atw - International Journal for Nuclear Power | 02.2022

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2022

2

ISSN · 1431-5254

32.50 €

EU-Taxonomie für ein

nachhaltiges Finanzwesen

Optimized Clean Hydrogen

Production using Nuclear

Small Modular Reactors and

Renewable Energy Sources

Was lange währt, wird endlich

gut: „Roma locuta – causa finita“

Programmvorschau


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Taxonomie und andere Meilensteine

3

Liebe Leserinnen und Leser, die Wahrnehmung des Themas Kernenergie wurde in den vergangenen Wochen

maßgeblich von der Diskussion über den Taxonomie-Vorschlag der Europäischen Kommission geprägt. In den Wochen

davor und danach haben zudem andere wichtige Entwicklungen und Meilensteine für die Kernenergie diese Diskussion

gewissermaßen flankiert, ohne vergleichbare Aufmerksamkeit zu finden, wie die plakative Diskussion über „grüne“

Kernkraft.

EDITORIAL

Zunächst einmal kurz zum Thema Taxonomie: die EU-

Kommission hat nach einem fast drei Jahre währenden

Prozess am 2. Februar auch für die Kernenergie und die

Gaskraft die technischen Kriterien für die Taxonomie-

Einstufung vorgelegt und diese damit in die Taxonomie

nachhaltiger Tätigkeiten aufgenommen. Die von

Umweltverbänden sowie von der Bundesregierung oder

der österreichischen Regierung geäußerten negativen

Reaktionen waren voraussehbar. Sie sind deshalb so

voraussehbar, weil sie von einem Bild der Kernenergie

geprägt sind, das ausschließlich negativ konditioniert

und in den Organisationen und im Denken der handelnden

Personen fest verankert ist.

So fest verankert, dass keine wissenschaftlichen

Erkenntnisse oder diesem Bild widersprechende Analyse

die Position in irgendeiner Weise erschüttern oder gar

verändern könnten. Obgleich die Taxonomie-

Entscheidung der Kommission zur Kernenergie auf Basis

gezielt eingeholter wissenschaftlicher Expertise des Joint

Research Center getroffen wurde, obwohl das IPCC der

Kernenergie eine wichtige Rolle in der globalen

Klimapolitik zuweist und der Bericht der United Nations

Economic Commission for Europe „Life Cycle Assessment

of Electricity Generation Options“ aus dem vergangenen

Jahr der Kernenergie nicht nur eine exzellente

Leistungsfähigkeit in der Treibhausgasvermeidung

bescheinigt, sondern diese auch in anderen

umweltrelevanten Kriterien wie Flächen-, Landschaftsund

allgemeinem Ressourcenverbrauch sogar besser

bewertet, als die in Deutschland so stark bevorzugte

Stromerzeugung aus Wind und Sonne, bleibt es bei der

monotonen Ablehnung der Kernenergie.

Nun aber zu den anderen Entwicklungen. Hier

kommen aus Nordeuropa besonders positive Nachrichten.

Zunächst hat am 21. Dezember vergangenen Jahres das

Kernkraftwerk Olkiluoto 3 Erstkritikalität erreicht und

soll Ende Februar erstmals Strom ins Netz speisen. Dieses

Ereignis ist nach der wechselvollen Projektgeschichte ein

großer Schritt und sollte gerade in der deutschen

Kerntechnikbranche, die hier stark vertreten war und ist,

ein Grund zur Freude sein. Einige Tage später hat der

Betreiber des finnischen Endlagerprojektes am Standort

Okliluoto, Posiva, die weltweit erste Betriebsgenehmigung

für ein Endlager für abgebrannte Brennelemente und die

dazu gehörige Konditionierungsanlage beantragt. Im

Januar kündigte Posiva dann für 2023 den

Erprobungsbetrieb für die Anlagen noch ohne radioaktives

Material an. Da der guten nordischen Dinge aktuell drei

sind, konnte die schwedische Entsorgungsgesellschaft

SKB am 27. Januar ankündigen, dass nach langjähriger

Prüfung die schwedische Regierung die Erlaubnis erteilt

hat, in Östhammar ein geologisches Endlager und in

Oskarshamn die Konditionierungsanlage für die

abgebrannten Brennelemente zu errichten. Das

jahrzehntealte Mantra der Kernenergiegegner aller

Länder, es gebe keinerlei Lösung für die Entsorgung

radioaktiver Abfälle aus Kernkraftwerken, sollte nun

endlich verstummen. Zumal in zahlreichen Staaten für

andere Arten radioaktiver Abfälle schon vor Jahrzehnten

Lösungen implementiert wurden. Man sollte in

Deutschland auch in diesem Punkt nicht immer von sich

auf alle anderen schließen.

