Haftung, und er blieb bis zuletzt in Kraft. Als die Kosten explodierten, blieb der Aufschlag beim Hersteller hängen. Ein Schiedsverfahren endete am 11. März 2018 mit einer Zahlung von 450 Millionen Euro an TVO. Areva wurde 2015 faktisch zahlungsunfähig. Die EU-Kommission genehmigte am 10. Januar 2017 die staatliche Rettung: 4,5 Milliarden Euro Kapitalerhöhung plus 3,3 Milliarden Euro Überbrückungsdarlehen, Beihilfesache SA.44727. EDF übernahm die Verbindlichkeiten aus Olkiluoto 3 ausdrücklich nicht, sie blieben bei der staatseigenen Auffanggesellschaft.

Deshalb tragen die finnischen Stromkunden die Mehrkosten überwiegend nicht. TVO arbeitet nach dem finnischen Mankala-Prinzip zu Selbstkosten und verkauft nicht an Endkunden, die Anteilseigner beziehen den Strom zum Selbstkostenpreis. Die Mehrkosten fielen weit überwiegend in Frankreich an. Wer sagt, Atomstrom in Finnland sei billig, muss diesen Satz dazusagen.

Was der Strom in Finnland heute kostet

Beim Haushaltsstrompreis ist der Abstand groß, und hier stehen beide Werte auf derselben Basis, weil sie aus derselben Eurostat-Erhebung stammen.

Beim Börsenstrompreis wird es interessanter, und zwar gegen die naheliegende Erzählung. Der finnische Verband Finnish Energy weist in seinem Bericht „Energy Year 2025" vom 21. Januar 2026 folgende inflationsbereinigte Jahresmittel für den finnischen Nord-Pool-Bereich aus, in Euro je Megawattstunde: 2021: 84, 2022: 166, 2023: 57, 2024: 46, 2025: 40. Die deutschen Werte lagen nominal bei 96,85, 235,45, 95,18, 78,51 und 89,32. Der deutsche Großhandelsstrom kostete 2025 also gut das 2,2-Fache. Wichtig: Die beiden Reihen stehen nicht auf derselben Preisbasis, die finnische ist inflationsbereinigt, die deutsche nominal.

Die amtliche finnische Antwort auf die Frage

Der stärkste Beleg in dieser Sache kommt aus Finnland selbst. Das finnische Wirtschaftsministerium ließ vom Beratungshaus AFRY prüfen, ob neue Kernkraft für das Land wirtschaftlich sinnvoll ist. Der Bericht wurde am 25. März 2026 übergeben. Sein Kern, sinngemäß: Große neue Kernkraftprojekte sind unter heutigen Annahmen nicht marktwirtschaftlich rentabel und erforderten umfangreiche staatliche Unterstützung. Die Verlängerung der Laufzeit bestehender Anlagen bringe dagegen in allen Szenarien Nettonutzen, und zwar ohne Beihilfen. Der Energiekonzern Fortum war am 24. März 2025 nach eigener Prüfung zum selben Ergebnis gekommen.

Entsprechend sieht die Praxis aus. In Finnland ist derzeit kein großer Reaktor im Bau und kein Investitionsbeschluss gefasst. Gebaut wird stattdessen klein: Das Unternehmen Steady Energy entwickelt mit dem LDR-50 einen reinen Fernwärmereaktor mit 50 Megawatt thermischer Leistung, der erste Beton für die nicht-nukleare Pilotanlage in Helsinki-Salmisaari wurde am 12. Februar 2026 gegossen. Ein neues finnisches Kernenergiegesetz soll zum 1. Januar 2027 in Kraft treten.

