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Prof. Dr.-Ing. Dietrich Schwarz KERNPROZESSTECHNIK II Scriptum zur Vorlesung


Kernprozesstechnik II Prof. Dr.-Ing. Dietrich Schwarz – langjähriges Mitglied des KTG-Vorstandes und Gründer der Fachgruppe „Nutzen der Kerntechnik“ – kam am 3. Juli 2001 auf dem Heimweg von der Universität Dortmund bei einem tragischen Verkehrsunfall ums Leben. Prof. Schwarz war von 1965 bis 1968 bei AEG an der Entwicklung des SWR und des Dampfbrüters beteiligt und bis zu seiner Pen- sionierung im Jahre 2000 bei VEW beschäftigt. Hier war seine Zeit als Geschäftsführer der Hochtemperatur GmbH ein Höhepunkt seiner beruflichen Laufbahn. Vorbildlich war sein jahrelanges und unermüd- liches Eintreten für die Nutzung der Kernener- gie in der Öffentlichkeit. Hierzu gehörte auch die Ausschreibung von DM 100.000 aus seinem Privatvermögen für den Nachweis, dass die Kernenergie ethisch nicht verantwortbar sei. Dies war Niemandem möglich. Ihm war es außerdem ein besonderes Anlie- gen, die Kerntechnik in Industrieländern zu nutzen, um Energieressourcen für die Länder der Dritten Welt zu erhalten. Am Lehrstuhl Energieprozesstechnik und Strö- mungsmechanik (Prof. Strauß) des Fachberei- ches Chemietechnik der Universität Dortmund hielt Prof. Schwarz mit großem Enthusiasmus die Vorlesungen Kernprozesstechnik I und II. Scriptum von Prof. Dr.-Ing. Dietrich Schwarz Bearbeitet von cand. ing. Michael Busch Dortmund, 2001 1. Auflage


Sehr geehrte Leserin, sehr geehrter Leser! Das Ihnen vorliegende Scriptum zur Vorlesung Kernprozesstechnik II entstand bis zu seinem tragischen Unfall unter wachsamem Auge von Prof. Schwarz. Ich hoffe, es in seinem Sinne zum Abschluss gebracht zu haben. Die handschriftlichen Anmerkungen stammen von Prof. Schwarz. Die mit [Dub99] gekennzeichneten Abbildungen stammen aus Dubbel - Taschenbuch für den Maschinenbau und sind teilweise in bearbeiteter Form dargestellt. Diesem Buch wurde auch die Titelgraphik entnom- men, die den Kühlturm des THTR Hamm-Uentrop zeigt. Sollten Ihnen in der vorliegenden Auflage orthographische Fehler auf- fallen, so bitte ich Sie, diese mir unter feedback@kernprozesstechnik.de oder unter www.kernprozesstechnik.de mitzuteilen. Satzbau, Inter- punktion und Inhalt stammen aus der Feder von Prof. Schwarz und soll- ten nicht verändert werden. Michael Busch Student des Maschinenbaues Dortmund, im November 2001


Die im Juni 1999 entstandene Aufnahme zeigt Prof. Dr.-Ing. Schwarz (2. v. l.) mit einer Gruppe von Studenten der Fachrichtungen Chemietechnik und Maschinenbau sowie einem Kraftwerksmitarbeiter während einer von ihm geführten Besichtigung des Kern- kraftwerkes Emsland (KKE).


Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis 1 Standortwahl.............................................................................................. 5 Beschaffungsmarkt am Beispiel eines Kernkraftwerkes; Kühlungsarten; Infrastruktur; Absatzmarkt; Wechselwirkungen des KKW mit der Umgebung; Administrative und politische Einflüsse 2 Randbedingungen an das Kernkraftwerk .............................................. 22 Strombedarf; Lastfolgeverhalten; Spannung; Frequenz 3 Vertrag .................................................................................................... 27 Eckpunkte; Preis und Lieferumfang; Gewährleistungen; Liefertermin; Preise, Zahlungsbedingungen; Planung; Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrollen; Patente; Wohlverhalten, Schiedsgericht; Gefahrtragung, Haftung; Kündigung, Sistierung 4 Berechnung der Stromgestehungskosten k.......................................... 36 Festkosten F; Brennstoffkosten b (ohne Entsorgung); Entsorgung: Pfad mit Wiederaufbereitung WA, Pfad mit Direkter Endlagerung; Gesamte Gestehungskosten: Stromgestehungskosten bei abgeschriebenen Kraftwerken, bei neuen Kraftwerken, Vergleiche verschiedener Kraftwerkstypen; Ergänzende methodische Bewertung; Wind und Sonne 5 Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle............................ 62 Genehmigung von Kernkraftwerken; Atomrechtliches Genehmigungsverfahren, Ablauf des Verfahrens; Öffentlichkeitbeteiligung; Weiteres Verfahren; Gerichtsverfahren; Weitere Genehmigungen; Begleitende Kontrolle (Aufsicht nach §19 AtG); Randbedingungen für Gutachter Anlagen ................................................................................................... 74 4


1 Standortwahl Standortwahl Bei der Auswahl eines geeigneten Standortes für einen Gewerbebetrieb, so auch für ein fossil befeuertes Kraftwerk oder Kernkraftwerk (KKW), sind folgende Kriterien zu beachten: wirtschaftliche Kriterien: Beschaffungsmarkt Infrastruktur Absatzmarkt nicht streng wirtschaftliche Kriterien (die aber wirtschaftliche Auswirkungen haben): Wechselwirkungen mit der Umwelt politisch-administrative Fragen 1.1 Beschaffungsmarkt am Beispiel eines Kernkraftwerkes Errichtung: Von Vorteil ist die Anbindung an einen Wasserweg (Fluss, Kanal, Meer). So können große sperrige Teile (Reaktordruckgefäß, Dampferzeuger, große Turbinenteile) gut angeliefert werden. Der Wasserweg ist nicht zwingend notwendig. Die Endmontage großer Bauteile kann auch auf der Baustelle selbst stattfinden. Das erfordert einen größeren Aufwand, da qualitativ hochwertige Bedingungen (clean conditions) realisiert werden müssen. Transformatoren werden auf dem Schienenweg angeliefert. Sie werden in ihren Abmessungen bereits eisenbahngerecht gefertigt. Die Straßenanbindung ist selbstverständlich. Betrieb: Kernkraftwerk benötigte Brennelemente (30 t/a) sind nicht relevant bei der Standortbestimmung Braunkohlekraftwerk benötigt, um die gleiche Menge Strom wie ein KKW zu erzeugen, bis zu 10 Mio t/a (je nach Braunkohlequalität) und sollte deswegen in Grubennähe gebaut werden (z.B. östl. von Aachen) Steinkohle der Transport der Kohle ist billiger als Stromtransport (Kapital- und Betriebsaufwand für Hochspannungsleitungen, Übertragungsverluste) Der Betrieb von Wärmekraftwerken, mit Ausnahme von wärmegeführten Heizkraftwerken erfordert die Bereitstellung großer Mengen Kühlwasser zur Wärmeabfuhr. Das ist entscheidend für die Wahl des Standortes für ein Kernkraftwerk (KKW). Kernkraftwerke 5


Standortwahl arbeiten bisher alle mit Dampfturbinen, die Wärmeabfuhr findet im Kondensator statt. Dieser muss mit möglichst kaltem Wasser versorgt werden. Dafür gibt es mehre Kühlungsarten. Direktkühlung Die einfachste bauliche Variante ist die Direktkühlung: Abbildung 1: Direktkühlung [Dub99] TFluss TFluss +10 °C Bei der Direktkühlung, auch Frischwasserkühlung genannt, wird das Kühlwasser im Einlaufbauwerk durch Rechen und Siebe aus Fluss, Teich oder der See entnommen und dem Kondensator zugeführt. Frei von groben Verunreinigungen, mit Sauerstoff angereichert (z.T. leicht übersättigt durch gezielte Luftzufuhr), wird es über ein Auslaufbauwerk dem Gewässer wieder zugeführt. Das so erwärmte Wasser kühlt sich durch Strahlung und Verdunstung wieder ab (s.u.). Im folgenden soll an einem Beispiel der benötigte Volumenstrom an Kühlwasser berechnet werden. Dazu werden vereinfachende Annahmen getroffen: KKW mit 3 750 MW thermischer Leistung Wirkungsgrad () ca. 33,33%, damit 1 250 MWel Rest geht als Abwärme in das Kühlwasser (bei Kohlekraftwerken auch ein Teil über den Schornstein) Temperaturerhöhung des Kühlwassers um 10 °C = 41 MWs/m 3 (1 Nm = 1 J = 1 Ws, Wärmekapazität von Wasser 4,1 kJ/kgK, Dichte 1 kg/dm 3 ) Damit gilt dann: (abzuführende Wärmeleistung/Wärmeaufnahme pro m 3 ) = Kühlwasserbedarf in m 3 /s 2 500 MW/41 MWsm -3 60 m 3 /s 6


Standortwahl Die Flussmitteltemperatur darf normalerweise nur um 3 °C (verschmutzter Fluss) bzw. um 5 °C (sauberer Fluss) erhöht werden. Demnach liegt das Minimum der Wasserführung bei ca. 200 m 3 /s bei 3 °C Erhöhung der Flusstemperatur. Abkühlung des Flusses auf Feuchtlufttemperatur geschieht von selbst (Wasserverdunstung senkt die Temperatur). Feuchtlufttemperatur: Temperatur, die ein Thermometer misst, welches mit einem feuchten Lappen umwickelt ist. Je trockener die Luft, desto größer ist die Differenz zur Trockenlufttemperatur. Wasser in Kontakt mit Luft tendiert stets zur Feuchtlufttemperatur. Beispiel: Ein Teich in der Wüste mit 30 °C wird durch Luft von 40 °C abgekühlt! Bekannt auch: Weinkühlung in Spanien in porösen Tonkrügen. Als Beispiel für die Abkühlung soll hier der Rhein gelten, an dessen Ufern mehrere Kraftwerke und Industrieanlagen sein Wasser zur Kühlung benutzen. Er wird als verschmutzter Fluss angesehen. Flusstemperatur Abbildung 2: Temperaturverlauf Rhein Auch die Summe aller Einleiter darf die Temperatur nicht mehr als 3 °C über die natürliche Temperatur (angenommen: Feuchtlufttemperatur) erhöhen. Die zuständige Behörde erstellt einen sogenannten Wärmelastplan. Außer der maximalen Flusstemperaturerhöhung wird auch die maximal zulässige Flusstemperatur festgelegt, z.B. auf 28 °C. Oberhalb 25 °C darf der Fluss dann nicht mehr um 3 °C erwärmt werden. Gegebenenfalls sind Kühltürme zu installieren und zuzuschalten. 7


Ablaufkühlung Standortwahl Wenn die Direktkühlung nicht ausreicht, wird häufig als Ergänzung die Ablaufkühlung eingesetzt: Abbildung 3: Ablaufkühlung [Dub99] Bei der Ablaufkühlung kann die Erwärmung des Wassers im Kondensator höher liegen, als oben bei der Direktkühlung angenommen, beispielsweise bei 15 °C. Das ergibt eine Kühlwassermenge von 40 m 3 /s (gleiche Rechnung wie oben). Die Temperaturerhöhung nach dem Kühlturm hängt stark von der Kühlturmgröße ab, die sich nach den Anforderungen richtet. Bei sehr großen Ablaufkühltürmen würde das Wasser fast auf Feuchtlufttemperatur abgekühlt und könnte u.U. (vor allem nachts) kälter sein als der Fluss. Auswirkungen auf die Ökologie: O2-Gehalt des Wassers nimmt zu, da dem Fluss immer O2-gesättigtes Wasser zugeführt wird. Die Sättigung erfolgt bei der Direktkühlung durch Überlaufwehre oder andere technische Maßnahmen, bei der Ablaufkühlung durch den Kühlturm. Direktkühlung meist vorteilhaft (die Temperaturerhöhung bewirkt allerdings eine beschleunigte O2-Zehrung, die bei ungünstigen Witterungsbedingungen die O2-Zufuhr übersteigen kann); sauberer wird der Fluss dadurch immer. Außerdem muss das Kühlwasser vor Eintritt in den Kondensator mechanisch gereinigt werden (s.o.). Noch günstiger ist die Ablaufkühlung: Spezifisch (nicht absolut) mehr O2-Eintrag, geringere Temperaturerhöhung. 8


0 02-Gehalt 2-Gehalt 2-Gehalt 1 3a Abbildung 4: Vermischungskurve 3d 2a 2d z.B. 10°C Temperatur [°C] [1] Fluss vor dem Kraftwerk (O2-Gehalt nur bei Gebirgsbächen auf Sättigungslinie) |2a] Wasser nach Ablaufkühlturm [2d] Wasser nach Direktkühlung mit O2-Anreicherung [3a] Fluss nach Vermischung mit Wasser aus Ablaufkühlung [3d] Fluss nach Vermischung mit Wasser aus Direktkühlung Rückkühlung Eine weitere Möglichkeit bildet die sogenannte Rückkühlung: Abbildung 5: Rückkühlung [Dub99] Standortwahl 9


Standortwahl Bei dieser Variante verdunstet ein Teil des Kühlwassers und es muss zur Einhaltung eines bestimmten Salzgehaltes abgeschlämmt werden. Zur Wärmeabfuhr wird hier die Verdampfungsenthalpie des Wassers (2 500 kWs/Liter) und die Abgabe fühlbarer Wärme (Erwärmung der Luft) benutzt. Näherungsweise kann man von einer abzuschlämmenden Wassermenge in Höhe von 50% der Verdunstung ausgehen. Falls Wärme (fast) nur durch Verdunstung abgeführt wird (trockene, heiße Luft im Sommer) ergibt sich folgende Rechnung nach unserem Beispiel: 2 500 MW/2 500 MWs/m 3 = 1 m 3 /s wird verdunsten, zusätzlich sind dann 0,5 m 3 /s abzuschlämmen, also ergibt sich ein gesamter Zusatzwasserbedarf von 1,5 m 3 /s. Falls Wärme beispielsweise zu einem Drittel zur Lufterwärmung genutzt wird (kalte, feuchte Luft), werden aber immer noch (1-1/3)*1,5 = 1 m 3 /s benötigt. Aus Lippe und Ems kann aber in trockenen Sommern selbst 1 m 3 /s nicht entnommen werden. Alternative Beschaffungsmethoden: an der Lippe Wasser wird vom Rhein über Kanalsystem mit Pumpen an Kanalwasserhaltungen (Schleusen) vorbei zu den Verbrauchern gebracht. An der Lippe sind auf ihrem Weg zum Rhein mehrere Kraftwerke und andere industrielle Wasserverbraucher, die gemeinsam das System betreiben. Rhein Abbildung 6: Zusatzwasser 1 10


an der Ems Standortwahl Für das KKE (Kernkraftwerk Emsland, RWE) wird das Wasser aus dem extra dafür angelegten großen Speichersee im Bedarfsfall benutzt. Der positive Nebeneffekt ist ein Naherholungsgebiet. Der Kanal von der Weser (Mittellandkanal) konnte nicht genutzt werden, da die Werra aus DDR-Kaligruben viel Salz mit sich brachte und Obstbauern das Kanalwasser nutzen. Abbildung 7: Zusatzwasser 2 Die Umwelteffekte sind bei Rückkühlung nur noch gering. Die Wasserführung wird leicht vermindert; das dem Fluss zurückgegebene (abgeschlämmte) Wasser ist besser gereinigt als bei der Direkt/Ablaufkühlung und zusätzlich entkarbonisiert (enthärtet). 11


Hybridkühlung Eine weitere Möglichkeit bietet die Hybridkühlung. Standortwahl Abbildung 8: Hybridkühlung (Quelle: Power Engineering International – Aug/Sep 1997) In Abbildung 8 dargestellt ist ein Hybridkühler mit saugenden Ventilatoren und seitlich angeordneten Rippenrohren zur Lufterwärmung. Es gibt auch andere Anordnungen, beispielsweise mit drückenden Ventilatoren (siehe nächste Seite). Die Hybridkühlung mit Ventilator wird trotz zusätzlichem Energieverbrauch eingesetzt, um den Kühlturm niedrig halten zu können und das Landschaftsbild zu schonen. Durch die Nass/Trockenkühlung werden die Kühlturmschwaden unterdrückt (bis auf kleine Dampfwölkchen an kalten Tagen, siehe Mollier-Diagramm). Als gutes Beispiel gilt das Neckartal. Abbildung 9: Nass/Trockenkühlung 12


Standortwahl Der Hybridkühlturm GKN II (Gemeinschaftkernkraftwerk Neckar, Block II), hat an der Basis einen Durchmesser von 160 m, eine Gesamthöhe von 51,22 m und eine Schlothöhe von 24,97 m. Der Mündungsdurchmesser des Turms beträgt 73,6 m. Bei Nassbetrieb wird der benötigte Luftstrom durch 44 Ventilatoren mit einem Gesamtleistungsbedarf von 8,14 MW, bei Hybridbetrieb durch weitere 44 Ventilatoren mit einem zusätzlichen Leistungsbedarf von 11,22 MW erzeugt. Quelle: Informationsbroschüre Gemeinschaftskernkraftwerk Neckar GmbH 1999 13