Aus Frankreich erreichte uns eine weit reichende

Ankündigung: Bei einer Rede in Belfort aus Anlass der

Übernahme eines Teils der Nuklearsparte von GE Steam

Power durch EDF verkündete Präsident Macron sein

Vorhaben, zunächst bis 2035 sechs neue Kernkraftwerke

des überarbeiteten Typs EPR2 zu errichten sowie die

Errichtung von weiteren acht Anlagen bis 2050 planen.

Dies entspricht einem der beiden weitreichenden

Szenarien mit Kernenergie aus der langfristigen Analyse

des Stromnetzbetreibers RTE. Macron kündigte damit

eine Renaissance der französischen Kernenergie nach

einem Jahrzehnt des Zweifels an, wie er es ausdrückte.

Natürlich muss noch eine Finanzierungsmodalität in

Übereinstimmung mit dem europäischen Beihilferecht

gefunden werden und politisch gesehen muss das Projekt

auch die kommende Präsidentschaftswahl überstehen.

Letzteres erscheint aber wahrscheinlich, denn die

Mehrheit des Kandidatenfeldes spricht sich für eine

Energiezukunft Frankreichs mit Kernenergie aus.

Nicolas Wendler

– Chefredakteur –

Editorial

Taxonomie und andere Meilensteine


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Inhalt

4

CONTENTS

Ausgabe 2

2022

März

Editorial

Taxonomie und andere Meilensteine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3

Did you know? 5

Kalender 6

Energy Policy, Economy and Law

EU-Taxonomie für ein nachhaltiges Finanzwesen: Die Notwendigkeit,

das Europäische Elektrizitätssystem zu reformieren? . . . . . . .7

Marc Deffrennes

Interview with Ingemar Engkvist

“No Other Industry in the World Sees Competitors Collaborate

and Share Best Practices under WANO the Way the

Nuclear Industry Does.” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power

Optimized Clean Hydrogen Production using Nuclear Small Modular

Reactors and Renewable Energy Sources: a Review . . . . . . . . . . 16

Mustafa Ciftcioglu, Filippo Genco, Akira Tokuhiro

Spotlight on Nuclear Law

Was lange währt, wird endlich gut: „Roma locuta – causa finita“ . 32

Ulrike Feldmann

Operation and New Build

Setting-up the Pre-Licensing Phase for Alfred . . . . . . . . . . . . . 38

Mirela Nitoi

Decommissioning and Waste Management

Fernbediente Zerlegung und Verpackung von

Reaktordruckbehälter- Einbauten und Core-Schrotten

im Kernkraftwerk Brunsbüttel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Frederic Weigert, Ronald Strysewske

Keramische Initialbarriere für innovative Zwischen- und

Endlagerung von hochradioaktivem Abfall . . . . . . . . . . . . . . . 54

Jürgen Knorr, Albert Kerber

Seminarprogramm KernD 1. Halbjahr 2022 . . . . . . . . . . . . 62

KERNTECHNIK 2022

Programmvorschau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Vor 66 Jahren

Atomwirtschaft - Eine Realität . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

KTG – Fachinfo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

KTG Inside . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

Impressum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

Inhalt


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Did you know?

Weltweite Kohlestromerzeugung 2021 auf Rekordniveau, großes Plus auch

in Deutschland und ein starkes Produktionsjahr für die Kernkraftwerke

Im „Electricity Market Report – 2021” verzeichnet die

Internationale Energieagentur (IEA) für 2021 den höchsten

absoluten Anstieg der globalen Stromerzeugung mit

mehr als 1.500 TWh von 26.921 TWh auf 28.437 TWh.