Die Sache mit den Schweißnähten, genau genommen

Über Olkiluoto 3 kursiert die Geschichte, am Primärkreislauf hätten Firmen geschweißt, die zuvor nur Fensterrahmen gefertigt hätten. Die Aktenlage der finnischen Aufsichtsbehörde STUK ist präziser und trennt zwei Vorgänge, die oft in einen Satz gepackt werden. Erstens: An den Hauptkühlmittelleitungen, also am Primärkreis, gab es dokumentierte Schweißmängel, aber bei der Fertigung in Frankreich. STUK verhängte dort vom 12. Mai bis 11. Juni 2009 einen Arbeitsstopp, dazu kamen undokumentierte Reparaturschweißungen bis August 2010. Zweitens: Der Arbeitsstopp vom Oktober 2009 auf der finnischen Baustelle betraf Rohrleitungen des Kühlsystems ohne Zuordnung zum Primärkreis. Bereits 2006 hatte STUK festgehalten, dass viele beauftragte Firmen keine Erfahrung mit Kerntechnik hatten. Die Zuspitzung mit den Fensterrahmen ist nicht belegbar, ein Zusammenhang mit der Schmiede Creusot Forge ebenfalls nicht.

Der Müll, wo er steht und was er kostet

Der Strom kommt weiter aus der Steckdose. Der Müll aber bleibt. Er steht an sechzehn genau benennbaren Orten in Deutschland, oberirdisch, in Hallen aus Stahlbeton, meist direkt neben den abgeschalteten Kraftwerken. Diese Lager waren nie als Dauerlösung gedacht.

Erst die Zählweise, sonst wirkt jede Zahl falsch

In den Medien kursieren 13 und 16 Standorte, beide Zahlen sind belegbar, sie zählen nur Verschiedenes. Das Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung (BASE) nennt 16 Zwischenlager. Davon betreibt die bundeseigene BGZ Gesellschaft für Zwischenlagerung dreizehn: die zentralen Lager Ahaus und Gorleben sowie elf Standortlager. Die drei übrigen gehören nicht der BGZ, nämlich Brunsbüttel (Betreiberin ist eine Gesellschaft von Vattenfall), Lubmin, das Zwischenlager Nord der EWN, und Jülich, betrieben von der JEN.

Wer 13 sagt, meint die Lager in Bundeshand. Wer 16 sagt, meint alle Orte, an denen hochradioaktiver Abfall steht. Die ebenfalls kursierende Zahl 15 ließ sich an keiner Primärquelle festmachen. Nicht dazu gehört Obrigheim: Die dortigen Brennelemente sind 2017 nach Neckarwestheim gebracht worden, in Obrigheim steht nur noch ein Lager für schwach- und mittelradioaktive Abfälle.

Wo genau die Castoren stehen

Wie viel es insgesamt ist

Das BASE nennt als Endmenge circa 17.000 Tonnen Schwermetall, das entspricht einem Abfallvolumen von etwa 27.000 Kubikmetern und bis zu 1.750 Behältern. Diese Menge wächst seit dem Ausstieg am 15. April 2023 nicht mehr, sie ist nur noch nicht vollständig verpackt: Ein Teil der Brennelemente liegt weiter in den Abklingbecken der stillgelegten Kraftwerke. Ein Zieljahr, bis wann die 1.750 erreicht sind, nennt das BASE nicht.

Entscheidend für das Verständnis ist das Verhältnis von Menge und Gefahr. Die Bundesgesellschaft für Endlagerung (BGE) formuliert es so: Etwa fünf Prozent des radioaktiven Abfalls sind wärmeentwickelnd, und dieser Anteil enthält 99 Prozent der Radioaktivität aller Abfälle. Die verbreitete Zuspitzung „unter ein Prozent des Volumens" ist an keiner amtlichen Quelle belegbar, richtig sind rund fünf Prozent.

Die Uhr läuft: 2034 endet die erste Genehmigung

Die Aufbewahrungsgenehmigungen sind befristet, und die Fristen sind nah. Nach Angaben der BGZ läuft die Genehmigung für Gorleben 2034 aus, für Ahaus 2036, für Lingen 2042, für sechs weitere Standorte 2046 und für Brokdorf, Isar, Philippsburg und Unterweser 2047. Lubmin ist bis 2039 genehmigt. Zwei Lager haben schon heute keine gültige Aufbewahrungsgenehmigung mehr: In Brunsbüttel und Jülich wird auf Grundlage einer aufsichtlichen Anordnung gelagert, in Jülich seit dem Ablauf der Genehmigung am 30. Juni 2013.