Standortwahl Trockenkühlung In Deutschland wurde bis zu seiner Sprengung auch die Bauform des Trockenkühlturmes verwendet (THTR in Hamm-Uentrop). In trockenen Gegenden gibt es die Trockenkühlung häufiger, oft mit Ventilatoren anstelle des Kühlturms. Trockenkühltürme benötigen eine erheblich größere Luftmenge als Nasskühltürme. Sie sind im Grundflächenbedarf und Bauvolumen entsprechend aufwändiger. Die Wasserführung erfolgt im geschlossenen Kreislauf (vergl. Autokühler). Der Kühlturm erzeugt den Zug und ersetzt damit den „Fahrtwind“. Der Nachteil an diesen Kühltürmen liegt in den hohen Baukosten und an der Problematik, dass die Kühlwassertemperatur immer über der Trockenlufttemperatur liegt (Bsp.: im Sommer 32 °C) und damit höher als die Feuchtlufttemperatur (Bsp.: selber Tag, aber 18 °C). Damit sind Dampftemperatur und -druck am Ende der Turbine höher als beim Nasskühlturm, folglich der Wirkungsgrad bei gleicher thermischer Leistung kleiner und dadurch die Kraftwerksleistung geringer. Abbildung 10: Trockenkühlung [Dub99] Fazit: Kühlwasser ist ein wesentlicher Faktor bei der Standortauswahl. 14


1.2 Infrastruktur Standort-Gegebenheiten für Betrieb: Standortwahl Menschen Bei Textilfabriken oder Elektronikartikeln beeinflusst das Vorhandensein von Menschen, die für relativ wenig Geld gute Arbeit leisten wollen und können, die Standortwahl. Beim KKW ist dies kein standortentscheidender Faktor; nicht spezialisiertes Personal (z.B. Schlosser) überall vorhanden; wenige Spezialisten ggf. von außen, oft „Heimkehrer" (Leute aus der Nachbarschaft, die zunächst dort keine Arbeit fanden); spezielle Ausbildung während KKW-Errichtung (steht vielen mit hinreichender Vorbildung offen). Bedarf an Menschen im KKW: inkl. Wachpersonal und Verwaltung ca. 300 Personen. Verkehrsanbindung (s.o.) Hilfsdienste außerhalb des KKW (Handwerker) Wohnungen, Geschäfte, Schulen, Kirchen etc. Kommunikationsmittel Die letzten vier Faktoren sind nicht standortentscheidend, da sie in der Regel vorhanden sind und die ergänzende Beschaffung keine Schwierigkeiten birgt. Hilfseinrichtungen am Kraftwerk: Zufahrten: Straße, Schiene, Wasserweg Zaun, Pförtner (Wachpersonal) Verwaltung: Verwaltungsgebäude, Sozialgebäude Werkstätten Lager (Ersatzteile) Versorgungsanschlüsse (Wasser, Strom, Kommunikation) Wasserfabrik: Deionat, Trinkwasser Feuerwehr, Fuhrpark etc.. Fazit: Erschlossener Standort = wichtiger Standortfaktor, da vieles schon vorhanden ist und nicht neu errichtet, ggf. nur erweitert werden muss. 15


1.3 Absatzmarkt Standortwahl 1. Strom Strom-Verbundnetz von Norwegen bis Sizilien, von Portugal bis Ungarn; der Strom wird aber nicht so weit transportiert. In Deutschland (West) im Mittel ca. 60 km; im allgemeinen beeinflussen Transporte in der Größenordnung von ca. 100 km den Standort nicht. Größere Transporte (über 100 km) im Verbundnetz bewerkstelligt man häufig über „Parallelverschiebungen“. z.B. Südfrankreich → Turin → Genua → Rom → Neapel Netto- Zufluss Abbildung 11: Parallelverschiebung Transportweite z.B. 1 000 km Netto- Entnahme Die Summe der differentiellen Transportweitenzunahmen ist deutlich kleiner als die Entfernung Südfrankreich-Neapel. Manchmal wird der Strom auch über 1 000 km transportiert, aber nur wenn der Strom lokal billig erzeugt wird (Wasserkraft) und der Strombedarf weit entfernt ist (z.B. Kanada: Labrador - Montreal/Toronto). In solchen Fällen wird die Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) bevorzugt. Gleichrichter und Wechselrichter sind zwar teuer, die Stromverluste auf der langen Strecke dafür vergleichsweise gering. HGÜ auch nötig bei Kabelstrecken über mehr als einige 10 km (insbesondere Meereskabel) wegen hoher elektrischer Kapazitäten (Blindleistungen) - am Ende geht kein Wechselstrom mehr durch. HGÜ zwingend für Verknüpfung von Netzen unterschiedlicher Frequenz (50/60 Hz in Japan) und unterschiedlicher Frequenzregelung (früher, z.T. noch Ost-Westeuropa). 16


Standortwahl 2. Wärme Prozessdampf für Industrie: KKW Stade (D); KKW Gösgen (CH); KKW Bruce (CDN): Bruce war mit Abstand größter Wärmelieferant der Welt, produzierte D2O für kanadische KKW; (inzwischen genug D2O erzeugt); dort siedelten sich zwischenzeitlich zusätzliche Wärmeverbraucher an. Fernwärme (KKW Beznau (CH), zahlreiche osteuropäische KKW). Standort bisher nicht wegen Wärmelieferung gewählt, ggf. vorhandenes KKW aber genutzt (Ausnahme auf dem Papier: KKW-Plan für BASF in Mannheim/Ludwigshafen in 70er Jahren). Transportweiten (wirtschaftlich) zum Wärmekunden: einige km zum Wärmenetz oder großen Abnehmer: wenige 10 km (max. 30 km). Lokal verbrauchbare Wärme bei KKW ist viel kleiner als abgebbare Wärme (Ausnahme: Kleine KKW, z.B. Versuchsreaktoren, in Zukunft vielleicht extra dafür konzipierte Modul- Reaktoren). 1.4 Wechselwirkungen des KKW mit der Umgebung 1.4.1 Wirkung des KKW auf die Umgebung (a) Radioaktive Stoffe Pessimistische Berechnung der radioaktiven Belastung; Beispiel: Jod aus KKW-Kamin → Kuh → Milch → Kleinkind (Unrealistische Abluftfahne, Kuh am ungünstigsten Aufpunkt, Kind trinkt nur Milch von dieser Kuh). KKW wird so gebaut, dass die zulässigen Werte wesentlich unterschritten werden. → nicht standortentscheidend (gilt für den Normalbetrieb). Evakuierung muss planbar sein (und geplant werden), schließt Standort aus, wo das nicht möglich ist (bei großen Unfällen); Ausnahme: Nachweis, dass im schlimmsten denkbaren Fall die Evakuierung nicht nötig ist. GaU: Größter anzunehmender Unfall, der noch beherrscht wird (keine wesentliche Auswirkung auf Umgebung). Super-GaU: schlimmster denkbarer Unfall → geht über GaU hinaus (nicht beherrschtes Ereignis, auslegungsüberschreitendes Ereignis). 17


Standortwahl „Artikelgesetz“ (neues deutsches Gesetz 1994): Keine größeren Auswirkungen in der Umgebung beim Super-GaU → interpretationsbedürftig: Interpretation steht noch aus, soll parallel zur Planung des EPR (Europäischer Druckwasserreaktor) erfolgen: Welche Folgen (Evakuierung/Umsiedlung/Erntevernichtung) - quantitativ - wären noch gesetzeskonform? Welche Fälle soll man noch betrachten (Abschneide-Kriterium)? Risikoabschätzung in diesen Grenzfällen sinnvollerweise nur deterministisch (nicht probabilistisch) durchführbar. Falls das Gesetz erfolgreich eingehalten werden kann, wird man trotzdem nicht in Stadtmitte bauen. Denkbare Ausnahme: Kleine Hochtemperaturreaktoren in Stadtmitte/Industrienähe möglich und bei Wärmeauskopplung sinnvoll. Beim THTR (Hamm-Uentrop) bereits nachgewiesen, dass Evakuierung im schlimmsten denkbaren Fall nicht nötig gewesen wäre. Voraussetzung für stadtnahe Errichtung: Akzeptanz der Bevölkerung. (b) Lärmentwicklung Regelung ist Ländersache: In NRW Abstandserlass: Abstand von Wohngebieten muss eingehalten werden. Außerdem darf Lärmentwicklung durch Transformator, Kühlturm etc. vorgeschriebene Lärmentwicklung im Wohngebiet nicht überschreiten. Der Nachbarlärm (z.B. Autobahn) wird nicht berücksichtigt (Messung in verkehrsschwächster Zeit oder Berechnung). Die Bestimmungen müssen eingehalten werden → teurer Lärmschutz kann Standort benachteiligen. (c) Wärme Wärmeabgabe über Kühlsystem; hier ist der optische Eindruck nicht zu vernachlässigen. Beispiel: KKW im Neckartal (Neckarwestheim), siehe Abbildung weiter oben. Lösung mit Ventilator-Hybridkühlturm sehr teuer, falls anderer Standort zu finden gewesen wäre, wäre man dorthin gegangen. 18


1.4.2 Wirkung der Umwelt auf das Kernkraftwerk Standortwahl (a) Natürliche Einflüsse Sturm (in den USA mit Telefonmast als Rammbock). Hochwasser: KKW darf nicht den Hochwasserabflussquerschnitt verengen. Erdbeben: Nicht standortbestimmend, da großräumig zu beachten. Abstand von Verwerfungen (D); Japan: Mögliche Erdbebenintensität aus Größe inaktiver Verwerfungen in der Umgebung abgeschätzt. KKW muss hier wie dort Erdbebenlasten aushalten; in D, bei relativ kleinen zu erwartenden Erdbeben z.T. stark übertriebene Anforderungen (Beispiel: Dübel für THTR-Kabelpritschen). (b) Zivilisatorische Einflüsse Flugzeugabsturz: Das KKW wird dagegen ausgelegt, trotzdem werden militärische Übungsgelände und Einflugschneisen von Flughäfen gemieden, letztere auch wegen Begrenzung der Bauhöhe. Explosionen: Munitionslager (geheim): Bundeswehr muss gefragt werden, teilt mit, ob KKW gebaut werden darf oder nicht. Chemieanlagen (vergl. 1.3, BASF): Ggf. Sondermaßnahmen oder hinreichende Entfernung nötig. Verkehrswege (Transport explosibler Stoffe): Abstand einzuhalten, abhängig von möglicherweise transportierter Menge explosibler Stoffe; wegen gewünschter Nähe zu Verkehrswegen evtl. Standortprobleme. Abbildung 12: Notwendig einzuhaltende Abstände Gegen den verbleibenden Explosionsdruck wird das KKW ausgelegt (siehe KPT I). 19


1.5 Administrative und politische Einflüsse 1.5.1 Administrative Einflüsse Standortwahl Folgende Pläne müssen vorliegen: Landesentwicklungsplan (LEP) in NRW und anderen (nicht allen) Bundesländern Gebietsentwicklungsplan (zuständig: Regierungsbezirk/-präsident) Flächennutzungsplan (zuständig: Gemeinde) Bebauungsplan (gibt an, wie viel % der Fläche im Mittel wie hoch bebaut werden darf) zuständig: Gemeinde Landesentwicklungsplan (LEP): In dichtbesiedelten Ländern (NRW) müssen für Vorhaben mit großem Flächenbedarf Flächen vorsorglich freigehalten werden. 1. Schritt Landesministerium schlägt Flächen vor nach Rücksprache mit in Frage kommenden Unternehmen; es werden mehr Vorschläge als nötig unterbreitet. 2. Schritt Gemeinden nehmen Stellung zu den Vorschlägen positiv: mögliche Steuereinnahmen, Arbeitsplätze negativ: Einschätzung, dass das Industrieunternehmen nicht kommt und die Fläche für andere Zwecke blockiert ist, z.B. für die Ansiedlung kleiner Gewerbe. Vorhaben, z.B. KKW abgelehnt: Wirtschaftliche Gründe, z.B. Tourismus gefährdet; allgemeine Ablehnung der Umweltbelastung/Kernkraft. 3. Schritt Zurück an das Ministerium; das Ministerium wertet die Stellungnahmen aus und berücksichtigt diese; bei KKW Rücksichtnahme auf eine Ablehnung bisher problemlos, da andernorts Zustimmung. Bei Müllverbrennungsanlagen oder Deponien kann eine allgemeine Ablehnung vorliegen; hier macht das Ministerium ggf. einen Plan nach objektiven Gesichtspunkten. Plan wird im Landtag verabschiedet und damit Gesetz, wenn es gar nicht anders geht, auch gegen den Willen einer Gemeinde. 20


1.5.2 Politische Einflüsse Falls der politische Wille gegen ein KKW ist, ist ein Standort nicht möglich. Standortwahl Problem: Änderung des politischen Willens (NRW) z.B. THTR Hamm-Uentrop: Nach kurzem Betrieb aus politischen Gründen stillgelegt. z.B. SNR Kalkar: Durch „Kalkarisierung“ (behördliche Prüfung ohne Aussicht auf Entscheidung) Inbetriebnahme verhindert. z.B. SWR Würgassen: Stillgelegt anlässlich anstehender Reparatur, da Kalkarisierung befürchtet; in anderen Ländern ähnliche Schäden an über 20 SWR, dort überall repariert (belegt Politik als Ursache für die Stillegung von Würgassen). Falls Ähnliches in Zukunft auch nur zu befürchten ist, kann KKW nicht errichtet werden (derzeit gültig für ganz D). Fazit: Politischer Einfluss hat große Bedeutung für den Standort. Folgerung: Standortverlagerung (innerhalb D oder D → Ausland) 1. KKW Hamm NRW, 1975, neben THTR geplanter DWR; Problem „Kalkarisierung“ → Errichtung bei Lingen, Emsland (Niedersachsen) ab 1982, Inbetriebnahme 1988. 2. Wiederaufarbeitungsanlage Gorleben: Hearing 1979 → Technik o.k. → Sicherheit o.k. → politische Durchsetzung nicht möglich (Ministerpräsident Albrecht, CDU). Alternative zunächst: Wackersdorf Bayern: Land (CSU-geführt), Gemeinde Wackersdorf (SPD-geführt) dafür → 800 000 Einsprüche aus Deutschland und Österreich, Demonstrationen u.ä. → Angebot der Wiederaufarbeitung aus Frankreich für 1/3 - 1/2 der Kosten, die in Wackersdorf angefallen wären (Preis überhöht durch geringe Leistungsgröße und deutschen Perfektionismus, u.a. höchste Sicherheitsmaßnahmen, z.B. Rückhaltung von Krypton). Fazit: Transport nach und Wiederaufarbeitung in Frankreich oder Großbritannien, Rücktransport verfestigter Abfälle (seit 1996) . 21


Randbedingungen an das Kernkraftwerk 2 Randbedingungen an das Kernkraftwerk (siehe auch Vertrag) Technische Randbedingungen: „Qualität des Stroms“ Abbildung 13: Strombedarf Kraftwerke werden im Sommerhalbjahr planmäßig vom Netz genommen und revidiert. Daher Reserveleistung (verfügbare Kraftwerksleistung abzüglich Spitzenstrombedarf) im Sommer ungefähr so groß wie im Winter. Reserveleistung auch durch Witterung (Wasserführung), unplanmäßige Ausfälle, politische Behinderung eines Wiederanfahrens von KKW, umwelt- und energiepolitische Gründe (z.B. möglichst kein Öl zur Stromerzeugung) eingeschränkt. Gas/Öl Laufwasser Abbildung 14: Jahresdauerlinie 22


Randbedingungen an das Kernkraftwerk Wind- und Solarstromerzeuger tragen zur Leistung nicht bei, da sie nicht sicher dann zur Verfügung stehen, wenn sie gebraucht werden. In Abbildung 14 ist die Jahresdauerlinie der vom Netz geforderten Leistung dargestellt. Leistung in kurzen Zeitabschnitten gemessen und nach Größe geordnet (wie Bücher im Bücherschrank). Die Kraftwerke werden fast ausschließlich nach den momentanen Kosten, im wesentlichen Brennstoffkosten, eingesetzt. Abbildung 15: Abflachung der Lastkurve mit Hilfe von Pumpspeicherwerken Kraftwerksbetrieb im Tagesverlauf hier Bedeutung der Mindestlast (bei Mittellastkraftwerken) gut zu erkennen; es gibt aber auch Kraftwerke, die jede Nacht abgestellt werden, insbesondere dort, wo der Anteil an Grundlastkraftwerken höher ist, siehe Abbildung 16 unten. Abbildung 16: Lastabdeckung mit hohem Anteil an Grundlast-Kraftwerken 23


Randbedingungen an das Kernkraftwerk KKW werden aus wirtschaftlichen Gründen meist nahe an der Vollast betrieben, müssen dem Strombedarfsverlauf aber folgen können. Wichtig: Mindestlast (wie weit kann ein Kraftwerk heruntergefahren werden, ohne dass es abgeschaltet werden muss) typische Werte 20 - (40)% der Nennlast. Ein Kraftwerk, das oft ab- und angefahren wird, unterliegt erheblichen Werkstoffbelastungen. 1. Lastfolgeverhalten, Anforderungen (a) Rampen Abbildung 17: Rampen Steigerung 10%/min, aber nicht über den ganzen Bereich: 60% Erhöhung in ca. 1 Std. Problem: Werkstoffermüdung durch Temperaturdifferenzen in dickwandigen Bauteilen; falls ∆T/∆t zu groß: Sekundärspannungen, Plastifizierung, später Risse; ∆T in dicken Wänden gemessen, ∆T/∆t durch Regler begrenzt. 24