Auch relativ betrachtet ist eine Steigerung von 5,7 Prozent

in einem Jahr sehr hoch. Trotz aller klimapolitischer

Ziele und Maßnahmen wurde der größere Teil dieses

Anstiegs (951 TWh) mit thermischen Kraftwerken bestritten,

wovon der Löwenanteil mit einer Steigerung um 817

TWh bzw. 8,6 Prozent auf die Stromerzeugung mit Kohle

entfiel, die damit ein Rekordhoch erklommen hat. Das

Wachstum der Stromerzeugung mit Kohle und Gas hat

die globalen CO₂-Emissionen der Stromerzeugung um

810 Millionen Tonnen bzw. 6,8 Prozent auf insgesamt 13

Milliarden Tonnen ansteigen lassen, ebenfalls ein neues

Rekordhoch. Auch die CO₂-Intensität der globalen

Stromerzeugung ist leicht auf ca. 460 Gramm CO₂/kWh

gestiegen. Die Erzeugung der Erneuerbaren Energien

stieg um 464 TWh oder 6,2 Prozent auf 7.913 TWh, ihr

Anteil betrug 27,8 Prozent an der globalen Stromerzeugung.

Die Erzeugung aus Kernenergie wuchs um 95 TWh

bzw. 3,5 Prozent auf 2.777 TWh und erreichte fast das

Niveau von 2019.

Die Ursache des sprunghaften Wachstums im Verbrauch

und der Erzeugung von Strom liegt im Wiedererstarken

der Wirtschaft nach dem Schwachen „Coronajahr“, in dem

die Erzeugung um 2,5 Prozent geschrumpft ist, aber auch

in einer Erholung von der relativen wirtschaftlichen

Schwäche 2019, als es nur ein kleines Wachstum beim

Strom von rund 1,5 Prozent gab. Rund die Hälfte des

Wachstums entfällt auf China, wo der Stromverbrauch um

rund 10 Prozent gestiegen ist. Für die kommenden Jahre

wird wieder ein moderateres globales Wachstum zwischen

800 TWh und 600 TWh pro Jahr erwartet.Die

Entwicklung der Strompreise war bestimmt von witterungsbedingten

Spitzen im ersten Quartal in den Vereinigten

Staaten und Japan sowie von einem explosionsartigen

Anstieg der Preise in Europa im vierten Quartal. Hier

stiegen die Strompreise bis zum vierfachen des Durchschnitts

der Jahre 2016 bis 2020, wobei der hohe

Gaspreis und die Verteuerung der Emissionszertifikate,

deren Preis sich im Vergleich zu 2020 verdoppelt hat, die

wesentlichen Preistreiber waren. Für die EU erwartet die

IEA noch bis in den Sommer 2023 hohe Gaspreise, die

auch im weiteren Verlauf des Prognosezeitraums bis

Ende 2024 deutlich über dem Niveau vor 2021 verbleiben

sollen.

Auch in Deutschland hat es einen Anstieg der Bruttostromerzeugung

infolge der wirtschaftlichen Erholung

nach der Coronakrise 2020 gegeben. Dieser fiel aber mit

1,9 Prozent (AG Energiebilanzen) oder 2,1 Prozent (Agora

Energiewende) deutlich geringer aus. In Deutschland war

die prägende Entwicklung der witterungsbedingte Rückgang

der Erzeugung erneuerbarer Energien um 5,4 Prozent

wobei hierzu besonders die starken Rückgänge bei

Windkraft an Land (-11,2 %) und auf See (-9,2 %) beigetragen

haben. Ausgeglichen wurden der steigende

Verbrauch und der Rückgang bei den Erneuerbaren vor

allem durch die Kohleverstromung, die trotz des hohen

Preises der CO₂-Zertifikate um 20,9 Prozent (Braunkohle

+18 %; Steinkohle +26,7 %) gewachsen ist. Die CO₂-Emissionen

des Stromsektors sind dabei um 28 Millionen

Tonnen oder 15,1 Prozent auf ca. 213 Millionen Tonnen,

die CO₂-Intensität ist von 361 Gramm CO₂/kWh auf 410

Gramm CO₂/kWh gestiegen und damit höher gewesen

als 2019. Die Stromerzeugung hat damit den Löwenanteil

des gesamten Anstiegs der CO₂-Emissionen um 33

Millionen Tonnen auf 772 Millionen Tonnen CO₂ (äquivalent)