Am 29. Juni 2026 hat die BGZ den ersten Antrag auf verlängerte Zwischenlagerung überhaupt gestellt, für Gorleben, befristet bis zum 31. Dezember 2054 und beschränkt auf die dort bereits eingelagerten 113 Behälter. Damit sind weitere Einlagerungen in Gorleben ausgeschlossen. Das BASE führt dazu eine förmliche Öffentlichkeitsbeteiligung durch. Für die übrigen Standorte hat die BGZ bislang nur angekündigt, rechtzeitig Anträge zu stellen.

Was das kostet

Eine oft genannte Zahl von rund 500 Millionen Euro jährlichen Betriebskosten aller Zwischenlager ließ sich in keinem Primärdokument finden. Belegbar ist der Haushaltstitel, und der liegt in dieser Größenordnung. Wir nennen deshalb den Haushaltsansatz und nicht die kursierende Zahl.

Die Endlagersuche, aus 2031 wird frühestens 2046

Nach dem Standortauswahlgesetz von 2017 sollte bis 2031 ein Standort für ein tiefes geologisches Endlager gefunden sein. Daraus wird nichts. Beim Zeithorizont ist die Quellenzuordnung entscheidend, weil vier verschiedene Jahreszahlen kursieren und jede zu einer anderen Institution gehört.

Der nächste greifbare Termin liegt näher. Die BGE will am 27. Oktober 2026 eine Karte mit den abgeschlossenen Prüfschritten und ersten Gebieten der Kategorie B vorlegen, und den Vorschlag der Standortregionen bis spätestens 31. Dezember 2027 an das BASE übermitteln. Eine Novelle des Standortauswahlgesetzes ist angekündigt, ein Referentenentwurf lag bis August 2026 nicht vor, das Nationale Begleitgremium hat das am 4. Juni 2026 ausdrücklich festgehalten.

Praktisch heißt das: oberirdische Zwischenlagerung noch für Jahrzehnte, für Material, das je nach Bestandteil hunderttausende Jahre strahlt. Zwischen dem Ende der ersten Genehmigung 2034 und einem betriebsbereiten Endlager liegt eine Lücke, die bisher niemand geschlossen hat.

Die Asse, das Lehrstück

Wer wissen will, warum die Endlagerfrage in Deutschland so schwer wiegt, muss nach Niedersachsen schauen, nicht in die Zukunft. In der Schachtanlage Asse II bei Remlingen liegen seit den 1960er und 1970er Jahren radioaktive Abfälle in einem ehemaligen Salzbergwerk. Es war der Versuch, das Problem für erledigt zu erklären. Er ist gescheitert.

Was damals geschah

Die Anlage wurde als Forschungsbergwerk betrieben und nach Bergrecht genehmigt, nicht nach Atomrecht. Unter Atomrecht steht sie erst seit 2009. Die Fässer wurden im Regelfall nicht geöffnet, der tatsächliche Inhalt nicht systematisch geprüft. Wie belastbar die Deklaration war, zeigt eine Stichprobe: Beim Umpacken in Geesthacht im Jahr 2000 war bei 22 von 155 untersuchten Fässern die Aktivität zu niedrig deklariert. Für rund 10 Prozent der Gebinde liegen bis heute keine Angaben zum Aktivitätsinventar vor.