(b) Bandfahren Abbildung 18: Bandfahren Randbedingungen an das Kernkraftwerk große Sprünge nach oben nötig bei Ausfall eines größeren Kraftwerkes nach unten nötig bei Ausfall eines Netzteiles. Früher: 10% Sprung/5 sec; Heute: 5% Sprung/5 sec (jeweils zwischen 40% - 100%); 2. Sprung in gleicher Richtung nach 5 min, bei mehreren Sprüngen hintereinander ist die Begrenzung die Rampe (s.o.); ein Kraftwerk muss Sprünge zwischen 2% und 5 (10)% im Lastbereich von 40% - 100% 100 000 mal ertragen. Wichtig ist ferner, dass sich das KKW bei einem Lastabwurf im Eigenbedarf fangen muss (Dampf zur Turbine abgesperrt, damit diese nicht durchdreht, dann wieder so viel Dampfzufuhr, dass der Generator genug Strom zur Deckung des Kraftwerkseigenbedarfs erzeugt); wegen schneller Temperaturänderung starke Werkstoffbeanspruchung; seltener Vorgang. Es wird vertraglich festgelegt: Auslegung (Berechnung) auf 40 Jahre; mit Liste, was das KKW in 40 Jahren aushalten muss, z.B. wie oft an- und abgefahren wird (aus welchem Zustand, kalt, warm, Nulllast, Volllast → in welchen Zustand); Liste von Störungen, z.B. Fangen im Eigenbedarf, große Störungen (selten), z.B. 1 Fall in 40 Jahren. → Ermüdung berechnet; Ermüdung muss unterhalb des zulässigen Grenzwertes liegen; bei bestimmten Apparateteilen, z.B. Wassereinspritzung in Frischdampf oder kalte Ventile, die gelegentlich heißen Dampf abblasen, ist der Nachweis auf 40 Jahre nicht möglich; falls reale Belastung der pessimistischen Berechnung entspricht, ermüdetes Teil auszutauschen und falls Lieferer vertraglich 40 Jahre Standzeit pauschal zusagte, muss er ggf. Austausch vornehmen (Rückstellung dafür – Mehrkosten). 25


Randbedingungen an das Kernkraftwerk 2. Spannung Die Spannung darf für 0,3 sec auf 85% der Nennspannung abfallen; das KKW muss dabei funktionsfähig bleiben, mit 100% der Nennlast. Bei 90% der Spannung sollen Hilfsantriebe die Leistung nicht wesentlich verringern. Problem: Motorerwärmung → elektrische Isolierung Leistung P = const; P = U • l = 0,9 Uo•1,1 Io Erwärmung ~ R I 2 steigt also um 1 2 0, 9 1 23, 4% Die Erwärmung muss durch die Auslegung der Motorwicklung (Isolierung) verkraftet werden. Diese Prämisse gilt nicht für Motoren beim Anlaufen, da hier der Motor ein Vielfaches an Strom zieht (der Zustand des Anlaufens ist nur kurz; mehrfaches Anlaufen hintereinander würde dagegen den Motor unzulässig erwärmen). 3. Frequenz Normalzustand 50 Hz KKW muss bei 47,5 Hz funktionstüchtig bleiben mit 100% bis 10 min. KKW muss bei 48,0 Hz funktionstüchtig bleiben mit 100% bis 20 min. Problem: Turbine Eine Turbine ist ein vielfach schwingungsfähiger Körper: Schaufeln, Torsionsschwingungen, Achse usw. → Resonanzbereiche. Auslegung: bei 50 Hz ist ein Schwingungstal (Minimum). 26


3 Vertrag 3.1 Eckpunkte Wirtschaftlichkeit eines Kraftwerks bestimmt durch: Preis (DM) Leistung (kW) Verfügbarkeit (h/a) Lieferzeit (a) (Bedeutung: wann verfügbar, wieviel Preissteigerung, Zinsen, Steuern, Personalkosten etc. bis Betriebsbeginn zu zahlen) Nettowirkungsgrad (kWhel/kWhth) oder Wärmeverbrauch (kWhth/kWhel) Vertrag Leistung, Preis, Lieferzeit, Wirkungsgrad im Vertrag festgehalten, Verfügbarkeit nur manchmal, nur bei neuartigen Anlagen und auch dies nur für eine begrenzte Zeit (z.B. 4 Jahre); Grund: Verfügbarkeit auch durch Betreiber beeinflusst; Lieferer muss Verantwortung abgeben können, will Bücher schließen. Wenn Leistung oder Wirkungsgrad nicht erreicht, wenn Lieferzeit überschritten (Lieferer verantwortlich), Vertragsstrafe (Pönale) fällig; bei manchen Verträgen im umgekehrten Fall auch ein Bonus (z.B. halb so hoch wie Pönale). Wenn Leistung/Wirkungsgrad um mehr als z.B. 10% unterschritten, Lieferzeit um mehr als z.B. 10 Monate überschritten, dann vertraglich Rücktritt möglich, d.h. theoretisch: Kraftwerk zurück, Geld zurück. Praktisch versucht man, den Schaden zu minimieren; Interesse des Bestellers, den Lieferer wirtschaftlich überleben zu lassen. Besteller wirtschaftlich schwer geschädigt, dafür in starker Verhandlungsposition. 3.2 Preis und Lieferumfang Preis für KKW von 1 250 MWel (netto) in den 80er Jahren rund 3,5 Mrd DM. Alles Wesentliche, was den Lieferumfang betrifft (auch: gewählte Werkstoffe u.v.a.m.), in mehrbändigem Angebot beschrieben. Im Vertrag allgemeine, klarstellende, abgrenzende und ergänzende Angaben zum Umfang der Lieferungen und Leistungen. Technische Angaben im Sicherheitsbericht, der die Grundlage der Genehmigung darstellt, sind ebenfalls zu erfüllen und insofern Vertragsbestandteil. Vollständigkeitsklausel: Was nirgendwo steht, weil es vergessen wurde oder eine geringe Bedeutung hat, was dennoch für die Funktion des KKW notwendig ist, muss auf Kosten des Lieferers zusätzlich erbracht werden. In Deutschland, im Gegensatz zu etlichen anderen Ländern, schlüsselfertige Bauweise des gesamten KKW (mit Ausnahme einiger definierter, meist peripherer Bereiche) üblich. 27


Vertrag Qualität der Ausführung möglichst im Angebot und im Regelwerk (ggf. geforderte von mehreren Güteklassen angeben) festzuschreiben. Wo solcher Bezug fehlt, soll das KKW mindest so gut sein wie ein im Vertrag definiertes Referenzkraftwerk; gleiches gilt für nicht zwingend erforderliche Ausstattungen (ggf. entsprechend mehr zu liefern). Beispiel: Helligkeit der Turbinenhalle mit Bezug auf Referenzkraftwerk auf Kosten des Lieferers verdoppelt. Bei Verkehrswegen, Stromleitungen, Wasserzu- und -ableitungen u.ä. wird durch Liefergrenzen bestimmt, wer was bis wohin liefert. Beispiele: Kraftwerkszaun; Unteroder Oberspannungsseite des Transformators. Der Bauherr (oder von ihm beauftragte Dritte) erbringen in der Regel (oder oft) folgende Lieferungen und Leistungen: Grundstück, Vermessung, Planierung, Baugrunduntersuchung: Risiko, Zaun; Beweissicherung: Radioaktivität in Umgebung vor Baubeginn Genehmigungsverfahren; Standortteil des Sicherheitsberichtes; (begleitende Kontrolle auf der Baustelle: letztere, wenn vertraglich so vereinbart, und vom Lieferer gegen Mehrpreis) Betriebspersonal für Inbetriebnahme etc., oft mehrjähriger Vorlauf; ärztliche Überwachung Anschlüsse an Wasserweg, Schiene, Straße; Parkplätze, Stromanschlüsse mit Mess-, Steuer-, Schutzleitungen, Fernmelde- und Wasseranschlüsse: Versorgung, Entsorgung – alles bis zur jeweiligen Liefergrenze Lieferung von Strom für Bauzeit/Inbetriebnahme, Wässer verschiedener Qualität, in definierter Menge, Entsorgung von Abwässern und von radioaktiven Abfällen, sofern sie bei ordnungsgemäßer Inbetriebnahme anfallen Baubaracken für das eigene Personal, Verwaltungs- und Sozialgebäude, Kantine fast alles Mobile: Ausstattungen von Labors, Werkstätten, Wäscherei, Hygienetrakt: Spinde etc., Verwaltungs-, Sozialgebäude, Pförtnergebäude, Garagen, Feuerwehr; Transporteinrichtungen, Brennelementtransportbehälter; Schutzkleidung/Ausrüstung, Strahlenüberwachungsgeräte; Turbinenöl, Schmieröl (z.T. nach Erstfüllung), Kraftstoffe für ordnungsgemäße Inbetriebnahme; Sonderwerkzeuge, Hebebühnen, Prüfroboter u.v.a.m., sofern nicht im Lieferumfang des Lieferers ((große) Transformatoren) (Kühlturm). 28


Vertrag Der Lieferer (oder von ihm beauftragte Dritte, ca. 700 Firmen) erbringen in der Regel: Errichtung, Inbetriebnahme, Probebetrieb des schlüsselfertigen KKW (außer Lieferungen und Leistungen des Bestellers) Sicherheitsbericht (Einbau Standortteil des Bestellers), Unterlagen für Genehmigungsverfahren, Unterstützung; begleitende Kontrolle in Werkstätten (nicht so oft: auf Baustelle) Angaben für Besteller: wann und wie dessen Leistungen zu erbringen sind; Ausbildung des Personals des Bestellers; Betriebsvorschriften; Anforderungen an Brennelemente (so dass auch die Konkurrenz liefern kann); Dokumentation Reserveteile (rechtzeitig mitzubestellen, dann billiger) bestimmte mobile Einrichtungen (meist im Angebot enthalten, wie Schraubenspannvorrichtungen, Einrichtungen für Brennelementwechsel etc.; zusätzlich z.B. Monitore, große Werkbänke). Regeln und Richtlinien bei Lieferungen stets einzuhalten. Falls im Entwurfsstadium: in Vertragsanhang definiert, was gilt (alte Fassung, neue Fassung im Entwurf, ganz oder teilweise - je nachdem, womit zu rechnen). Lieferungen und Leistungen können sich während der Bauzeit ändern durch: Forderungen der Genehmigungsbehörde (verbindliche Zusage, dass so ausgeführt, oder Auflage im Genehmigungsbescheid); Forderungen bei begleitender Kontrolle (Vorprüfung etc.); Änderung des Regelwerks gegenüber definiertem Stand (s.o.) Vorschläge des Lieferers (technisch bessere oder wirtschaftlichere Lösungen) Wünsche des Bestellers. Verantwortung bleibt beim Lieferer, kann deswegen ggf. Bestellerwünsche ablehnen. Besteller muss terminliche und preisliche Folgen tragen (auch Verbilligung möglich). Verteuerung durch Behördenforderungen vom Lieferer zum Teil (z.B. 1/3) bis zu bestimmter Maximalhöhe mitgetragen. Damit Blick für Angemessenheit einer Forderung geschärft; vom Lieferer keine Überperfektion angeboten (Ingenieur durch Kaufmann gezügelt). 3.3 Gewährleistungen Dauer: normal 8 - 10 000 h Betrieb, 2 Kalenderjahre; bei Bauten 5 Jahre normal, angesichts 5 - 6jähriger Bauzeit (Bauten meist am Anfang) oft weniger vereinbart (z.B. 3 Jahre ab Übergabe). Sonderregelungen, wenn Betrieb durch Behörden oder durch Störung unterbrochen. Auf jeden Fall gewisse Restgewährleistungszeit. 29


Vertrag Kraftwerk soll über 40 Jahre halten (in Zukunft bis zu 60 Jahre, KKW Emsland 90 Jahre); Planung auf Grundlage einer Liste von Vorgängen mit besonderer Materialbeanspruchung: An- und Abfahren, größere Laständerungen/Sprünge, Störungen etc.. Zulässige Materialermüdung, beim Reaktordruckbehälter zulässige Versprödung rechnerisch nachzuweisen. Falls Ermüdung rechnerisch unzulässig (etwas), realer, meist nicht so beanspruchender Betrieb abgewartet, notfalls Austausch auf Kosten des Lieferers, falls vertraglich so festgelegt. Aber keine Garantie (Grund wie bei Verfügbarkeit, s.o.). Ist ein Schaden prinzipieller Natur (tritt er innerhalb der Gewährleistungszeit immer wieder auf), muss grundsätzliche Abhilfe geschaffen werden. Bei Änderungen müssen Reserveteile mit geändert werden. Nimmt ein Hersteller zur Beseitigung eines Mangels Reserveteile vom Lager des Betreibers, muss er sie ersetzen (nicht: bezahlen). In Ausnahmefällen, falls der Betreiber zustimmt, ist Bezahlung möglich. Zeitraum und Methode, wann und wie Nennleistung und Wirkungsgrad zu messen, vertraglich festgelegt, ebenso Umrechnungskurve, falls Umgebungstemperatur von vertraglich unterstellter Temperatur abweicht. Werden Nennleistung/Wirkungsgrad nicht erreicht, muss Lieferer zunächst nachbessern (versuchen, die vertraglich garantierten Daten mit Zusatzmaßnahmen doch noch zu erreichen). Falls das nicht gelingt, ist Vertragsstrafe (Pönale) fällig. Pönale deckt nur kleinen Bruchteil des wirtschaftlichen Verlustes des Bestellers (1% Leistung entspräche etwa 60 Mio €), schmälert aber Gewinn des Herstellers erheblich. Damit Zweck (Hersteller strengt sich an) erreicht; auch wichtig: Verlust an Renommee. Bei Überschreiten gewährleisteter Werte in manchen Verträgen Bonus ausgelobt (üblich: halbe Höhe der Pönale); wirtschaftlicher Nutzen um ein Vielfaches größer. Geräuschpegel (im Kraftwerk und in der Umgebung) ebenfalls gewährleistet. Falls überschritten: Solange nachzubessern, bis zugesicherte Werte erreicht. Ausstieg aus solchem Bemühen mittels Pönale nicht möglich, da Betriebserlaubnis an Einhaltung der Geräuschpegel gekoppelt. Radiologische Fragen in Genehmigungsverfahren geregelt. Entsprechende Werte auch im Vertrag erwähnt. Auslegung und Berechnung mit großen Sicherheitsmargen. Reale Werte weit unterhalb zulässigen und garantierten Werten. 30


3.4 Liefertermin Vertrag Falls Lieferer an Überschreitung schuld, Pönale fällig; üblich: je vollendete Woche Pönale zahlen, bei KKW mit mehrjähriger Bauzeit je vollendeten Monat. Wirtschaftliche Bedeutung der Pönale wie bei Leistung/Wirkungsgrad. Bei Unterschreitung der Lieferzeit manchmal Bonus, z.B. in Höhe der halben Pönale (KKE: Bonus bis 6 Monate Lieferzeitverkürzung vereinbart, tatsächlich 8 Monate erreicht). Summe aller Pönalen vertraglich begrenzt; Rücktrittsrecht (s.o.), wenn Summe überschritten werden würde. Lieferer entschuldigt (exkulpiert) bei Lieferverzug, in Fällen von höherer Gewalt Arbeitskämpfen (Streik, Aussperrung), Aufruhr, Sabotage Feuer, das Lieferer nicht zu vertreten hat (wird sehr eng ausgelegt) Temperaturen unter -5 °C bei einer bestimmten Bauphase (KKW: Montage der Sicherheitshülle) Eingreifen oder Nichttätigwerden der öffentlichen Hand (insbesondere Verzögerungen im Genehmigungsverfahren), sofern Lieferer nicht daran schuld ist (z.B. bei unzureichenden Unterlagen; letzteres wird von der Behörde, falls sie im Verzug ist, grundsätzlich behauptet, schon um Schadensersatzklagen vorzubeugen; es kann schwierig sein zu entscheiden, wer an einer Verzögerung schuld ist, bei erklärtem politischen Willen wie im Falle Kalkar war es leider nicht schwierig) Falls Besteller seine Leistungen nicht rechtzeitig erbringt (Lieferer muss ihm allerdings rechtzeitig vorher mitgeteilt haben, was er wann benötigt) Ausschusswerden eines terminbestimmenden Lieferteils; Hersteller muss allerdings nachweisen, dass er alles getan hat, um das zu vermeiden: Wahl hochqualifizierter Werkstatt, Beachtung aller Regeln, zumutbare Vorsorge: bei „Meterware“ (Rohrleitungen, Kabel) und „Massenware“ (kleine Ventile, Pumpen, Instrumente) Bestellung zusätzlicher Längen oder Stücke (ggf. später Ersatzteil), sonst Bestellung von Halbzeugen (z.B. Turbinenwelle in geschmiedetem Zustand; falls eine Welle auf der Drehbank zu stark abgedreht - Ausschuss, aus Schmiedestück schnell Ersatz zu schaffen; falls dieser Fall nicht eintritt, kann Schmiedestück später für einen anderen Auftrag genutzt werden) In manchen Verträgen auch Ausschusswerden beim Transport (z.B. Absturz eines wichtigen Teils ins Meer), wiederum alle Sorgfalt vorausgesetzt; wo das nicht steht, wird vorausgesetzt, dass mit eben dieser Sorgfalt ein Schaden auszuschließen ist (Restrisiko beim Hersteller). 31