verursacht. Diese Bilanz hätte noch schlechter

ausgesehen, hätten nicht auch die Kernkraftwerke ihre

Erzeugung noch ein letztes Mal um 7,3 Prozent auf 69,1

TWh (VGB) erhöhen können. Während das Klimaziel für

2020, die Emissionen um 40 Prozent gegenüber 1990 zu

senken, mit einer Senkung von 40,8 Prozent erfüllt wurde,

steht 2021 im Vergleich zu 1990 nur eine Emissionssenkung

von 38,2 Prozent zu buche. Die weitere Entwicklung

wird von der Beendigung der Kernenergienutzung, dem

Verhältnis von Gaspreis zu CO₂-Zertifikatepreis und von

der Witterung geprägt werden, die nicht nur den Raumwärmebedarf

wesentlich bestimmt, sondern auch die

Stromerzeugung mittels erneuerbarer Energien.

Quellen:

Electricity Market Report,

January 2022, International

Energy Agency

(IEA)I

Stromerzeugung nach

Energieträgern (Strommix)

von 1990 bis 2021

(in TWh) Deutschland

insgesamt (Datenstand

Dezember 2021), AG

Energiebilanzen e.V.

Betriebsergebnisse Kernkraftwerke

2021, Kerntechnik

Deutschland e.V.,

VGB Powertech e.V., Januar

2022

Agora Energiewende

(2022): Die Energiewende

in Deutschland: Stand

der Dinge 2021. Rückblick

auf die wesentlichen

Entwicklungen sowie

Ausblick auf 2022.,

Januar 2022

Agora Energiewende

(2020): Die Energiewende

im Stromsektor: Stand

der Dinge 2019. Rückblick

auf die wesentlichen

Entwicklungen sowie

Ausblick auf 2020,

Januar 2020

Für weitere

Informationen

kontaktieren Sie bitte:

Nicolas Wendler

KernD

Berliner Straße 88A

13467 Berlin

Germany

E-mail: presse@

KernD.de

www.KernD.de

DID YOU EDITORIAL KNOW? 5

Did you know?


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Kalender

CALENDAR 6

2022

06.03. – 10.03.2022

WM2022 – Waste Management Conference.

X-CD Technologies, Phoenix, AZ, USA

www.wmsym.org

06.03. – 11.03.2022

Virtual Conference

NURETH19 – 19th International Topical Meeting

on Nuclear Reactor Thermal Hydraulics.

SCK·CEN, Brussels, Belgium,

www.nureth19.com

22.05. – 25.05.2022

NURER 2022 – 7th International Conference

on Nuclear and Renewable Energy Resources.

ANS, Ankara, Turkey,

www.ans.org

22.05. – 27.05.2022

IYNC - International Youth Nuclear Congress.

IYNC, Sochi, Russia

iync2022.org

10.07. – 15.07.2022

SMiRT 26 – 26th International Conference

on Structural Mechanics in Reactor Technology.

German Society for Non-Destructive Testing,

Berlin/Potsdam, Germany

www.smirt26.com

DECOM 2022.

cvent, Shropshire, UK

web-eur.cvent.com

20.07.2022

Nuclear New Builds

2022

VIRTUAL CONFERENCE

15 - 16 MARCH 2022

(CET TIME)

15.03. – 16.03.2022

Virtual Conference

NUCLEAR NEW BUILDS 2022.

Prospero Events

www.prosperoevents.com

24.03. – 25.03.2022

Nuclear Innovation Conference 2022.

NRG, Amsterdam, The Netherlands

www.nuclearinnovationconference.eu

04.04. – 08.04.2022

International Conference on Geological

Repositories.

EURAD, Helsinki, Finland

www.ejp-eurad.eu

30.05. – 03.06.2022

FISA 2022 – EURADWASTE ’22.

European Commission, Lyon, France

events.foratom.org

06.06. – 07.06.2022

Nuclear Journey to 2050.

FORATOM, Helsinki, Finland

events.foratom.org/nuclear-europe-2022

08.06. – 09.06.2022

Nuclear Power Plants - IV. Expo & VIII. Summit.

inppes Expo, Istanbul, Turkey

www.nuclearpowerplantsexpo.com

04.09. – 09.09.2022

NUTHOS-13 – 13th International Topical

Meeting on Nuclear Reactor Thermal

Hydraulics, Operation and Safety.

ANS, Taichung, Taiwan

www.ans.org

07.09. – 09.09.2022

World Nuclear Association Symposium.