Herkunft des Abfalls: Rund 67 Prozent des Volumens stammen aus Anlagen der Energieversorgungsunternehmen, mehr als 85 Prozent der eingelagerten Aktivität aus Anlagen der heutigen Betreiber E.on, Vattenfall, RWE und EnBW. Der niedersächsische Untersuchungsausschuss bezeichnete die Einlagerungspraxis nach der Entsorgungsnovelle von 1976 in seinem Abschlussbericht von 2012 als rechtswidrig. Die BGE hält dagegen, nach damals geltendem Recht seien keine Rechtsverstöße begangen worden. Beide Sätze stehen nebeneinander in den Akten.

Wie es dort heute aussieht

Im November 2025 hat die BGE erstmals seit Jahrzehnten eine Kamera in die Kammer 8a auf der 511-Meter-Ebene gebracht, wo 1.301 Fässer liegen, davon 1.293 mittelradioaktive. Der Schnittfilm erschien am 1. Dezember 2025, das vollständige Material am 15. Dezember 2025.

Der Befund der BGE, in ihren eigenen Worten zusammengefasst: Die Fässer sehen überwiegend noch gut und intakt aus. Einige sind durch Gesteinsbrocken, die aus über zehn Metern Höhe von der Decke gestürzt sind, verbeult und verformt. Bei einem Fass hat sich durch die Verformung der Boden gelöst. Loser Abfall war auf dem Filmmaterial nicht zu erkennen. Die Lage der Fässer in der Kammer ist nicht mehr dieselbe wie beim Verschluss. Die Dosisleistung nahe dem Fasskegel erreicht 167 Millisievert pro Stunde.

Auch in die Kammer 12 auf der 750-Meter-Ebene, in der 7.464 Gebinde liegen, hat die BGE inzwischen gesehen: am 6. August 2025 durch ein tennisballgroßes Loch am Ende einer 117 Meter langen Bohrung. Der erste Eindruck lautete, die sichtbaren Fässer seien in gutem Zustand. Diese Einschätzung hat die BGE später relativiert, spätere Aufnahmen zeigten, dass die Fässer an einigen Stellen durcheinandergeraten sind.

Das Wasser, das eigentliche Problem

Seit 1988 dringt Wasser in das Bergwerk ein. Die BGE fängt derzeit rund 13 bis 15 Kubikmeter Salzlösung pro Tag auf, im Juni 2026 waren es im Wochenmittel etwa 12,5 Kubikmeter allein auf der 658-Meter-Ebene. Das Auffangen selbst ist eine Daueraufgabe, die zuletzt schwieriger wurde: Ab Oktober 2024 ließ sich an der bisherigen Hauptstelle kein Wasser mehr fassen, der Zutritt verlagerte sich, und erst am 9. März 2026 legten Bergleute den Fließweg wieder frei.

Zur Standsicherheit sagt die Bundesregierung im Juni 2026, die anhaltende Abnahme der Pfeilerstauchungsraten belege die momentane Systemstabilität. Die BGE formuliert die andere Hälfte: Aufgrund des vorgeschädigten Tragsystems bleibe die Möglichkeit eines nicht mehr zu beherrschenden Salzwasserzutritts bestehen. Eine amtliche Jahreszahl, ab wann das Bergwerk absaufen könnte, gibt es nicht. Die oft zitierte Jahreszahl 2020 war nie eine Absaufprognose, sondern die Reichweite einer alten Standsicherheitsprognose. Verbindliche Kriterien, ab wann ein Lösungszutritt als nicht beherrschbar gilt, werden derzeit erst erarbeitet.

Die Rückholung, und warum sie kein Datum mehr hat

Seit 2013 schreibt § 57b Atomgesetz die unverzügliche Stilllegung vor, und zwar nach Rückholung der Abfälle. Derselbe Paragraf enthält den Satz, dass die Rückholung abzubrechen ist, wenn sie für Bevölkerung oder Beschäftigte aus radiologischen oder sicherheitsrelevanten Gründen nicht vertretbar ist.