3.5 Preise, Zahlungsbedingungen Vertrag Der Preis, z.B. 3,5 Mrd DM, wird in Raten bezahlt, nach einem Zahlungsplan. Tatsächliche Zahlung oft an zahlungsauslösende Ereignisse gebunden (z.B. Beginn oder Abschluss bestimmter Betonierarbeiten, Fertigstellung wichtiger Komponenten), falls dadurch Endtermin beeinflusst. Hersteller legt gern zeitliche Puffer zwischen Ereignis und Zahlungstermin (in Maßen akzeptabel). Preis für Maschinen- und Elektrotechnik (MT/ET) und für Bautechnik (BT) gesondert ausgewiesen. Preisgleitung: Zum Zeitpunkt i zu zahlende Rate ändert sich nach folgender Formel: Wobei a + b + c = 1 R R i i0 M a b M L c L M: Preisindex für verschiedene Materialien, für MT/ET: Index für Eisen-, Stahl- und Temperguss (Statistisches Bundesamt) BT: verschiedene Indizes für Stabstahl, Bauhölzer, Sand/Kies, Zement, sonstige Stoffe (Formel hat hier fünf Glieder statt einem, die Summe aller Faktoren ist aber auch hier 1) L: Lohnindex, bei MT/ET: bestimmter Ecklohn in der Metallindustrie, einschließlich gesetzlicher und tariflicher Zuschläge BT: bestimmter Ecklohn eines Baufacharbeiters, mit Zuschlägen M0/L0: letzte bekannte Werte vor Vertragsabschluss Mi/Li: bei Ratenzahlung oder etwas davor (je nach Dauer statistischer Ermittlungen) gültige Werte. Im Vertrag Zeitpunkt jeweils genau definiert a: unveränderlicher Faktor; der Besteller hätte ihn gerne möglichst groß, der Hersteller möglichst klein; Beispiel 0,15 b: Faktor für Materialanteil (bei BT, wie gesagt, mehrere Faktoren) c: Faktor für Lohnanteil. i 0 i 0 32


Vertrag Normalerweise sind das feste Faktoren, die den durchschnittlichen Kostenteilen möglichst gut entsprechen. Bei langlaufenden Verträgen wie beim KKW können sie sich auch verändern: Sinkender Materialanteil zum Ende der Lieferzeit, dann nur noch Endmontage und Inbetriebnahme; in diesem Fall wären auch die Faktoren zu indizieren, nach der Formel: R R i i0 a b i Für den Fall, dass sich Verzögerungen ergeben (Nichteintreten auslösender Ereignisse), die vom Lieferer zu vertreten/nicht zu vertreten sind, enthält der Vertrag eine Reihe von Regelungen über Ratenzahlungen (verzögert/planmäßig) und über die Anwendung der Preisgleitung (ausgesetzt/nicht ausgesetzt). Bei größeren Verzögerungen ohne Schuld des Lieferers wird der Zahlungsplan neu verhandelt (mit Rücksicht auf den realen Kostenverlauf). Beeinflusst eine Verzögerung den Endtermin entgegen den Erwartungen nicht oder doch werden zu spät oder zu früh gezahlte Raten verzinst. Die Zahlung der letzten Rate wird stets an eine Bankbürgschaft, bei sehr großen Konzernen auch an eine Konzernbürgschaft gebunden. Sinn: Finanzielle Sicherung der Garantieleistungen. Manchmal wird vereinbart, dass der Besteller von der letzten Rate die erwarteten Kosten der Mängelbeseitigung zurückhalten kann. Bei KKW wird die Auszahlung eines Teils der letzten Rate (z.B. 10%) auch an die Lieferung der endgültigen Betriebsunterlagen gebunden (sehr wichtig, aber früher manchmal etwas zögerlich erstellt - Frage der Reife der Technik). 3.6 Planung Projektleitungen, Besprechungen, Protokolle, Terminpläne etc. vertraglich geregelt. Besteller kann überall mitwirken, Verantwortung bleibt beim Hersteller. Bei Einigung über Kosten und Termin kann Besteller Wünsche durchsetzen. Wichtig: Auswahl der Unterlieferanten (UL) (Anzahl der UL ca. 700) Gesichtspunkte: Bewährung/Qualität; Service: Erreichbarkeit im deutschen Sprachraum, zumindest Servicetochter hier; Bereitschaft zum Einsatz in KKW (ggf. Strahlenbereich); Unterlieferer in KKW-Nähe (Umgebung soll Nutzen haben) oder im Stromversorgungsbereich des Bestellers; Kosten (Hersteller-lnteresse). Vorgehen: Liste der (wichtigen) Komponenten, wo Besteller gefragt sein will. Hierfür macht Hersteller Liste anzufragender Unterlieferanten (Besteller kann begründet streichen oder hinzufügen). Klausel: Bevorzugung UL in KKW-Nähe/Versorgungsbereich (muss natürlich wettbewerbsfähig sein). Teilnahme des Bestellers an technischen Besprechungen mit UL möglich (selten genutzt, Kapazitätsproblem). Besteller könnte teureren UL bevorzugen, falls er Differenz zahlt und Hersteller zustimmt (nie genutzt); Besteller kann aber billigen UL ablehnen, falls Qualität oder Service objektiv gefährdet. M M i 0 c i L L i 0 33


Vertrag Im Vertrag verlangt, dass gleichartige Komponenten in den von den verschiedenen UL gelieferten Systemen gleichartig sind, z.B. kleine Pumpen, Ventile, Motoren, Instrumente. Grund: Geringerer Aufwand bei Lagerhaltung. Methoden, um das zu erreichen: Ausschreibung gleichartiger Komponenten, Auswahl des Anbieters mit dem besten Preis-Leistungsverhältnis, danach: entweder Vorschrift an Lieferanten von Subsystemen, diese Komponenten zu den vereinbarten Bedingungen zu beziehen oder Großeinkauf und Verteilung der Komponenten in jeweils benötigter Stückzahl an einzelne UL. Fertigung, Montage: Besteller kann sich vom Fortgang, Qualität stets vergewissern, auch bei UL (das aber nur mit Hauptauftragnehmer); zusätzliche Prüfungen zahlt Hersteller nur, falls tatsächlich Mängel aufgedeckt. Zusammenarbeit Besteller/Hersteller auf Baustelle geregelt. Ebenso Inbetriebnahmeschritte, Probebetrieb (Voraussetzungen, Dauer, Fahrprogramm, Kriterien für Erfolg, ggf. Wiederholung), Übernahme (Besteller muss bei gegebenen Voraussetzungen übernehmen, auch bei Vorliegen nicht wesentlicher Mängel; diese in einer - bei einem 3,5 Mrd DM-Auftrag naturgemäß umfangreichen - Liste festgehalten, in Gewährleistungszeit und/oder Revisionen abgearbeitet). Besonderes Augenmerk: Sicherheitstechnisch wichtige Systeme und Komponenten. Von der ersten Idee bis zur Stilllegung von Regelwerk und sachverständigen Prüfern begleitet. In sog. Vorprüfung Konzept, Konstruktion, Schweißplan, Werkstoffwahl, Festigkeitsberechnungen etc. geprüft. Fertigung kontrolliert. Sonderkapitel Schweißungen: Schweißer selbst wiederkehrend geprüft; Verfahrensprüfung (Nachweis der Eignung beabsichtigter Schweißung); Schweißzusätze (Maßnahmen gegen Verwechslung); Schweißvorgang (alle wesentlichen Daten protokolliert), Fortsetzung des Schweißens in Probestücke (aus gleichen Werkstoffen) hinein, letztere zerstörend geprüft; Prüfung der fertigen Schweißnaht (Ultraschall u.a.); Nullatlas; Druck- und Dichtheitsprüfung; in Betrieb: wiederkehrende Prüfung der Schweißnaht, Vergleich mit Nullatlas, Bewertung anhand bruchmechanischer Erkenntnisse; wiederkehrende Druckproben; zerstörende Prüfung von Proben, die exakt wie die Reaktordruckgefäßwand geschweißt und einem leicht erhöhten Neutronenfluss ausgesetzt wurden (Anordnung etwas näher am Reaktorkern als Druckgefäßwand); damit Maß der Neutronen(Gamma)versprödung voreilend bekannt. Auch sonst: Qualitätssicherungssystem des Herstellers geprüft, Fertigung selbst, fertige Produkte, Montage, Inbetriebnahme, Druck und Dichtheit, Funktion; wiederkehrende Prüfungen; Dokumentation aller Schritte. Stilllegung: Auch hier jeder Schritt zur Genehmigung vorzulegen und von Sachverständigen geprüft. 34


3.7 Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle Vertrag (hier nur in Bezug auf den Vertrag) Genehmigungsverfahren: Verantwortlich Betreiber (zahlt Gutachten, Gebühren); Hersteller liefert Sicherheitsbericht, Unterlagen (große Zahl), unterstützt (Besprechungen, Gerichtsverhandlungen etc.). Begleitende Kontrolle: Verantwortlich Hersteller (zahlt Vorprüfungen, Prüfungen in Werkstätten, manchmal auf der Baustelle - je nach Vertrag; in der Mehrzahl der Fälle trägt der Betreiber die Kosten für letztere). Vertrag regelt auch Organisation und Abwicklung, soweit Besteller und Hersteller betroffen. 3.8 Patente Bei Verletzung von Patenten kann KKW stillgelegt werden, sehr großer wirtschaftlicher Schaden. Hersteller muss alles tun, um so etwas abzuwenden: Maximale Sorgfalt, ggf. Befriedigung des Patentinhabers, notfalls Austausch betreffender Komponente. Besteller hilft. 3.9 Wohlverhalten, Schiedsgericht Vertrag versucht alle Eventualitäten (z.B. Verzögerungen aus den verschiedensten Gründen) in ihren Konsequenzen zu regeln. Trotzdem nicht vorher geregelte Situationen denkbar. Dann Regelung »im Geiste des Vertrages« auszuhandeln. Prinzip Fairness. Mögliche Streitpunkte: Umfang und Qualität der Lieferungen und Leistungen, Vorgehen bei Aufholen einer Verzögerung, Mängelbeseitigung, Bezahlung von Mehraufwand u.v.a.m.. Fast immer gütliche Einigung auf mittlerer Ebene, gelegentlich auf höherer. Ganz selten, nur wenn es um viel geht, ernsthafter Streit. Dann laut Vertrag nicht ordentliches Gericht, sondern Schiedsgericht zu bemühen (Ausnahme: nukleare Haftung): Eine Partei verfasst Klageschrift und nennt Schiedrichter ihrer Wahl, andere Partei muss in bestimmter Frist ihrerseits Schiedsrichter nennen (sonst vom Oberlandesgericht ernannt); beide müssen zeitlich befristet Obmann (mit Richterbefähigung) wählen (ggf. wieder vom OLG); Entscheid nach Vertrag und deutschem Recht. 3.10 Gefahrtragung, Haftung Stark verkürzt: Wessen Versicherung zahlt für wen in welchen Fällen. 3.11 Kündigung, Sistierung Besteller kann immer kündigen, trägt finanzielle Folgen (möglichst klein zu halten). Besteller kann auch Unterbrechung (Sistierung) verlangen, Folgen wie bei Kündigung. 35


Stromgestehungskosten k 4 Berechnung der Stromgestehungskosten k Hinzu kommen Stromverteilungskosten, die je nach Spannungsebene stark differieren; bei Niederspannungsabnehmern sind die Verteilungskosten wesentlich höher als die Gestehungskosten; am meisten muss der städtische Niederspannungsabnehmer für Steuern und andere, vom Staat auferlegte Lasten bezahlen: Konzessionsabgabe (Abgabe an die jeweilige Gemeinde), Stromsteuer, Einspeisevergütung für Strom aus erneuerbaren Energien (bei Wind und Sonne um den Faktor 5 - 40 überhöht) und für Strom aus Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung (Unterstützung von Kommunen, die solche Anlagen aus politischen Gründen gebaut haben, Argument der CO2-Einsparung oft unzutreffend), auf alles dann die Mehrwertsteuer. Allgemein: Für jedes Produkt gibt es Kosten, die unabhängig von der Produktion anfallen und Kosten proportional der Menge der erzeugten Güter. Das gilt auch für die Stromerzeugung. Hier kostet die Herstellung einer kWh: F k = b N H F = Festkosten [€/a] N = Kraftwerksnennleistung [MW] H = Volllastbenutzungsstundenzahl [h/a] H = elektrische Jahresarbeit Kraftwerksnennleistung b = hängt ab von Verfügbarkeit des Kraftwerks (eingeschränkt durch Brennstoffwechsel, Revision, technische und politische Störungen) und vom Einsatz gemäß Strombedarf; letzterer richtet sich nach den Brennstoffkosten: Da die Brennstoffkosten bei Kernkraftwerken niedrig sind, werden diese bevorzugt eingesetzt. arbeitsabhängige Kosten, fast ausschließlich Brennstoffkosten [¢/kWh] (Umrechnungsfaktoren 10 x weggelassen). 36


4.1 Festkosten F Stromgestehungskosten k F = A ( a + s + v + w + r ) + V + P + B A = Anlagekosten zum Zeitpunkt der Übergabe des Kraftwerks (DM) A = (P + BHEL) (1 + g + z) P = Anlagenpreis: 1982 ca. 3,5 Mrd DM für 1 250 MW oder rund 1 400 €/kW, 2001 ca. 2 Mrd. € für 1 500 MW, oder rund 1 300 €/kW, die spezifischen Kosten sind also in 20 Jahren leicht gefallen (Wettbewerb und technischer Fortschritt überwiegen Lohnkostensteigerungen und weitere Erhöhung der Sicherheit) BHEL = Bauherreneigenleistungen: einige 100 Mio €, je nach Abgrenzung des Lieferumfanges: z.B. mit/ohne Kühlturm; mit/ohne TÜV auf Baustelle g = Faktor für Preisgleitung z = Faktor für Zinsen und Steuern während der Bauzeit. 1. Rate (bei Vertragsabschluss) enthält keine Preisgleitung, muss aber über die ganze Bauzeit (z.B. 6 Jahre) verzinst und versteuert werden; letzte Rate (bei Übergabe) enthält nur Preisgleitung über die ganze Bauzeit. Mit den Inflationsraten in den letzten Jahrzehnten des 20. Jahrhunderts war in Deutschland: 1+g+z 1,5 Da der 1 überschreitende Teil dieses Faktors in erster Näherung der Bauzeit proportional ist und die Kosten erheblich steigert, gehen verstärkte Bemühungen dahin, die Bauzeit künftiger Kernkraftwerke zu verkürzen. Mit fortschreitender genehmigungstechnischer Reife ist das im Wesentlichen ein technisches Problem. Auch dank niedriger Inflationsraten und Zinsen wird der Faktor (1+g+z) in Zukunft deutlich geringer als 1,5 sein. genauere Berechnung der Preisgleitung Zinsen und Steuern P(1+g+z)= R i0(1+q) i (1+p) n-i Ri0 = Raten ohne Preisgleitung Q = mittlerer Prozentsatz der Preisgleitung i = Jahre ab Zahlung der 1. Rate p = mittlerer Satz für Zinsen und Steuern n = Jahre ab Zahlung der 1. Rate bis zur Übergabe 37


Stromgestehungskosten k Unter Berücksichtigung dieser Faktoren kostete ein Kernkraftwerk bei Übergabe 1989 weniger als 3 Mrd €. In Deutschland können Zinsen und Steuern während der Bauzeit abgeschrieben werden, d.h. 1989 standen weniger als 2,5 Mrd € zu Buch. In den USA dürfen Bauzinsen etc. erst nach vollständiger Fertigstellung des Kraftwerks abgeschrieben werden und belasten den Kunden dann stärker („rate shock"). Das Geld dafür wird als Eigenkapital (EK) und Fremdkapital (FK) (von Banken, Versicherungen) aufgebracht. EK stammt primär von den Aktionären, wird investiert, fließt durch Abschreibung zurück und steht dann für neue Investitionen zur Verfügung; durch nicht ausgeschüttete Gewinne (Rücklagen) kann das EK erhöht werden. (Achtung: Rückstellungen sind etwas anderes, nämlich vorsorglich beiseite gelegte Gelder für sichere oder wahrscheinliche spätere Verpflichtungen, hier: für Pensionäre, Entsorgung, Stilllegung.) Kommt man mit dem EK nicht aus, gibt es eine Kapitalerhöhung. (Falls Aktionäre, z.B. Kommunen, das Geld dafür nicht aufbringen können, gibt es ersatzweise komplizierte Konstruktionen.) Abschreibungen (= rückfließendes Kapital) und Rückstellungen erhöhen die Liquidität, haben aber nichts mit dem Gewinn zu tun (wird im politischen Raum oft nicht verstanden). Da sie von den Einnahmen abgezogen werden, kann man auch sagen, dass Abschreibungen und Rückstellungen den Gewinn mindern. Das Geld, was dann in der Kasse liegt, gehört den Aktionären (ist das, was sie ursprünglich einbrachten, plus evtl. zurückliegendem Gewinn, auf den sie verzichteten, der aber schon hoch versteuert wurde) oder es gehört den Pensionären, Entsorgern und Abrissunternehmen. Die „Bedienung“ des Kapitals kann annuitätisch erfolgen: a = Annuität (%/a). Die Annuität dient dem Vergleich der Wirtschaftlichkeit zwischen verschiedenen Kraftwerken (z.B. Kohle – Kernenergie) = Abschreibung (Eigen- und Fremdkapital) bzw. Tilgung (Rückgabe von Fremdkapital) plus Dividende (Eigenkapitalrendite) bzw. Zinsen (Fremdkapital) gemittelt über die Abschreibungsdauer von n Jahren (Finanzamt: n = 19); die Mittelung erfolgt mit der Formel p a = (diese Formel gehört zur Allgemeinbildung) n 1 ( 1 p) p = Mischzinssatz für Eigen- und Fremdkapital. Eigenkapital muss mindestens 1 / 3 betragen. 38