WNA, London, UK

www.wna-symposium.org

03.10. – 06.10.2022

G4SR-4 - 4th International Conference on

Generation IV and Small Reactors.

Canadian Nuclear Society, Toronto, Canada

www.g4sr.org

09.10. – 13.10.2022

TopFuel 2022 - Light Water Reactor Fuel

Performance Conference.

ANS, Raleigh, NC, USA

www.ans.org/meetings/topfuel2022

19.04. – 22.04.2022

FR22 – International Conference on Fast Reactors

and Related Fuel Cycles: Sustainable Clean

Energy for the Future.

IAEA, Vienna, Austria

conferences.iaea.org/event/218/

04.05. – 06.05.2022

NUWCEM 2022 – 4th International

Symposium on Cement-Based Materials for

Nuclear Wastes.

SFEN, Avignon, France

www.new.sfen.org

15.05. – 20.05.2022

PHYSOR 2022 – International Conference

on Physics of Reactors 2022.

ANS, Pittsburgh, PA, USA,

www.ans.org

18.05. – 20.05.2022

International Power Summit 2022.

Progressive Media International, Berlin, Germany

registration.pmi-live.com/tc-events/internationalpower-summit-2022/

09.06. – 10.06.2022

Virtual Conference

Safety in Nuclear Power Plants 2022.

Prospero Events

www.prosperoevents.com

21.06. – 22.06.2022

KERNTECHNIK 2022.

KernD and KTG, Leipzig, Germany

www.kerntechnik.com

04.07. – 06.07.2022

DAEF 2022 - Conference on Key Topics in Deep

Geological Disposal.

KIT, Cologne, Germany

www.daef2022.org

24.10. – 27.10.2022

25th World Energy Congress.

The Roscongress Foundation, St. Petersburg, Russia

worldenergycongressrussia.org/en

14.11. – 17.11.2022

12th International Symposium

Release of Radioactive Materials | Provisions for

Clearance and Exemption.

TÜV Nord, Frankfurt, Germany

www.tuev-nord.de

15.11. – 17.11.2022

ICOND 2022.

Aachen Institute for Nuclear Training, Aachen,

Germany

www.icond.de

18.05. – 20.05.2022

4th CORDEL Regional Workshop –

Harmonization to support the operation

and new build of NPPs including SMR.

World Nuclear Association, Lyon, France

events.foratom.org

06.07. – 08.07.2022

GLOBAL 2022 – International Conference

on Nuclear Fuel Cycle

SFEN, Reims, France,

www.new.sfen.org

This is not a full list and may be subject to change.

Calendar


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

EU-Taxonomie für ein nachhaltiges

Finanzwesen: Die Notwendigkeit, das

Europäische Elektrizitätssystem

zu reformieren?

Marc Deffrennes

Es ist nicht die Absicht dieses kurzen Artikels, die kompletten Details der EU-Taxonomie für ein nachhaltiges

Finanzwesen darzulegen, ein vor mehr als drei Jahren durch die Europäische Kommission eingeleiteter

Prozess. Stattdessen ist dies hier eine Zusammenfassung, um dann weiter zu breiter gefassten Überlegungen

über das europäische Elektrizitätssystem kommen zu können, das vor 30 Jahren in Gang gesetzt wurde

und sich in ständiger Reform befindet.... und das nicht so funktioniert wie gewünscht. Die harten Diskussionen

in Brüssel und den europäischen Hauptstädten über die Aufnahme von Kernenergie und Gas in die

Taxonomie, in Kombination mit der Energiekrise, die einen direkten Einfluss auf den Alltag der Bürger Europas

hat, bieten die Gelegenheit, einen Schritt zurück zu treten und zu verstehen, dass eine tiefgreifende

Reform des Elektrizitätssystems in Europa notwendig ist.