Am 14. April 2026 teilte die BGE mit, dass sich der geplante Rückholbeginn 2033 nicht mehr darstellen lässt und ein neuer Termin noch nicht valide genannt werden kann. Der dafür nötige Schacht Asse 5 soll nach heutiger Planung erst 2031 im Baufeld beginnen und 2039 einsatzbereit sein. Als Gründe nennt die BGE schwierigere geologische Bedingungen als erwartet und einen verzögerten Grunderwerb. Der niedersächsische Umweltminister Christian Meyer nannte die Verzögerung am Folgetag empörend.

Ob die Rückholung gelingt, ist offen, und das sagen die Behörden selbst. Das BASE schreibt, ob sie gelingen werde, sei derzeit offen. Die BGE sagt, ob sie technisch machbar sei und ob das Bergwerk noch die nötige Zeit lasse, sei nicht sicher vorhersagbar. Die Bundesregierung hält im Juni 2026 dagegen, es lägen keine belastbaren Erkenntnisse vor, die eine Rückholung derzeit als nicht vertretbar erscheinen ließen. Das Wort „scheitern" verwendet keine Behörde.

Kosten und Umwelt

Die Asse kostet den Bund derzeit rund 191 Millionen Euro im Jahr (Ist 2025), für 2026 sind 269 Millionen geplant. Von 2009 bis 2020 waren es amtlich rund 1,3 Milliarden Euro. Eine belastbare Gesamtkostenschätzung bis zum Ende der Stilllegung gibt es nicht, die Bundesregierung sagt das am 9. Juni 2026 ausdrücklich. Die einzige offizielle BGE-Zahl, rund 4,7 Milliarden Euro bis zum Beginn der Rückholung, steht auf einer Seite, die die BGE selbst als nicht mehr aktuell gekennzeichnet hat. Der Bundesrechnungshof hatte bereits 2019 gewarnt, die Gesamtausgaben könnten die damals geschätzten 2 Milliarden Euro erheblich übersteigen, und dem Ministerium eine Fachaufsicht „auf Abstand" vorgehalten.

Bei den Umweltwirkungen ist die Faktenlage klarer, als die Aufregung vermuten lässt, und das gehört zur Redlichkeit dazu. Kontaminierte Lauge ist ausschließlich innerhalb des Bergwerks nachgewiesen worden. Im Umgebungsmessprogramm für 2025, ausgewertet mit 185 Proben im Umkreis von zehn Kilometern, zeigten alle auf Tritium untersuchten Wasserproben keine messbaren Aktivitäten; die gefundenen Cäsium- und Strontiumwerte stammen aus Kernwaffentests und Tschernobyl. Der Bericht hält fest, ein Aktivitätsbeitrag der Asse sei nicht erkennbar. Auch die Häufung von Leukämie- und Schilddrüsenkrebsfällen, die das Epidemiologische Krebsregister Niedersachsen für die Jahre 2002 bis 2009 festgestellt hatte, ließ sich nicht auf die Anlage zurückführen: Die Strahlenschutzkommission errechnete 2013, dass dafür Dosen nötig gewesen wären, die um drei Größenordnungen über den möglichen Werten liegen. Für die Diagnosejahre 2015 bis 2019 war der Befund unauffällig, das Register empfahl daraufhin, die Beobachtung zu beenden. Eine Ursache für die frühere Häufung hat der Expertenkreis nie gefunden.

Partitionierung und Transmutation, der Gegenentwurf

Seit 2025 liegt ein konkreter Gegenentwurf auf dem Tisch. Die Bundesagentur für Sprunginnovationen (SPRIND) hat eine Umsetzungsstudie beauftragt, geprüft von der Technischen Universität München und dem TÜV Nord. Sie geht von einer Anlage des Schweizer Unternehmens Transmutex aus Genf aus. Die Grundidee ist Recycling für Atommüll: In den Gebäuden alter Kraftwerke, wo der Müll ohnehin liegt, wird er elektrochemisch in seine Bestandteile getrennt. Diese Trennung heißt Partitionierung.

