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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


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


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 


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


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 


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


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 


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


40


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


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


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.) 


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


45


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47


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49

4.2 . Brennstoffkosten b (ohne Entsorgung) 


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 


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 


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


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 


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


55


56


57


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) 


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


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 


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


(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


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


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


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


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


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


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 


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


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


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


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 


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 


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 


Niederländisch-Deutsche Kommission für grenznahe kerntechnische Einrichtungen 

79

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