Beispiel: p = 8%; n = 19; damit a=10,4% d.h. im ersten Jahr 8% Zinsen, 2,4% Tilgung im 19. Jahr ca. 0,8% Zinsen, 9,6% Tilgung Abbildung 19: Tilgung 1 Stromgestehungskosten k Bei Fremdkapitalbelastungen von Immobilien (Hypotheken, Bauspardarlehen) wird üblicherweise annuitätisch verzinst und getilgt. (Hier und im Folgenden Begriffe verwendet, die für Fremdkapital üblich sind; die Methodik gilt gleichermaßen für das Eigenkapital.) Bedeutung des Zinssatzes: Der gewählte Mischzinssatz p für Eigen- und Fremdkapital ist bedeutend für die Bewertung der wirtschaftlichen Wettbewerbsfähigkeit von Kernkraftwerken (KKW). Das liegt daran, dass KKW spezifisch zwei bis drei Mal so viel kosten wie Kohle- und Gaskraftwerke. Der Vorteil der KKW liegt bei den niedrigen Brennstoffkosten. (Darüber hinaus ist zu erwarten, dass der historische Trend sinkender nuklearer und steigender fossiler Brennstoffkosten sich auch in Zukunft fortsetzen wird, letzteres insbesondere beim Erdgas.) Nimmt man nun hohe Kapitalkosten an (hohe, schnelle Kapitalrenditen), werden KKW gegenüber ihren Wettbewerbern benachteiligt. Bei längerem Zeithorizont, bei Berücksichtigung des sog. „goldenen Endes“ nach erfolgter Abschreibung (Stromerzeugung zu Kosten, die dann nur noch von großen, abgeschriebenen Wasserkraftwerken unterboten werden können) haben KKW dagegen komperative Vorteile. Manche Analysten rechnen die Inflationsraten vom Marktzins ab und rechnen mit sog. „realen“ Zinssätzen (Zinssätze, die sich bei ansonsten gleichbleibenden Bedingungen ohne Inflation ergeben würden). Hier wird mit Werten von beispielsweise 4,5%/a (Finnland) oder 6%/a (deutsche Studie) gerechnet, was beides relativ vorteilhaft für KKW ist. 39


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Stromgestehungskosten k Auf der anderen Seite liegt eine Renditevorgabe des RWE von 11%/a vor Steuern (EK-Anteil 1/3) sowie ein Zinssatz von 7,5%/a hier Fremdkapital (Anteil 2/3), gerechnet über eine wirtschaftliche Lebensdauer von 30 Jahren. Der Annuitätsfaktor liegt damit in der gleichen Größenordnung wie in dem oben gewählten Beispiel. RWE hat 1998 trotzdem noch einen Wettbewerbsvorteil gegenüber Importkohle errechnet. Eine gewisse Inflation wurde insofern berücksichtigt, als bei Importkohle eine Kostensteigerung von 1%/a angenommen wurde. Die niedrigsten Kosten ergaben sich laut RWE 1998 für erdgasgefeurte GuD-Kraftwerke (siehe Abbildung Seite 39). Mit der Preissteigerung für Erdgas in den Folgejahren gilt das nicht mehr. Unabhängig davon zeigt die Abbildung die großen Unterschiede in den Fixkosten und damit die entsprechende Bedeutung des Zinssatzes, der die Fixkosten wesentlich mitbestimmt. Für die beschriebenen Vergleichsrechnungen wird eine annuitätische Zinsung und Tilgung zugrundegelegt. Realiter wird bei Kraftwerken anders abgeschrieben bzw. getilgt: Entweder linear Oder degressiv Abbildung 20: Tilgung 2 41


Stromgestehungskosten k Degressiv: Tilgung in festem Prozentsatz vom Buchwert, z.B. 10% davon; das gäbe im 1.Jahr eine Tilgung von 10%, im 2. Jahr von 9%, im 3. von 8,1%. Wenn man an diesem Verfahren festhalten würde, wäre die Tilgungszeit unendlich mit immer kleineren Tilgungsraten. Daher geht man dann auf lineare Tilgung über, wenn die so errechneten Tilgungsraten größer werden als die degressiv errechneten. (Bei 10%/a sind das 10 Jahre vor Tilgungsende, bei Tilgung über 19 Jahre also ab dem 9. Jahr nach Tilgungsbeginn; im 10. Jahr selbst ist die degressive Abschreibung gleich der linearen und entspricht 3,874% des Buchwertes zu Beginn.) Die Zinsen – z.B. mit 8% des Buchwertes – nehmen rasch ab. Die (nicht zwingend auszunutzende) Erlaubnis zur degressiven Abschreibung wird vom Gesetzgeber manchmal gewährt, wenn die Konjunktur angekurbelt werden soll. Da lineare und degressive Abschreibung jedes Jahr unterschiedliche Zahlen liefern, sind sie für vergleichende Berechnungen von Stromgestehungskosten nicht geeignet. s = Steuersatz (%/a) s hängt ab von Dividende und Fremdkapitalzinsen; da die Steuersätze hierfür unterschiedlich sind, hängt s auch vom Verhältnis Eigen-/Fremdkapital ab. Früher gab es auch kapitalabhängige, ertragsunabhängige Steuern (heute nur noch für Grundstücke) Größenordnung: s = 2,5 bis 3%/a v = Versicherungssatz für Sachversicherung (sog. nukleare Feuerversicherung und Maschinenschaden- Versicherung) stark abhängig von Art und Umfang der Versicherung z.B. v = 0,5%/a w = Prozentsatz für Wartung und Instandhaltung und anderen extern bezogenen Leistungen (z.B. Wachpersonal) (Erfahrungswert) Größenordnung: w = 1%/a (traditionell bei Kohlekraftwerken etwas höher, da dort Verschleiß größer) r = Rückstellungen für Kraftwerksstilllegung und Nachbetriebsphase (einschl. kaufmännischer Sicherheit) 1996 mit ca. 0,6 Mrd € angesetzt, das sind 1,2 Mrd DM/19a = 63 Mio DM/a oder rund 1% von A; mit beginnenden Rückstellungen können Zinsen daraus gegen weitere Kosten-Steigerungen aufgerechnet werden; Überschüsse sind selbstverständlich zu versteuern. Mit den hier gewählten Zahlen (s sei = 2,7%) ergab sich (alle Zahlen bezogen auf ein sog. Konvoi-Kernkraftwerk der 1980er Jahre): A[a + s + v + w + r] = 3 Mrd € × 0,156/a = 468 Mio €/a (wegen der vorgezogenen Bezahlung der Bauzinsen, s.o., ist es realiter rund 1 / 6 weniger). 42


Stromgestehungskosten k Die übrigen Festkosten umfassen: V = Haftpflichtversicherung, weniger als 1 Mio €/a. Auch dieser relativ geringe Betrag ist, gemessen am realen Risiko noch viel zu hoch; Annahme: 10 000 Reaktorbetriebsjahre (bisher) 1 Mio €/Reaktorbetriebsjahr = 10 Mrd € Prämieneinnahmen. Ausgaben demgegenüber um Größenordnungen geringer (mit Harrisburg, ohne das technisch nicht vergleichbare Tschernobyl) P = Personalkosten (ohne externes Personal): 300 x 80 T€/a 24 Mio €/a (einschließlich aller Nebenkosten, Pensionsrückstellungen etc.), Stand 2000 B = Brennstoff-Festkosten; in etwa die Abschreibung und Verzinsung des im Reaktorkern investierten verzinsten Kapitals plus Rückstellung für den aperiodischen Teil der Entsorgung des Letztkerns. Berechnung wie folgt: Abzinsung/Aufzinsung aller Brennstoffkosten von vor Inbetriebnahme bis nach Stilllegung auf den Zeitpunkt der Übergabe (Barwertbildung), Substraktion der abgezinsten arbeitsabhängigen Brennstoffkosten, annuitätische Gleichverteilung der Differenz. Größenordnung B 15 Mio €/a Bei der Berechnung von B wird eine bestimmte Jahresstromerzeugung zugrunde gelegt; B ist dann B Z p a b N H a ni i ( 1 ) - a worin Zi = alle Zahlungen für den Brennstoffkreislauf vom Natururan für den Erstkern bis zur Endlagerung des Letztkerns zu den jeweiligen Zahlungszeitpunkten ni p = Satz für Zinsen und Steuern für Auf- und Abzinsungen (wie bei der Annuität, s.o.) ni = Zeit in Jahren vor einem Stichzeitpunkt (positiv) bzw. nach einem Stichzeitpunkt (negativ), zu dem die Zahlung Zi geleistet wird; Stichzeitpunkt zweckmäßigerweise = Übergabe Der Ausdruck in eckigen Klammern ist der Barwert aller Brennstoffkosten zum Stichzeitpunkt. 43


a = Annuität (s.o.) b = arbeitsabhängige Brennstoffkosten (s.u.) NH = Jahresstromerzeugung (s.o.) Stromgestehungskosten k a/a = soll andeuten: gleichmäßig angenommene Jahresbeträge können in gleicher Weise aufgezinst und (annuitätisch) verteilt werden Gesamte Festkosten: F 500 Mio €/a das sind etwa 1,5 Mio € pro Tag, an dem das Kraftwerk verfügbar ist. Bei den Festkosten ist noch zu unterscheiden zwischen Kapitalkosten, die eines Tages zu Null werden und zwar nach erfolgter vollständiger Abschreibung (Amortisation) und nach erfolgter Ansammlung der Stilllegungskosten (Verteuerungen der Stilllegung nach diesem Zeitpunkt werden in aller Regel durch Zinsgewinne aus diesen Fonds mehr als ausgeglichen) sonstige Festkosten. In Anlehnung an die angelsächsische Praxis werden sie auch in Deutschland als O&M-Kosten (für operation and maintenance) bezeichnet. Viele Autoren unterscheiden noch zwischen festen und variablen O&M-Kosten. Zu den letzten werden manchmal Brennelement-Entsorgungskosten gerechnet. (Hier werden sie den arbeitsabhängigen Brennstoffkosten zugeschlagen, mit Ausnahme des aperiodischen Anteils am Ende der Betriebszeit). Dann gibt es O&M-Kosten, die sich z.B. je nach Wartungsaufwand ändern können, die aber kaum etwas mit der Menge des erzeugten Stroms zu tun haben, also praktisch nicht arbeitsabhängig sind. (Hier werden sie den festen O&M-Kosten zugerechnet.) 44


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4.2 . Brennstoffkosten b (ohne Entsorgung) Stromgestehungskosten k Zusammensetzung der Kosten siehe „Brennstoffkreislauf“ vom Nov. 1979 (qualitativ). Quantitativ (Nachlade-Brennelement); Zahlen andauernden Änderungen unterworfen; hier beispielhafte Werte, die die Methodik zeigen: a) Natururan: kg Natururan kg Uran mit 4,0% U235 9,137 3 8 12 $ lb U O 3 8 1,178 lb U O lb U (unterstellt: Abreicherung des Natururans auf 0,3%) b) Konversion: 5 €/kg Unat 46 €/kg U (4,0%) c) Anreicherung: 5,356 Trennarbeitseinheiten (TAE) kg U (4,0%) bei Abreicherung auf 0,3 % d) Herstellung: ca. 380 €/kg U 2,2 lb U 1,1Euro kg U $ 82 Euro TAE 439 Euro kg U (4,0%) 313 Euro kg U (4,0%) Bei Erniedrigung der Abreicherung (z.B. auf 0,2%) wird weniger Natururan und mehr Trennarbeit benötigt. Für jedes Natururan-Trennarbeit-Preisverhältnis gibt es eine kostenoptimale Abreicherung. In dem gewählten Beispiel entspricht der relativ hohe Wert von 0,3% dem niedrigen Uranpreis. Uran und Dienstleistungen müssen vor Einsatz im Reaktor gekauft werden, so dass noch nennenswerte Zinskosten anfallen. Ein fertiges Brennelement mit 4,0% Anreicherung kostet daher mit diesen Zahlen zum Einsatzzeitpunkt etwa 1 200 €/kg U. Hiermit werden ca. 50 MWd/kg U (thermisch) erzeugt, das sind bei 33,8% Wirkungsgrad 50 MWd 24 h 0,338 405 600 kWh el/kg U kg U d Damit ergeben sich Brennstoffkosten (ohne Wiederaufarbeitung) von rund 0,3 cent/kWh. 50


4.3 Entsorgung Stromgestehungskosten k Für die Entsorgung gibt es zwei Pfade, mit und ohne Wiederaufbereitung (WA). Bis 1994 war die WA Pflicht. 1994 hat der Gesetzgeber die Möglichkeit geschaffen, zwischen den Pfaden mit und ohne WA zu wählen. Der Weg ohne WA ist billiger, konnte aber wegen vorhandener, langfristiger Verträge nicht gleich begangen werden. Die seit 1998 amtierende Bundesregierung will die WA bis zum Jahr 2005 beenden und dann nur noch die „Direkte Endlagerung“ als Entsorgungspfad zulassen (Stand 2001). 4.3.1 Pfad mit Wiederaufbereitung WA Dieser Pfad umfasst folgende Kostenbestandteile, mit in etwa folgenden Kosten (Stand 2000): WA einschließlich Transport zur WA (Bei der WA werden Uran, z.B. 94%, Plutonium, z.B. 1%, und Spaltprodukte, z.B. 5%, voneinander getrennt.) 1 400 €/kg U Fertigung von Uran-Plutonium-Mischoxid-Brennelementen (MOX-BE): 2 200 €/kg MOX-BE, das sind noch 1 820 €/kg Mehrkosten gegenüber einem Uran- BE (s.o.); da das Plutonium für rund ein Viertel einer Nachladung ausreicht, betragen die gemittelten Mehrkosten 1 820/4 = 455 €/kg U Fertigung von Brennelementen aus rezyklierbarem Uran (auch WAU genannt): 660€/kg U. Das sind rund 280 €/kg U Mehrkosten gegenüber einem BE aus frischem Uran. Da das „WAU“ wieder angereichert werden muss, reicht die Menge nur für rund ein Sechstel einer Nachladung; daraus ergeben sich gemittelte Mehrkosten von 280/6 = 47 €/kg U Endlagerung der verglasten Spaltprodukte (einschließlich Transport, Zwischenlagerung u.a.) Gesamtkosten der Entsorgung via WA rund 1 050 €/kg U 2 950 €/kg U Da die Kosten wesentlich später liegen als der Zeitpunkt der Verursachung (Abbrand im Reaktor) und der dann bereits kaufmännisch pflichtgemäß erfolgenden Rückstellung von Geldmitteln, müssten die Kosten um einen Zinsgewinn vermindert werden. Hier wird vorsichtshalber angenommen, dass spätere Kostensteigerungen den Zinsgewinn kompensieren. Bezogen wieder auf 405 600 kWh/kg U ergeben sich auf dem beschriebenem Wege Entsorgungskosten von über 0,7 cent/kWh. Das ist mehr als das Doppelte des Aufwandes, der für frische Uran-BE aufzubringen ist. 51


4.3.2 Pfad mit Direkter Endlagerung Stromgestehungskosten k Im Jahr 2000 wurde mit folgenden Kosten gerechnet: Zwischen- und Endlagerbehälter, diverse Transporte und Zwischenlagerung zusammen rund 580 €/kg U Konditionierung zum Zwecke der Endlagerung 520 €/kg U Endlagerung selbst 660 €/kg U Summe 1 760 €/kg U Hinsichtlich des möglichen Zinsgewinnes gilt das zuvor Gesagte. Wieder auf 405 600 kWh/kg U bezogen, kostet die direkte Endlagerung über 0,4 cent/kWh, also auch hier mehr als das „vordere Ende“. Im Jahr 2000 wurden noch etwas mehr als die Hälfte der Brennelemente aufgearbeitet, weniger als die Hälfte für die Direkte Endlagerung zwischengelagert. Für die gemittelten Entsorgungskosten wurden daher 0,6 cent/kWh angegeben. Mit den Kosten für das „vordere Ende“ ergeben sich insgesamt arbeitsabhängige Brennstoffkosten von 0,3 cent/kWh + 0,6 cent/kWh = 0,9 cent/kWh. Diskussion Es sei vermerkt, dass für das „vordere Ende“ bereits eine ausgereifte, dem Wettbewerb ausgesetzte Praxis existiert. Für das „hintere Ende“, die Entsorgung, fehlt es z.T. am Wettbewerb, z.T. an Praxis, z.T. an beidem. Die oben angegebenen Kosten sind sehr vorsichtig gerechnet, die Annahme weiterer Kostensteigerungen (in Höhe der Zinsgewinne) ist vermutlich falsch. Eher ist, wie die Erfahrung mit dem „vorderen Ende“ zeigt, mit fallenden Kosten zu rechnen. Die Kosten für das „vordere Ende“ haben sich in den letzten 20 Jahren mehr als halbiert. Berücksichtigt man die Geldentwertung, ist der Rückgang sogar noch deutlicher. Dazu hat die Steigerung des Abbrandes von damals typischerweise 33 MWd/kg U auf rund 50 MWd/kg U zu Anfang des neuen Jahrtausends wesentlich beigetragen. Dafür musste die Anreicherung, der Natururaneinsatz und auch der Fertigungsaufwand erhöht werden, wenn auch in einem größeren Verhältnis als 50/33. Weitere Kostensenkungen ergaben sich bei allen vorgelagerten Prozessen; besonders auffällig war der technische Fortschritt bei der Anreicherung. Die Entsorgungskosten sind in erster Näherung umgekehrt proportional zum Abbrand. Auch sie sind also, trotz aller kaufmännischen Vorsicht, deutlich gefallen. Der Übergang vom Pfad mit Wiederaufbereitung zum Pfad mit Direkter Endlagerung trägt 52