Zweck der EU-Taxonomie für ein nachhaltiges

Finanzwesen ist es, den Finanzinstitutionen und

anderen Investoren Leitlinien zur Orientierung zu

geben, wo sie unter Beachtung der Nachhaltigkeitsgrundsätze

investieren können. Diese Taxonomie

ist in die Politik des Green Deal der EU eingebettet,

die darauf abzielt, im Jahr 2050 CO2-Neutralität

auf EU-Ebene zu erreichen. Das Hauptkriterium

dafür, dass sich eine Aktivität im Einklang mit der

Taxonomie befindet, ist es daher, dass sie Beiträge

zur Minderung des Klimawandels oder Anpassung

an den Klimawandel leistet. Zusätzlich muss eine

Aktivität auch die DNSH (Do No Significant Harm

= Vermeidung erheblicher Beeinträchtigungen)

Kriterien berücksichtigen – das bedeutet, dass ein

Nachweis dafür erforderlich ist, dass sie keine

wesentliche negative Auswirkung auf die Umwelt

hat. Die Hauptgrundsätze der Taxonomie wurden

auf der EU-Ebene im Juni 2020 genehmigt und

damit erhielt die Kommission die volle Befugnis,

die detaillierten Kriterien über delegierte Rechtsakte

weiterzuentwickeln. Nach der Veröffentlichung

durch die Kommission haben die Mitgliedsstaaten

und das Europäisches Parlament einen

Prüfungszeitraum von bis zu sechs Monaten. Änderungen

sind nicht möglich: Es ist ein Alles-oder-

Nichts-Prozess. Einen delegierten Rechtsakt abzulehnen

erfordert eine große, schwierig zu erreichende

Mehrheit im Rat und eine einfache Mehrheit

im Parlament, ansonsten ist er de facto angenommen.)

Der erste delegierte Rechtsakt (DA), der mit der

Minderung des Klimawandels und Anpassungskriterien

verbunden war, wurde im Juni 2021 durch

die Kommission veröffentlicht. Er umfasst Aktivitäten,

die in Verbindung mit dem Einsatz erneuerbarer

Energiequellen (RES) stehen. Kernenergie

und Gas wurden nicht eingeschlossen 1

und die

Kommission schlug vor, diese Energiequellen in

einem eigenen komplementären delegierten

Rechtsakt (CDA) abzudecken. Im Oktober genehmigte

das Europäische Parlament den ersten DA

und der Rat ebenfalls vor der Deadline im

Dezember, wobei nichtsdestotrotz eine merkliche

Anzahl von Mitgliedsstaaten gegen das Gesetz

stimmte (einschließlich Frankreich) oder sich der

Stimme enthielt (einschließlich Deutschland).

Die Kommission veröffentlichte den CDA-Entwurf

am 31. Dezember 2021. Sie gab den Mitgliedsstaaten

und den sogenannten Sachverständigen

der ‚Plattform für ein nachhaltiges Finanzwesen‘

(SFP, von der Kommission als Nachfolger der

früheren Technischen Expertengruppe gegründet)

drei Wochen Zeit zur Kommentierung, danach

würde die Kommission den CDA nach der Genehmigung

durch das Kollegium der Kommissionsmitglieder

annehmen. Der Rat und das Parlament

haben dann, genauso wie für den DA, sechs Monate

1 Im Jahr 2019 entschied eine sogenannte beratende Technische

Sachverständigengruppe (TEG), die die Kommission gegründet hatte, dass

eine weitere Analyse notwendig war, um über die DNSH-Kriterien zu

entscheiden, auch wenn die TEG anerkannte, dass Kernenergie komplett CO2-

neutral ist. Im Ergebnis bat die Kommission ihre interne Gemeinsame

Forschungsstelle und zwei weitere Expertengremien, die

Umweltauswirkungen der Kernenergie zu untersuchen. Das im Sommer 2021

veröffentlichte Gesamtfazit war, dass Kernenergie kein höheres Risiko darstellt

als andere Energiequellen, wenn man den Einfluss auf die Umwelt basierend

auf einer Lebenszyklusanalyse betrachtet.

ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 7

Energy Policy, Economy and Law

EU-Taxonomie für ein nachhaltiges Finanzwesen: Die Notwendigkeit, das Europäische Elektrizitätssystem zu reformieren? ı Marc Deffrennes


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 8

Zeit für eine Prüfung vor einer Genehmigung oder

Ablehnung des CDA.

Sobald der Inhalt des CDA-Entwurfs bekannt

wurde, führte dies zu einer erheblichen Kontroverse

und auseinandergehenden Standpunkten.