Übrig bleiben rund 10 Prozent besonders langlebiger Stoffe, die Transurane wie Plutonium, Americium oder Neptunium. Sie machen nur etwa 1,5 Prozent der Masse aus, strahlen aber am stärksten und am längsten. Genau diese werden in einem Reaktortyp namens START mit Neutronen beschossen und dabei in kürzerlebige oder stabile Stoffe umgewandelt. Das ist die Transmutation. Der Reaktor ist unterkritisch, es gibt also keine selbständige Kettenreaktion. Die Neutronen liefert ein Teilchenbeschleuniger, der Protonen auf flüssiges Blei schießt. Schaltet man den Strahl ab, stoppt die Reaktion in Millisekunden.

So verlockend das klingt, die zuständige Aufsichtsbehörde ist skeptisch. Das BASE hat in einer Fachstellungnahme zur SPRIND-Studie festgehalten, dass es das Konzept nach heutigem Stand als nicht umsetzbar einstuft. Die Anlage besteht aus drei Bausteinen, einem großen Teilchenbeschleuniger, einer Wiederaufarbeitungsanlage und einem neuartigen Reaktor. Keiner davon existiert bisher in dieser Form. Und selbst im Erfolgsfall würde ein tiefes geologisches Endlager nicht überflüssig.

Dazu kommen handfeste Hürden. Die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente ist in Deutschland seit dem 1. Juli 2005 per Atomgesetz verboten, das Gesetz müsste also erst geändert werden. Wie lange so etwas dauert, zeigt das europäische Vergleichsprojekt MYRRHA im belgischen Mol, das auf demselben Prinzip beruht. Das Forschungszentrum SCK CEN arbeitet seit über 20 Jahren daran, die Inbetriebnahme ist erst für 2036 geplant, die Kosten liegen bei rund 1,6 Milliarden Euro, ein Teil der Finanzierung ist bis heute nicht gesichert.

Was sich nicht belegen lässt

Dieser Abschnitt ist der unbequeme Teil, und er gehört auf jede Faktenseite. Folgende Zahlen kursieren in der Atomdebatte und ließen sich bei dieser Recherche an keiner Primärquelle festmachen. Wir führen sie hier auf, damit niemand sie von uns übernimmt.

Zum Anlass dieser Seite

Auslöser war ein Interview des Chemikers Maximilian Fichtner, Professor an der Universität Ulm, geschäftsführender Direktor des Helmholtz-Instituts Ulm und Leiter der Abteilung Energiespeichersysteme am Karlsruher Institut für Technologie. Das Interview ist der Anlass dieser Seite, nicht ihre Quelle: Wir haben den Abschnitt aus Primärquellen gebaut und nennen Fichtner als denjenigen, der die Frage aufgeworfen hat.

Zur Einordnung gehört, dass Fichtner kein Kernenergietechniker und kein Energieökonom ist. Seine Aussagen zu Baukosten und Strompreisen sind Einordnungen eines fachnahen, aber fachfremden Naturwissenschaftlers. Nach unserer eigenen Regel gehört auch die Interessenlage dazu: Fichtner sitzt seit Juni 2024 im wissenschaftlichen Beirat eines kommerziellen Entwicklers von Großbatteriespeichern, und als Leiter batterieorientierter Forschungseinrichtungen hat er ein institutionelles Interesse daran, dass Batterien als Schlüsseltechnologie gelten. Das entwertet seine Aussagen nicht, aber es muss dabeistehen.

In der Sache liegt er weitgehend richtig, in Einzelheiten nicht. Zwei Punkte, die wir geprüft haben und korrigieren:

Auch beim chinesischen Kernkraftanteil ist eine Präzisierung fällig. Am Strommix sind es 4,6 Prozent (Ember, Jahr 2025) beziehungsweise 5,0 Prozent nach Zählung der World Nuclear Association. Die oft genannten 2 Prozent treffen auf eine andere Bezugsgröße zu, nämlich den Anteil am Primärenergieverbrauch.

Quellen

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