Stromgestehungskosten k weiter dazu bei. Weder beim einem, noch beim anderen Entsorgungspfad sind aber die Kostensenkungspotentiale (ohne Verminderung der Sicherheit, oft mit Erhöhung der Sicherheit) ausgeschöpft. Mit einiger Wahrscheinlichkeit ist mindestens eine Halbierung möglich. Was auf jeden Fall für eine Kostensenkung sorgt, ist die weitere, kontinuierliche Erhöhung des Abbrandes: 60 MWd/kg U werden konkret angestrebt, erste Versuchserfahrungen mit 70 MWd/kg U sind bereits gewonnen (2001). Langfristig lassen sich Gesamtkosten von 0,5 cent/kWh erwarten. 4.4 Gesamte Stromgestehungskosten Hier ist, wie gesagt, zwischen voll abgeschriebenen und neuen Kernkraftwerken zu unterscheiden. Ferner ist zu zeigen, inwiefern unterschiedliche Kraftwerkstypen für unterschiedliche Aufgaben (Grund-, Mittel-und Spitzenlast) die bestgeeigneten sind. 4.4.1 Stromgestehungskosten bei abgeschriebenen Kraftwerken Hier sind neben Brennstoffkosten einschließlich Entsorgung nur die laufenden Kosten für eigenes und Fremdpersonal (z.B. für Bewachungsdienstleistungen), Revisionen (viel Fachpersonal), Wartung und Instandhaltung, Sach- und Haftpflichtversicherung etc. zu bezahlen. Oft kommen Nachrüstungen und Abschreibungen auf Nachrüstungen dazu. Gewinne und damit auch gewinnabhängige Steuern werden hier nicht berücksichtigt. Sie ergeben sich erst aus der Differenz zwischen Marktpreis und Kosten. Früher, bevor der Markt liberalisiert war, wurde ein fester Gewinn einkalkuliert, der Preis danach berechnet und der Strompreis-Aufsichtsbehörde (für Tarifabrechner) zur Genehmigung vorgelegt. Die Festkosten (alles außer Brennstoffkosten) sind auf die erzeugte Strommenge zu beziehen. Hier ist zu berücksichtigen, dass die deutschen KKW nach ihrer Inbetriebnahme mit verbesserten Turbinen ausgerüstet wurden, was den Wirkungsgrad und – bei gleicher thermischer Reaktorleistung – die elektrische Leistung erhöht. Bei wenigen (einigen?) Reaktoren wird auch die Reaktorleistung nach einem umfänglichen Genehmigungsverfahren gesteigert. Die beschriebenen Festkosten unterliegen naturgemäß gewissen Schwankungen. Nehmen wir beispielsweise einen Betrag von 100 Mio €/a an und beziehen ihn auf die bei grossen KKW typischerweise erzielten 11 Mrd kWh/a, ergibt sich ein Festkostenanteil von 100 Mio Euro 0, 9 cent/kWh 11 Mrd kWh Zusammen mit den Brennstoffkosten in gleicher Höhe ergeben sich gesamte Stromgestehungskosten von 0,9 cent/kWh + 0,9 cent/kWh = 1,8 cent/kWh. 53


4.4.2 Stromgestehungskosten bei neuen Kernkraftwerken Stromgestehungskosten k Technik und Wettbewerb haben bei allen Kraftwerken und auch bei den Brennstoffen seit den 1980er Jahren zu erheblichen Preissenkungen geführt. Auch die Zinsen sind heute oft niedriger als damals. Daher sind die alten Zahlen heute nicht mehr brauchbar. Neuere Daten sind oft theoretisch, teils überholt, teils zu niedrig. Wirklichkeitsnah ist man nur dann, wenn man eigenes Geld für ein Kraftwerk auszugeben beabsichtigt. Das ist in Westeuropa, soweit KKW betroffen sind zu Anfang des Jahrhunderts nur in Finnland der Fall. Eine Kurzfassung der dort berechneten Stromgestehungskosten im Vergleich mit GuD-, Kohle- und Torfkraftwerken ist vollständig als Anlage beigefügt. Dazu ist folgendes zu bemerken: Die Investitionskosten beinhalten Bauzinsen, aber keine Steuern und keine Preisgleitung. Der Erstkern wird hier den Investitionskosten zugeschlagen. (Das führt zu ähnlichen Ergebnissen wie die genauere Methode, die im Skript weiter oben dargestellt wurde.) Die spezifischen Investitionskosten zwischen den verglichenen Kraftwerken differieren, wie gezeigt, enorm. Für die Kernenergie vorteilhaft ist der niedrige Zinssatz von 4,5%/a. Offenbar wird hier mit einem inflationsbereinigtem Wert gerechnet. Die nuklearen Brennstoffkosten enthalten nur das „vordere Ende“, die zu Grunde gelegten Zahlen sind ähnlich wie die im Skript und führen daher zu einem nahezu identischem Ergebnis. Die Entsorgungskosten (wie auch die Stilllegungskosten) wurden zu den variablen O&M-Kosten zugeordnet. In Finnland muss man dafür eine von der Regierung festgesetzte Summe pro kWh (damit arbeitsabhängig) in einen Fonds einzahlen, während in Deutschland der Betreiber verpflichtet ist, dafür Rückstellungen zu bilden. Kaufmännische Vorsicht und preistreibende politische Praxis führen in Deutschland zu wesentlich höheren Werten für diese Posten als in Finnland. 54


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Stromgestehungskosten k Tafel 2 (in der Abbildung Seite 55) gibt die Gesamtkosten in €/MWh wieder. Streicht man eine Stelle ab, so erhält man c/kWh (z.B. 30 €/MWh = 3 c/kWh). Bemerkenswert ist, dass die Vollkosten bei 8 000 h/a (das entspricht etwa den o.g. 11 TWh/a für ein großes deutsches KKW) mit 2,145 c/kWh nur wenig über den o.g. 1,8 c/kWh für ein voll abgeschriebenes deutsches KKW liegen. Die wesentlichen Ursachen dafür wurden schon genannt: Niedriger Zinssatz und niedrigere Entsorgungs-und Stilllegungskosten. (Für die Stilllegung geplant: Nutzung der Endlager für schwach radioaktive Teile, die für jeweils weniger als 20 Mio € an den beiden finnischen Standorten in den Granit getrieben wurden.) Aus den Zahlen der Tafel 2 kann man rückwärts die Formel ermitteln, mit der die einzelnen Werte ausgerechnet wurden. Sie lautet: 121450 Euro/a k 6,27 Euro/MWh MW H (h/a) Darin entspricht H (h/a) der Volllast-Ausnutzung des Kraftwerks. Diese Formel entspricht derjenigen, die ganz am Anfang des Kapitels 4 genannt wurde. Rechnet man weiter zurück, ergeben sich Festkosten für ein 1250 MW-KKW von 121450 Euro/a MW 1250 MW 151,8 Mio Euro/a das ist ein knappes Drittel des Wertes, der oben mit anderen Zahlen für ein KKW der 1980er Jahre errechnet wurde. Die variablen Kosten von 6,27 €/MWh sind die Summe der Brennstoffkosten (2,86 €/kWh) und der variablen O&M-Kosten (3,41 €/kwh), die, wie gesagt, Entsorgung und Stilllegung umschließen. Auch in Deutschland kommt man bei künftigen KKW (1 528 MW-EPR) zu deutlich niedrigeren Kosten als früher. 58


Aus der Abbildung Seite 39 lässt sich in etwa ablesen: oder 360 000 DM/a k 10 DM/MWh MW H (h/a) 185 000 Euro/a k 5,13 Euro/MWh MW H (h/a) Stromgestehungskosten k Die letztere Zahl enthält, im Gegensatz zu Finnland, keine Stilllegungskosten. Die bereits diskutierte, deutliche Senkung der Entsorgungskosten ist für ein solches, zukünftiges KKW schon eingerechnet. 4.4.3 Vergleich verschiedener Kraftwerkstypen Darstellungsweise: Die finnische und die deutsche Studie vergleichen das KKW mit anderen Kraftwerken. Das lässt sich graphisch darstellen. Üblich ist die Auftragung der €/MWh oder c/kWh über der Volllaststundenzahl H (h/a), was typischerweise so aussieht: Abbildung 21: Kraftwerkstypenvergleich 1 59


Stromgestehungskosten k Darin ist (a) ein Kraftwerk mit hohen Kapital- und niedrigen Brennstoffkosten, (b) ein Kraftwerk mit mittleren Werten und (c) ein Kraftwerk mit niedrigen Kapital- und hohen Brennstoffkosten. Eine andere Darstellung zeigt den Aufwand in €/kWa wieder über der Volllaststundenzahl: Abbildung 22: Kraftwerkstypenvergleich 2 Hier kann man mit Geraden arbeiten und geht bei H = 0 nicht gegen . Trotzdem ist die entsprechende Darstellung häufiger anzutreffen. Unabhängig von der Darstellungsweise: Unterhalb von x (h/a) ist das Kraftwerk (a) das wirtschaftlichste (Spitzenlast), zwischen x und y (h/a) ist das Kraftwerk (b) das optimale (Mittellast), oberhalb von y (h/a) kostet das Kraftwerk (c) (Grundlast) am wenigsten. Ein Energieversorger, der alle Lastarten zu bedienen hat, ist daher gut beraten, alle drei (oder mehr) in seinem Kraftwerkspark vorzuhalten. Im finnischen Beispiel (Tafel 2) erzeugt das KKW den Strom oberhalb von 5 650 h/a (siehe Text) billiger als das Kohlekraftwerk (Punkt y). Unterhalb von etwa 4 300 h/a (Punkt x) ist das Gaskraftwerk wiederum billiger als das Kohlekraftwerk. (Mit hohen Gaspreisen würde sich der Punkt x nach unten verschieben.) Hier nicht dargestellt sind Gasturbinen, die in der Anschaffung noch billiger sind als ein gasgefeuertes GuD-Kraftwerk, aber aufgrund ihres relativ schlechten Wirkungsgrades hohe Brennstoffkosten aufweisen. Bei sehr niedrigen Benutzungstundenzahlen sind sie aber die wirtschaftlichsten Stromerzeuger. Gar keinen Schnittpunkt mit den übrigen Kraftwerken hat das Torfkraftwerk. Es ist also in allen Lastbereichen teurer und hat daher keine Chancen verwirklicht zu werden (außer es ist politisch gewollt und wird entsprechend subventioniert). 60


4.4.4 Ergänzende methodische Bewertung Stromgestehungskosten k Die Wirtschaftlichkeitsberechnungen gehen meist davon aus, dass sich die Verhältnisse nach Inbetriebnahme nicht wesentlich ändern. Falls sie das in voraussehbarer Weise doch tun, kann man das kaufmännisch durch die Barwertmethode (ähnlich der Berechnung der Brennelement-Festkosten von KKW) berücksichtigen: Alle Kosten und Stromerträge der Jahre i nach Übergabe werden mit (1 + q) -1 auf das Jahr der Übergabe umgerechnet und die so ermittelte Summe der Kosten durch die ebenso ermittelte Summe der Stromerträge geteilt; q = fester Abzinsungsfaktor, dem meist ein Betrag für Steuern zugerechnet wird; z.B. q = 10%. So lässt sich beispielsweise berücksichtigen, dass die Brennstoffkosten von KKW voraussichtlich weiter sinken werden (technischer Fortschritt in allen Bereichen des Brennstoffkreislaufs bei weiter gesteigertem Abbrand), während die Kohlepreise doch wieder steigen werden. Am Ende der Abschreibungszeit profitiert das KKW zudem von einer größeren Kostenentlastung als das (billigere) Kohlekraftwerk. 4.5 Wind und Sonne Da Wind und Sonne nicht zuverlässig zur Verfügung stehen, ersetzen sie keine Leistung, sondern nur arbeitsabhängige Betriebskosten. Der Wert von Wind- und Solarstrom liegt daher bei 1-2 cent/kWh. In anderen Ländern, wo die Erzeugung von Strom aus Wind und Sonne ungefähr dem Bedarf folgt (z.B. für Klimatisierung und Pumpen von Wasser), ist der Wert der so erzeugten kWh entsprechend höher (Leistungsbeitrag). 61


5 Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle Genehmigungsverfahren: Verfahren, in dem entschieden wird, ob und wie (mit welchen Modifikationen) ein beantragtes Vorhaben ausgeführt werden darf. Die Zuständigkeit liegt bei der Genehmigungsbehörde (Land). Begleitende Kontrolle: Verfahren, wodurch sichergestellt wird, dass ein Vorhaben regelgerecht und wie genehmigt ausgeführt (und später betrieben und stillgelegt) wird; zuständig ist hier die Aufsichtsbehörde (Land). 5.1 Genehmigung von Kernkraftwerken (1) Nach §7 Atomgesetz (AtG): Im folgenden ausführlich behandelt. (2) Baurechtliche Genehmigungen. In mehreren Bundesländern ist das atomrechtliche Verfahren integriert, nicht aber beispielsweise in Bayern. Verwaltungsgebäude und ähnliche unterliegen in jedem Fall einer gesonderten Baugenehmigung. Zuständig: Kreis oder Stadt. Verfahren nach §4 Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG). Im wesentlichen Kühlturm; Transformatoren (wegen Lärm) nur außerhalb von Kraftwerken nach BImSchG zu genehmigen; Notstromdiesel zeitweilig auch Gegenstand des BImSchG. Früher war der Kühlturm oft in das atomrechtliche Verfahren integriert. Nach Meinung des Bundesverwaltungsgerichtes: Fehlerhaftes Ermessen der Behörde. Das KKW Mühlheim-Kärlich stand wegen dieses Formfehlers 9 Monate still, währenddessen der Kühlturm ein 2. Mal ohne jede sachliche Änderung genehmigt wurde. Volkswirtschaftlicher Schaden: Mehrere 100 Mio DM, je nachdem wie gerechnet (Vollkosten oder Differenzkosten). Der Kühlturm wurde noch für andere KKW zweimal genehmigt, jedoch während der Bauzeit. Zuständig: Landesbehörde, in NRW die gleiche wie für das Verfahren nach AtG. 62


Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle (3) Wasserrechtliche Erlaubnis oder Bewilligung nach §2, §3 Wasserhaushaltsgesetz (WHG) Wasserentnahme aus Fluss und Grundwasser, Wassereinleitung vor/nach Beginn des Reaktorbetriebes: Welche Mengen mit welchen organischen, anorganischen und radioaktiven Stoffen, mit welcher Temperatur und welchem Sauerstoffgehalt; Grundwasserabsenkung zur Gebäudegründung (samt Ableitung); Beherrschung des schnelleren Regenabflusses (Bodenversiegelung durch Gebäude und Straßen); Verfahren parallel zu den Verfahren (1) bis (3); zuständig Wasserbehörden der Länder. Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP): Noch keine Praxis 5.2. Atomrechtliches Genehmigungsverfahren Aufteilung in folgende Schritte üblich: 1. Teilerrichtungsgenehmigung (TEG): Umfasst Konzept der Anlage als Ganzes sowie einen großen Teil der Gebäude. Besonderheit: Einbeziehung der Öffentlichkeit, um deren berührte Interessen, die der Genehmigungsbehörde unbekannt sein können, kennen zu lernen. Weitere TEG, früher recht viele, in der jüngeren Vergangenheit nur noch zwei bis drei z.B.: 2. TEG für Maschinen- und Elektrotechnik und weitere Gebäude 3. TEG für Beladen des Kerns. Abschließend: 4. TEG-Betriebsgenehmigung, früher oft vorläufig oder auch in Teilschritten, heute meist eine Genehmigung mit Freigabevorbehalten für die einzelnen Inbetriebnahmeschritte. In Zukunft angestrebt: Nur noch eine Genehmigung für Errichtung und Betrieb, falls nicht durchsetzbar: nur noch eine Genehmigung für die Errichtung. Vorteil: größere politische Sicherheit, geringere Gefahr der Verzögerung während der Errichtung; Nachteil: Alle sicherheitstechnischen Unterlagen müssen vor Baubeginn fertiggestellt sein, und zwar um so viel eher, dass Begutachtung und Bearbeitung durch die Behörde einschließlich Öffentlichkeitsbeteiligung möglich ist. 63


Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle Am Genehmigungsverfahren beteiligt sind (allgemein): Behörden Gutachter Betreiber (als Antragsteller) Hersteller (ggf. als Mitantragsteller- je nach Wunsch der Behörden, auf jeden Fall als Quelle der meisten bedeutsamen Informationen) Öffentlichkeit (bei der 1. TEG); bei Änderung von wesentlichen Genehmigungsvoraussetzungen, die der 1. TEG zugrunde lagen, muss die Öffentlichkeit erneut beteiligt werden; was wesentlich ist, ist bundesbehördlich festgelegt. Federführend ist die eigentliche Genehmigungsbehörde, eine Landesbehörde; in NRW das Ministerium für Wirtschaft, Mittelstand und Technologie, dem auch die Förderung der Kernenergie obliegt. In anderen Bundesländern sind die beiden Funktionen auf unterschiedliche Ministerien aufgeteilt, was prinzipiell besser ist. Die Landesbehörde wird im Auftrag des Bundes tätig, vertreten durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, BMU (früher Bundesministerium des Innern, BMI); das BMU ist gegenüber der Landesbehörde weisungsberechtigt; bei den einzelnen Genehmigungsschritten teilt das BMU der Landesbehörde per Weisung mit, welche Punkte aus seiner Sicht bei der Genehmigung berücksichtigt werden müssen. Die Weisungsberechtigung gilt auch gegenüber den Aufsichtsbehörden des Landes; in jüngerer Zeit, bei unterschiedlichen politischen Auffassungen über die Kernenergie, hat das BMU einige Male Landesbehörden angewiesen, anders zu verfahren, als diese wollten (z.B. einer Wiederinbetriebnahme zuzustimmen). Zur Klärung, wie weit der Bund dabei gehen darf, wurde das Bundesverfassungsgericht angerufen; dieses urteilte, dass der Weisung des Bundes auch dann zu folgen ist, wenn diese (tatsächlich oder nur nach Meinung des Landes) rechtswidrig sei (Frage der Verantwortung). Neben den federführenden Landesministerien und dem BMU werden zahlreiche andere Behörden und Ämter in das Genehmigungsverfahren einbezogen, u.a. Bundeswehr (mögliche Kollisionen)* Bundespost (Kommunikation)* Bundesbahn Wasser- und Schifffahrtsdirektion/Ämter unter Mitwirkung der Wasserverbände Landes-Innenministerium mit unterer Baubehörde für den Bauteil sowie für Katastrophenschutz/Objektschutz Landesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Forsten mit zugeordneten Ämtern, Kammern und Anstalten (Ökologie, Wasser, und Abfall) u.a. für Natur- und Landschaftsschutz Landesministerium für Arbeit, Gesundheit und Soziales (in NRW früher für das Genehmigungsverfahren zuständig) 64


Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle das für Raumplanung zuständige Landesministerium samt zugeordneten Planungsräten, Siedlungsverband etc. Flugsicherung Straßenbauämter Staatliches Materialprüfungsamt Zuständiger Regierungspräsident mit zugeordnetem Gewerbeaufsichtsamt und Amt für Wasser- und Abfallwirtschaft Alle betroffenen Kreisverwaltungen und Gemeinden (zumindest so weit in Katastrophenschutz-Planung einzubeziehen). Diese Liste ist ein Beispiel und kann in konkreten Fällen (anderen Bundesländern) anders aussehen. * gilt für 1980er Jahre, neuere Praxis liegt noch nicht vor Diese anderen Behörden und Ämter verhandeln grundsätzlich nur mit der Genehmigungsbehörde (Kanalisierung), Anforderungen zusätzlicher Unterlagen werden über die Genehmigungsbehörde an die Unterlagenersteller weitergegeben; ebenso kann die Genehmigungsbehörde die Erstellung zusätzlicher Gutachten veranlassen. Die abschließende Stellungnahme der anderen Behörden und Ämter kann Forderungen oder Wünsche enthalten, was alles bei der Genehmigung des KKW zu berücksichtigen sei (z.B. spezielle Messgeräte oder ganze wissenschaftliche Messprogramme). Im Ermessen der Genehmigungsbehörde liegt es, das in den Genehmigungsbescheid zu integrieren oder auch nicht. Im späteren Verlauf der Abwicklung gibt es auch direkte Kontakte zwischen Betreiber/Hersteller und anderen Behörden und Ämtern, z.B. der unteren Baubehörde, dem Gewerbeaufsichtsamt, der Feuerwehr etc.. Zur Beurteilung der Genehmigungsunterlagen zieht die Behörde Gutachter zu (die der Antragsteller bezahlen muss, ebenso wie Gebühren zur Abdeckung der Kosten der Behörde). Zu den Gutachtern gehören: TÜV (für Maschinen- und Elektrotechnik) Baustatiker Baugrundgutachter Seismologen Meteorologen (meist Deutscher Wetterdienst) Hydrologen Radiobiologen (Land, Fluss) Brandschutz-Gutachter Schallschutz-Gutachter Landschaftsschutz-Gutachter Sabotageschutz-Gutachter Gutachter für Einwirkungen von außen 65


Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle Ergonomie-Experten (Mensch-Maschine-Wechselwirkung, insbesondere auf der Warte) (Gutachter für die letzten drei Punkte meist Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit, GRS) Ggf. noch weitere (z.B. Nuklearmediziner). Der nach BImSchG zu genehmigende Kühlturm wird ebenfalls in vieler Hinsicht begutachtet (Wärme, Feuchte, Schatten, Geruch, Lärm, Salze, Bakterien). Weitere Gutachten sind für das wasserrechtliche Verfahren zu erstellen, z.B. Einleitung von Kühlwässern in Flüsse. Die GRS (mit Sitz in Köln und München, neuerdings auch mit einem Büro in Berlin) wird getragen vom Bund (46,1%), den Ländern NRW und Bayern (je 3,85%) und allen TÜV sowie dem Germanischen Lloyd („Schiffs-TÜV“ und auch Brandschutz-Gutachter beim KKW Emsland), zusammen 46,2%. Die GRS finanziert sich durch Behördenaufträge (keine auftragsunabhängige Beschäftigung). Schwerpunkte der GRS-Tätigkeit sind: Analytische Bewertung der international gemeldeten Störfälle durch die WANO (World Association of Nuclear Operators - jetzt einschließlich der KKW des ehemaligen Ostblocks) hinsichtlich ihrer möglichen Bedeutung für deutsche KKW; ohne diese Dienstleistungen könnten wichtige Informationen in der Flut des für uns nicht Bedeutsamen untergehen. Häufig wird aufgrund dieser Informationen, die auch alle Betreiber erhalten, noch einmal von der zuständigen Aufsichtsbehörde nachgefragt. Beobachtung und Auswertung besonderer Ereignisse im Ausland (z.B. Harrisburg oder Tschernobyl) Vergleich und Harmonisierung international verschiedener Regelwerke (oft formale Punkte) Gutachterliche Begleitung des in der Planung befindlichen französischdeutschen Druckwasserreaktors (EPR=„European Pressurised Water Reactor“); dafür Gründung eines Büros in Paris. Zusammenarbeit mit dem französischen IPSN (Institute de Protection et Sureté Nucléaire), derzeit (2001) unterbrochen Unterstützung russischer und ukrainischer Behörden, dafür Büros in Moskau und Kiew Sicherheitstechnische Grundsatzuntersuchungen: Probabilistik, Fehler aus gemeinsamer Ursache, menschliches Versagen; sog. Accident Management; Einwirkungen von außen; Sabotageschutz (wie gesagt) u.a. Durchführung eigener Forschung und Entwicklung in diesem Zusammenhang, z.B. mathematische Modellierung schwerer Störfälle wissenschaftliche und administrative Betreuung sicherheitstechnischer Forschung von Dritten (Projektträgerschaft im Auftrag des BMBF oder BMWi); u.a. Beurteilung, ob bestimmte Forschungen sinnvoll sind, vernünftig durchgeführt und dokumentiert werden und ob der finanzielle Aufwand dafür angemessen ist. Weitere Funktionen wie Sekretariate für RSK, SSK, KTA (s.u.) wurden 1990 an das Bundesamt für Strahlenschutz abgegeben. 66


Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle Die Aufgaben des Bundesamtes für Strahlenschutz sind in der Anlage 1 zu Kapitel 5 dargestellt. Der BMU hat zwei eigene Beraterkreise und zwar die Reaktorsicherheitskommission (RSK) mit diversen Unterausschüssen und die Strahlenschutzkommission (SSK). Die RSK befasst sich mit allen sicherheitstechnischen Aspekten der Reaktortechnik und des -betriebs, die SSK mit Strahlenmesstechnik, biologisch-medizinischen Fragen der Strahlung und dergleichen, nicht nur hinsichtlich der Kerntechnik. Im Gegensatz zu den vorher genannten Gutachtern und Institutionen sind die Mitglieder der RSK und SSK ehrenamtlich tätige Spitzenfachleute (z.B. für sicherheitstechnische Analysen, Thermodynamik, Werkstoffwissenschaften, Reaktorbetrieb, Strahlemesstechnik, Strahlenmedizin). Sie sorgen dafür, dass sicherheitstechnisch wichtige Fragestellungen von hauptamtlich tätigen Fachleuten aufbereitet (s.o.) werden, dass RSK oder SSK dazu ein begründetes Urteil fällen können. Die RSK nimmt zu wesentlichen Genehmigungschritten Stellung (zumindest 1. TEG und Betriebsgenehmigung) sowie zu anderen wichtigen Fragen (z.B. Nachrüstungen, neue Reaktorkonzepte). Diese Stellungnahmen bilden im Genehmigungsverfahren die Grundlage der jeweiligen Weisung des BMU an die zuständige Landesbehörde. In Grundsatzfragen wird auch die GRS vom BMU zu Rate gezogen. Die beiden Begutachtungsstränge in Richtung BMU und Landes-Genehmigungsbehörde ergänzen sich mehr, als dass sie sich überschneiden. 5.3 Ablauf des atomrechtlichen Genehmigungsverfahrens, 1.TEG Antrag durch Betreiber (oder Betreiber plus Hersteller, je nach Wunsch der Behörde) an die Behörde; der Hersteller liefert in jedem Fall den größten Teil der Informationen und unterstützt den Betreiber. Als Dokument beigefügt: Der Sicherheitsbericht mit Standortteil (Besiedelung, Wirtschaft, Verkehrswege, Meteorologie etc.), KKW-Beschreibung mit Betonung der sicherheitstechnischen Einrichtungen, radioaktive Stoffe und Strahlenschutz, Kraftwerksbetrieb, Störfallanalysen, schließlich Entsorgung und Stilllegung. Ergänzend beigefügt: Kurzsicherheitsbericht, mehrfach gedruckt, für Beteiligte, die nur Teilaspekte interessieren, wofür ein Überblick über das Ganze genügt; das gilt insbesondere für die „anderen Behörden und Ämter“. Ferner: Angaben zu den übrigen Genehmigungsvoraussetzungen nach AtG (s.u.). Im Laufe des Genehmigungsverfahrens werden für die diversen Gutachter noch viele hundert weitere Detailarbeitsberichte geliefert, die mehrere Aktenschränke füllen. 67


Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle Dem entsprechen Kosten des Genehmigungsverfahrens. In den 80er Jahren rund 40 Mio DM einschließlich Gebühren (ca. 10%); hinzu kommen die ebenfalls nicht unerheblichen Kosten für die übrigen Genehmigungsverfahren. Dem Antrag folgt die Information der anderen Behörden und Ämter, die um Stellungnahme gebeten werden, die Informationen der Öffentlichkeit und die Beauftragung der diversen Gutachter. 5.4 Öffentlichkeitsbeteiligung Im amtlichen Veröffentlichungsblatt (Hinweis im Bundesanzeiger), vor allem in der Tagespresse, wird der Bevölkerung mitgeteilt: der nach Art und Ort bezeichnete Antrag die Möglichkeit, sich wo (z.B. im Rathaus) wann (zwei Monate lang) durch Einsicht in den Sicherheitsbericht zu informieren die Möglichkeit, innerhalb dieser Frist schriftliche (oder zur Niederschrift mündlich vorgebrachte) Einwände an die Genehmigungsbehörde (oder eine andere angegebene Behörde) zu richten die geplante Erörterung (möglichst schon mit Angabe von Zeit und Ort). Gestritten wird oft über die Anfertigung von Kopien aus dem Sicherheitsbericht und Einsicht in weiterführende Unterlagen (Problem des Know-how-Schutzes). Diesbezügliches Ermessen wird nicht überall gleich gehandhabt. Einwände können von juristischen Personen (z.B. Firmen) und natürlichen Personen erhoben werden. Absicht des Gesetzgebers war, der Behörde auf diese Weise Kenntnis von speziellen Gegebenheiten zu verschaffen, die durch das Vorhaben beeinträchtigt werden könnten. Heute ist daraus eine überwiegend plesbizitäre Veranstaltung geworden, mit Sammeleinsprüchen aus dem gesamten Bundesgebiet und dem benachbarten Ausland und Standardbegründungen allgemeiner Art. Nach Auswertung der Einsprüche lädt die Genehmigungsbehörde die Einsprecher, die sich durch Bevollmächtigte vertreten lassen können, nicht aber etwa „die Bevölkerung“ zu einer Erörterung ein. Die Erörterung ist also nicht öffentlich; interessierte Personen (Presse, Schulklassen) werden jedoch in der Regel zugelassen, sofern sie nicht stören. Gestritten wird oft, ob die Gutachten vorher vorliegen sollen und ob die Einsprecher (genauer: die für den plebiszitären Teil der Einsprecher sprechenden professionellen Einsprecher von sogenannten Ökoinstituten, der Universität Bremen etc.) vorher Einsicht in die Gutachten bekommen sollten. Das hat, mit dem oben genannten, vom Gesetzgeber beabsichtigten Zweck der Erörterung nichts zu tun; zweitens beanspruchen die professionellen Einsprecher damit eine Rolle als Obergutachter, zu der sie trotz Fachkenntnissen keinesfalls qualifiziert sind (m.W. gibt es keinen einzigen Gedanken zur Verbesserung der Sicherheit, der zuerst von jener Seite geäussert worden wäre); drittens verzögert sich das Verfahren, weil Gutachten, Einsicht, Erörterung nacheinander statt parallel abgewickelt werden. Trotzdem hat es Minister gegeben, die dem Begehren auf Einsicht in Gutachten zumindest teilweise stattgegeben haben. 68


Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle In der Regel werden die Gutachter sowie betroffene Fachbehörden zur Erörterung beigeladen, um die Genehmigungsbehörde, falls die Situation es ergibt, in freier Rede sachkundig zu unterstützen. Der Antragsteller nimmt gemäß Atomverfahrensordnung auf jeden Fall an der Erörterung teil, der Hersteller wird stets beigeladen, auch wenn er nicht Mitantragsteller ist. Nur ein winziger Teil der Einwender, die allgemeine Gesichtspunkte vorbrachten, ist an einer sachlichen Diskussion der Einwände interessiert; um Unwillen kundzutun und dafür möglichst wenig Zeit zu opfern hat sich in den 80er Jahren folgende Vorgehensweise entwickelt: möglichst viele Einwender (z.B. über 1 000) sind bei Beginn dabei, dann wird ausschließlich über Verfahrensfragen diskutiert (erfindungsreich-obstruktiv), früher oder später wird der Antrag gestellt, den Versammlungsleiter wegen Befangenheit abzulehnen, der lehnt, nach Rücksprache mit seinem Minister, diesen Antrag ab. Bei dieser oder einer anderen Gelegenheit verlassen fast alle Einwender unter Protest den Saal; übrig bleiben die professionellen Einwender, die einmal mehr die Antworten einsammeln, die sie schon kennen (oft über mehrere Tage), mit einigen wenigen interessierten Bürgern als Zuhörer und einer Handvoll Einwender im Sinne des Gesetzgebers (s.o). Die Konzentration auf die Verfahrensfragen hat den weiteren Vorteil, dass die Kernenergie erfahrungsgemäß so leichter auszuhebeln ist als mit Sachfragen (Kühlturm Mühlheim-Kärlich u.a.). Sorgfalt in Verfahrensfragen ist daher sehr wichtig. Die beschriebene Strategie wird durchaus nicht nur bei der Kernenergie angewandt. Die Sachfragen können, je nach Ermessen des Versammlungsleiters, auf zwei verschiedene Weisen abgehandelt werden: Einmal geordnet nach Einwendern, in der Reihenfolge des Eingangs der Einwendungen. Sollten sich Einwände wiederholen, kann auf frühere, im Protokoll nachlesbare Aussagen dazu verwiesen werden. Zum anderen geordnet nach Sachgebietspunkten, was bei vielen Einwänden übersichtlicher ist, aber Einwender mit mehreren ganz bestimmten Anliegen zwingt länger als nötig dabeizubleiben. Die professionellen Einwender bleiben sowieso die ganze Zeit da, ihnen ist das zweite Verfahren lieber. Die ganze Anhörung wird, wie gesagt, protokolliert. Eine Kopie der meist recht voluminösen Niederschrift wird jedem Einwender auf Wunsch zugesandt. Die Genehmigungsbehörde wertet die Niederschrift aus; faktisch werden nur die vom Gesetzgeber gemeinten speziellen Belange berücksichtigt (z.B. zusätzliches Messinstrument), da die allgemeinen Belange, sofern sie zu berücksichtigen sind, ohnehin berücksichtigt werden. (Es sei vermerkt, dass andere Beobachter auch dem allgemeinen Teil der Erörterung einen gewissen, für mich allerdings nicht erkennbaren, sachlichen Nutzen zusprechen.) 69


5.5 Weiteres Verfahren Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle Der Behörde liegen am Ende dieser Phase vier (Gruppen von) Stellungnahmen vor: die Weisung des BMU samt zugehörigen Bedingungen, unter denen die Anlage zu genehmigen wäre die diversen Gutachten mit Auflagenvorschlägen die Stellungnahmen der sonstigen Behörden und Ämter mit Forderungen und Wünschen nach Zusatzeinrichtungen oder -leistungen die Ergebnisse der Erörterung mit den Einwendern, aus denen ggf. auch zusätzliche Forderungen abzuleiten wären. Da ein großer Teil der Forderungen auf unzureichender Information beruht und ohnehin erfüllt würde, andererseits Verwaltungsaufwand zum Nachhalten der Erfüllung von Forderungen minimiert werden soll, werden die diversen, zu erfüllenden Ansprüche dem Antragsteller/Hersteller vor Erteilung der Genehmigung mitgeteilt. Dieser hat Gelegenheit schriftlich zu bestätigen und darzulegen, dass er die Forderungen ohnehin zu erfüllen gedachte, manchmal auch auf etwas anderen Wegen, als der Fordernde meinte, aber mit demselben Ergebnis. Er darf auch versuchen, seines Erachtens unangemessene Auflagenvorschläge (z.B. wissenschaftliche Untersuchungen, die mit der Anlage nur entfernt zu tun haben) abzuwehren. Schließlich wird der Genehmigungsbescheid geschrieben. Er enthält den Genehmigungsumfang, das Verzeichnis der zugrunde gelegten Dokumente (einschl. z.B. nachträglicher Zusagen), Beschränkungen, Bedingungen, Auflagen (ggf. mit Terminen), Begründung der Genehmigung, eine Aussage über die sofortige Vollziehbarkeit (s.u.) und eine Rechtsmittelbelehrung. Der Bescheid wird an den Antragsteller und an sämtliche Einwender versandt. Bei sehr vielen Einwendern darf die Zusendung durch öffentliche Bekanntmachung (und Einsichtnahme) ersetzt werden. Auf schriftliche Anforderung hin wird der Bescheid bis zum Ablauf der Klagefrist aber jedem Einwender zugestellt. 5.6 Gerichtsverfahren In der Regel wird die Genehmigung als sofort vollziehbar erklärt. Das heißt, die Anlage kann errichtet werden, auch wenn dagegen Klage erhoben wird. Errichtung und Prozess laufen dann parallel. Wird der Sofortvollzug nicht ausgesprochen, hat eine Klage aufschiebende Wirkung (viele Monate bis etliche Jahre). Durch die Errichtung werden, mit vielen Milliarden DM, Fakten geschaffen. Hier besteht nicht zu Unrecht die Sorge, dass es einem Richter zu einem späteren Zeitpunkt schwerfällt, eine an sich aufzuhebende Genehmigung dann noch aufzuheben (obwohl auch das im Falle Mülheim-Kärlich, im wesentlichen aus formalen Gründen, zweimal vorgekommen ist); es besteht daher die (häufig genutzte) Möglichkeit, Klage gegen die sofortige Vollziehbarkeit zu erheben (ohne aufschiebende Wirkung). Diese Klage kann vergleichsweise schnell entschieden werden. Der Richter muss hier abwägen, welche Erfolgsaussichten in der Sache bestehen (d.h. in einer Klage gegen die Genehmigung selbst); kann er aufgrund vorangegangener Gerichtsurteile annehmen, dass der Kläger in der Sache unterliegen wird, wird der Richter den Sofortvollzug bestätigen; räumt er dem Kläger 70


Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle jedoch Erfolgsaussichten in der Sache ein, wird er den Sofortvollzug aufheben, d.h.: erst wird prozessiert, dann gebaut oder auch nicht. Im übrigen kann auch der Antragsteller klagen, z.B. gegen eine seines Erachtens ungerechtfertigte Auflage. 5.7. Weitere Genehmigungen Die weiteren Genehmigungsschritte laufen im Prinzip genauso ab, nur ohne Öffentlichkeitsbeteiligung (außer, wie gesagt, bei wesentlichen Änderungen). 5.8 Begleitende Kontrolle (Aufsicht nach §19 AtG) Was das ist, wurde einleitend gesagt, wie umfassend sie ist, wurde bereits in Kapitel „Vertrag“ dargelegt. Die Kosten (Personal/Dokumentationsaufwand) liegen deutlich über 100 Mio DM (vielleicht bei 120 Mio DM; schwierig zu erfassen, da z.gr.T. in Preisen der Unterlieferanten enthalten). 5.9 Randbedingungen für Gutachter Gutachter sind in der Regel abhängig Beschäftigte und könnten Pressionen ausgesetzt sein, bei der Begutachtung etwas weniger kritisch zu sein, als es der Aufgabenstellung angemessen wäre. Dem steht nicht nur die Berufsehre und das Streben nach Erfolgserlebnissen (insbesondere durch das Finden von Schwachpunkten) entgegen - durch deutsches Perfektionsstreben oft und manchmal unangemessen verstärkt -, sondern auch die Haftung. Der Gutachter steht als Person mit seiner Unterschrift für den Inhalt des Gutachtens grade. Wenn später etwas passiert und wenn das nachweisbar mit einem fehlerhaften Gutachten zusammenhängt, wird er vermögens- oder strafrechtlich zur Rechenschaft gezogen. Ein Fehler liegt nur dann vor, wenn der Gutachter den Stand der Technik in seinem Fachgebiet, bei der Kernenergie den Stand von Wissenschaft und Technik, sowie die einschlägigen Gesetze und Regelwerke nicht gebührend beachtet hat. (Er muss nicht mehr wissen als die „Zunft“.) Gesetze und Regeln sind hierarchisch gestuft. Bei der Kernenergie sind zu unterscheiden: Das Atomgesetz (AtG) von 1959, inzwischen mehrfach novelliert und die Strahlenschutzverordnung (StrlSchV), die auch Gesetzesrang hat; letztere soll 2001 (ebenfalls zum wiederholten Mal) novelliert werden und wird dann wohl anders abgekürzt werden. Die Richtlinien des BMU (früher BMI). Die Leitlinien der RSK. Die Regeln des Kerntechnischen Ausschusses (KTA). 71


Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle Hierarchie der Vorschriften im atomrechtlichen Genehmigungsverfahren Atomgesetz Verordnungen Sicherheitskriterien Regeln des KTA und Richtlinien der Behörden Sonstige Regeln und Richtlinien Spezifikationen Darüber hinaus sind eine Fülle weiterer Regeln (DIN, Dampfkessel, Druckbehälter, Brandschutz etc.) zu beachten. Das AtG hatte bis 2001 den Zweck, die Nutzung der Kernenergie zu fördern und hat unverändert den Zweck, vor ihren Gefahren zu schützen. Es regelt das Genehmigungsverfahren (§7) und verlangt allgemein: Zuverlässigkeit des Antragstellers, Zuverlässigkeit und Fachkunde der verantwortlichen Personen, Kenntnis des gesamten Betriebspersonals über Gefahren und Schutzmaßnahmen, Vorsorge gegen Schäden (nach dem Stand von Wissenschaft und Technik – nicht nur nach dem Stand der Technik, wie sonst üblich), Vorsorge für den Ausgleich von Schäden, Schutz gegen Einwirkungen Dritter, Berücksichtigung öffentlicher Interessen (Wasser, Luft, Boden) bei der Standortwahl. Die Genehmigung darf bei Vorliegen o.g. Voraussetzungen erteilt werden, sie muss nicht, wie sonst im Baurecht, erteilt werden. Das AtG regelt ferner Umgang mit und Aufbewahrung von radioaktiven Stoffen (einschließlich Endlagerung), Bedingungen für Genehmigungen (einschließlich Widerruf), Zuständigkeiten, Haftung etc.. Die StrlSchV ist schon etwas spezifischer; sie gibt beispielsweise an, welche Personengruppen unter welchen Umständen welche Strahlendosis erhalten dürfen. Der Vollständigkeit halber sei erwähnt, dass es noch die Deckungsvorsorgeverordnung gibt (regelt die Haftpflicht) und die Atomrechtliche Verfahrensverordnung (regelt das Genehmigungsverfahren im Einzelnen). Die BMU-Richtlinien bilden die erste Stufe der Konkretisierung des AtG; z.B. legten sie fest, welche Störfälle einer Sicherheitsanalyse zugrunde zu legen sind. Anfang der 70er Jahre entschied das damals zuständige BMI, dass auch Flugzeugabstürze zu berücksichtigen sind. Das ist ein typischer Ermessensentscheid, da ein Flugzeugabsturz mit katastrophalen Folgen schon ein „Punkttreffer“ sein muss, was sehr unwahrscheinlich ist und durch administrative Maßnahmen, d.h. Flugverbote, noch unwahrscheinlicher gemacht werden kann. Das Risiko auf der Erde stehend direkt durch ein abstürzendes Flugzeug getötet zu werden, ist größer als das Risiko, 72


Genehmigungsverfahren und begleitende Kontrolle indirekt aufgrund eines Flugzeugabsturzes auf ein ungeschütztes KKW umzukommen. Trotzdem hat das BMI damals so entschieden. Die BMU-Richtlinien legen beispielsweise auch das Inhaltsverzeichnis von Sicherheitsberichten fest, die im Genehmigungsverfahren zu erbringende Information, die erforderliche Fachkunde zum Betrieb eines Kernkraftwerkes, das Vorgehen bei Wartung und Instandhaltung, zahlreiche Aspekte des Strahlenschutzes und so fort. Die RSK-Leitlinien setzen die Konkretisierung fort. Sie legen insbesondere fest, welche Sicherheitseinrichtungen ein Kernkraftwerk haben muss. Sie definieren darüber hinaus beispielsweise, was ein Flugzeugabsturz ist (Last-Zeitdiagramm, Trefferfläche). Die KTA-Regeln gehen sehr ins Detail, sie legen Auslegung, Berechnung, Werkstoffe, Fertigung, (wiederkehrende) Prüfungen etc. für sicherheitstechnisch wichtige Komponenten fest, ebenso allgemeine Grundsätze des Qualitätswesens, für das Betriebshandbuch etc.. An der Erstellung der KTA-Regeln wirken alle Fachkundigen mit; stets dabei sind Vertreter von: Behörden Gutachtern Herstellern und Betreibern, da jeder seine typischen Erfahrungen mit dem jeweiligen Gegenstand hat. Darüber hinaus können noch andere Experten hinzugezogen werden, z.B. Seismologen für Erdbebenberechnungen oder Gewerkschaftsvertreter, wenn es um die Gestaltung der Arbeitsplätze geht. Die Regeln durchlaufen mehrere Stadien: Zunächst ist festzustellen, ob ein Regelungsbedarf besteht und ob eine Sache regelungsfähig ist (ob genügend Wissen und Erfahrung vorliegt). Dann werden von den vier „Fraktionen“ Fachleute in die regelerstellende Arbeitsgruppe delegiert, die insgesamt drei Fassungen der geplanten Regel erstellen: Aufgrund des Vorberichtes (1. Fassung) wird das weitere Vorgehen beschlossen (prinzipiell möglich auch: Nichtweiterverfolgung), der sog. Gründruck wird der gesamten Fachwelt zur Stellungnahme gegeben. Die endgültige Fassung, der sog. Weißdruck, wird bei hinreichendem Konsens vom KTA als Regel verabschiedet. In den Entscheidungsgremien sind wie in den Arbeitsgruppen die vier „Fraktionen“ und als fünfte Fraktion die „Sonstigen“ (z.B. auch DIN, Versicherer....) vertreten. 73


Anlage 1: Aufgaben des Bundesamtes für Strahlenschutz (BfS) Anlage 1 zu Kapitel 5 Aufgaben des Bundesamtes für Strahlenschutz (BfS) Zentralabteilung, Salzgitter Atom- und Strahlenschutzrecht (u.a. hinsichtlich Sicherstellung und Endlagerung radioaktiver Abfälle) Internationale Zusammenarbeit Zentrale Datenverarbeitung, Verwaltung Organisatorisch der Zentralabteilung angegliedert, nicht weisungsgebunden: RSK- und SSK-Geschäftsstellen, Bonn: Vor-, Zu-, Nacharbeit von Beratungen, Mitarbeit an der Formulierung der Stellungnahmen für den BMU. Fachbereich Strahlenhygiene Institut für Strahlenhygiene, Neuherberg Forschung: Wirkung (nicht)ionisierender Strahlung, gesundheitliche Bewertung; natürliche/künstliche Radioaktivität, daraus sich ergebende Dosis, genetisch/somatische Risiken. Erfassung medizinischer Strahlenbelastung (mit Qualitätssicherung; Weiterentwicklung: gleiche Wirkung mit weniger Belastung); lückenlose Dokumentation beruflicher Strahlenbelastung; Überwachung der Umweltradioaktivität mit „Integriertem Mess- und Informationssystem“ (IMIS). Institut für Atmosphärische Radioaktivität, Freiburg Spurenanalyse radioaktiver Stoffe in Luft und Niederschlag (Datendienst, Warndienst). Fachbereich nukleare Entsorgung und Transport, Braunschweig Errichtung und Betrieb von Endlagern (auch Abfalldokumentation) staatliche Verwahrung von Kernbrennstoffen (KBS) Genehmigung der Verwahrung von KBS andernorts Transportgenehmigung für KBS und Großquellen (einschließlich berg- und kerntechnischer Sicherheitsfragen) 74


Anlage 1: Aufgaben des Bundesamtes für Strahlenschutz (BfS) Fachbereich kerntechnische Sicherheit, Salzgitter Übergreifende Fragen kerntechnischer Sicherheit Sicherheit und Sicherung der kerntechnischen Einrichtungen kerntechnische Sicherheit von Anlagen im Beitrittsgebiet (ehemalige DDR) Thematisch ähnlich GRS, jedoch aus behördlichem Blickwinkel (GRS mehr aus gutachterlichem Blickwinkel); als nachgeordnete Behörde direkte Unterstützung des BMU als oberste Behörde. Angeschlossen: KTA-Geschäftsstelle, Salzgitter. Fachbereich Strahlenschutz, Berlin Fachpersonal vom SAAS der ehemaligen DDR Strahlenschutz in bergbaulichen Anlagen und deren Umgebung (Altlastenaufarbeitung) Strahlenexposition durch kerntechnische Anlagen (außer Zwischen- und Endlager) (Vorschriften, Messmethoden, Bewertung etc.) Berufliche Strahlenexposition (Vorschriften, Messmethoden, Bewertung etc.). 75


Anlage 2 zu Kapitel 5 Kernkraftwerk Emsland (KKE) Anlage 2: Kernkraftwerk Emsland (KKE) Daten und Angaben zum atomrechtlichen Genehmigungsverfahren Tabelle 1: Anträge, Inhalte, Genehmigungen Antrag Inhalt Genehmigungen 17.08.1978 1. TG Standort, Konzept, Hauptbauwerke 04.08.1982 06.12.1982 2. TG Maschinen-, Elektro- und Leittechnik, Warmprobebetrieb I 28.02.1984 TG 1.1 Nebenbauwerke: (aus 2.TG ausgegliedert) 12.03.1984 2. TG Änderungen: Entfall Ausschlagsicherungen an Hauptkühlmittelleitungen und Speisewasserleitungen; Entfall Stoßdämpfer im Transportbehälterbecken; Maschinen-, Elektro- und Leittechnik, Warmprobebetrieb I 28.01.1985 3. TG Umgang mit Kernbrennstoffen und sonstigen radioaktiven Stoffen, Warmprobebetrieb II 20.08.1986 4. TG Nukleare Inbetriebsetzung und Probebetrieb, Betrieb Summe der eingereichten Unterlagen: 20 m dick, Schriftverkehr 10 m. 21.05.1984 20.09.1984 04.05.1987 30.03.1988 76


Tabelle 2: Gutachter TÜV Norddeutschland, Hannover Hauptgutachter RW TÜV TÜV Rheinland Anlage 2: Kernkraftwerk Emsland (KKE) Sicherheitsgutachten: Standort, Konzept der Anlage, Errichtung und Betrieb der Anlage. 200 000 Stunden Gutachten = 3 700 Seiten Unterstützend Unterstützend Müller BBM Schalltechnische Begutachtung GRS Anlagensicherung, Stellungnahmen zu Einwendungen betreffend allgem. Fragen der Reaktorsicherheit, Radioökologie (Luftpfad, Wasserpfad) Prof. Streffer Synergismen; Strahlenbiologie Prof. Drescher Mikrobiologische Auswirkungen des Kühlturmbetriebes Ing.-Büro Lambrecht Ökologische Datensammlung, Ermittlung land- und forstwirtschaftlicher Nutzungsparameter, pflanzensoziologische Kartierung, Landschaftspflege LUFA, Oldenburg Standortspezifische Parameter für Böden und Bewuchs DWD, Essen Meteorologie, Klimatologie, Deutscher Wetterdienst ZSI Auslegungsbedingungen für sicherheitstechnisch wesentliche Baukonstruktionen. Baubarkeit der sicherheitstechnisch wesentlichen Gebäude NLfB Erdbau- laboratorium, Essen (KLE-Gutachter) Baugrund- und Gründungsverhältnisse Prof. Ahorner Seismologe, Erdbebenauslegung Germanischer Lloyd Brandschutz Summe der Gutachten: ca. 1m dick (Kosten, nur Atomrecht: = 40 Mio DM einschließlich Gebühren ( = 10%)). 77


Tabelle 3: Öffentlichkeitsbeteiligung Anlage 2: Kernkraftwerk Emsland (KKE) 28.08. - 23.10.1979 Auslegung der Antragsunterlagen zur 1. TG 02.01. - 02.03.1981 Erneute Auslegung der Antragsunterlagen zur 1. TG Aufgrund der Umstellung der Konvoi-Abwicklung Einwendungen: 1. Auslegung 2. Auslegung 17 000 3 200 20 200 12.05. - 15.05.1981 Erörterung davon 222 individuell begründet 12.04. - 12.06.1985 Auslegung der Antragsunterlagen zu Änderungen im Rahmen der 2.TG Einwendungen: 610 davon 1 individuell begründet 16.07.1984 Erörterung Tabelle 4: RSK-Empfehlung 11.11.1981 170. RSK-Sitzung Empfehlung zu Standort und Konzept 21.10.1987 226. RSK-Sitzung Empfehlung zu Inbetriebnahme und Betrieb Tabelle 5: (BMI) BMU-Weisungen 12.02.1982 Standort, Konzept, 1. TG 30.06.1982 Ergänzung 21.03.1988 Inbetriebnahme und Betrieb 78


Tabelle 6: Beteiligte Behörden (BMI) BMU Wasser- und Schifffahrtsdirektion West, Münster Bundesbahndirektion Hannover Oberpostdirektion Bremen Wehrbereichsverwaltung II, Hannover DWD, Offenbach NRW (MAGS) MWMT Nds. MI Innenminister von Niedersachsen Nds. MWV Minister für Wirtschaft und Verkehr von Niedersachsen Nds. MELF Minister für Ernährung, Landwirtschaft und Forsten Bezirksregierung Weser-Ems, Oldenburg Nds. Landesverwaltungsamt, Hannover Nds. Landesamt für Bodenforschung, Hannover Nds. Wasseruntersuchungsamt, Hildesheim GAA Osnabrück (Gewerbeaufsichtsamt) Wasserwirtschaftsamt Meppen Staatliches Forstamt Lingen Wasser- und Schifffahrtsamt Meppen Veterinäruntersuchungsamt Hannover Landkreis Emsland, Meppen Landkreis Grafschaft-Bentheim, Nordhorn Landkreis Osnabrück, Osnabrück Stadt Lingen (Ems) Straßenbauamt Lingen Landwirtschaftskammer Weser-Ems (Oldenburg) Handwerkskammer Osnabrück Industrie- und Handelskammer Osnabrück Vereinigung des Emsländischen Landvolkes e.V. Kreisverein Lingen Anlage 2: Kernkraftwerk Emsland (KKE) Niederländisch-Deutsche Kommission für grenznahe kerntechnische Einrichtungen 79

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