Sowohl die Kernenergie wie auch Gas werden als

nützlich betrachtet, den Übergang zur CO2-Neutralität

im Jahr 2050 zu vollziehen, wobei die Kernenergie

als CO2-frei und Gas als besser als Kohle

eingeschätzt werden. Der CDA-Entwurf, der aus

einer Art Deal zwischen Frankreich (unterstützt

Kernenergie) und Deutschland (unterstützt Gas)

resultieren könnte, schreibt eine Anzahl von

Einschränkungen in der Form technischer Screeningkriterien

vor, die eingehalten werden müssen,

damit die zugehörigen Aktivitäten als im Einklang

mit der Taxonomie anerkannt werden können. Eine

Vielzahl von Organisationen, die unterschiedliche

Meinungen vertreten und verschiedene Kommunikationskanäle

verwenden, haben reagiert und ihre

Meinungen kundgetan. Am 21. Januar veröffentlichte

die SFP ihre Analyse und lehnte im Grunde

die Einbeziehung von Kernenergie und Gas in die

„Grüne“ EU-Taxonomie ab. Am 2. Februar hat das

Kollegium der Kommissionsmitglieder einer leicht

geänderten Version des CDA zugestimmt, der veröffentlicht

und nach Prüfung durch Rat und Parlament

genehmigt oder abgelehnt wird.

Diese Taxonomie-Saga verdeutlichte und verstärkte

sogar die Hauptdivergenzen innerhalb der EU über

den idealen und/oder möglichen Energiemix in

einer Welt mit CO2-Limit, für die die EU ein Vorbild

sein möchte.

Ein Hauptbedenken gegenüber der Taxonomie ist –

dies stellte von Anfang an eine echte Schwachstelle

dar – dass sie auf einem Nachhaltigkeitskonzept

beruht, das zu restriktiv ist und sich derzeit nur auf

„grüne“ Umweltüberlegungen beschränkt.

Stattdessen muss man für eine gesellschaftliche

Nachhaltigkeit kämpfen, ein viel breiteres Konzept,

das bei der Betrachtung der Energie auf einer

gesunden Balance zwischen den drei Säulen (i)

Umweltschutz, (ii) Ökonomie und Bezahlbarkeit

und (iii) Liefersicherheit und -zuverlässigkeit

beruht. Vielleicht gibt man einer Säule mehr

Gewicht als anderen, aber eine Balance ist

notwendig, sonst wird das Konzept für die Gesellschaft

nicht tragfähig sein.

Dieser „grüne“ Ansatz, man kann es Dogma

nennen, ist auf EU-Ebene nicht neu. Der Wechsel

der Begrifflichkeiten von “A Clean Planet for All” zu

“Green Deal”, um die EU-Dekarbonisierungsbemühungen

zu benennen und zu fördern, ist symptomatisch

für den großen Einfluss der „grünen“ Lobby

bei den Gemeinschaftsorganen. Und dies ist kontraproduktiv,

wenn nicht sogar für den europäischen

Zusammenhalt gefährlich, und das zu einer Zeit, in

der dieser Zusammenhalt auf der weiten internationalen

und geopolitischen Bühne so stark benötigt

wird. Das soll nicht heißen, dass die Rücksichtnahme

auf die Umwelt, jenseits der Dekarbonisierung,

nicht mit der größten Sorgfalt behandelt

werden muss, aber es ist notwendig zu begreifen,

dass andere Parameter ebenfalls in gleichem Maß

und durch Einschließen aller Sichtweisen in

Betracht gezogen werden müssen.

Hinsichtlich der Energiepolitik entspringt ein

Problem dem Sprint hin zu volatilen erneuerbaren

Energien, stark gefördert durch einige Mitgliedstaaten,

die durch ihre grünen politischen Parteien

unter Druck geraten sind, und der sich auf der

EU-Ebene in immer höheren Zielvorgaben widerspiegelt.

Es erscheint attraktiv zu sein, die „kostenlose“

Energie von Wind und Sonne zu verwenden,

aber diese Energie ist nicht kontinuierlich

vorhanden und benötigt Back-Up-Anlagen. Es gibt

Energy Policy, Economy and Law

EU-Taxonomie für ein nachhaltiges Finanzwesen: Die Notwendigkeit, das Europäische Elektrizitätssystem zu reformieren?

ı Marc Deffrennes


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Träume, dass eine riesige Elektrizitätsspeicherung

über Batterien, inklusive einer dezentralen Speicherung

bei jeder Familie mithilfe ihres elektrischen

Autos, oder über Wasserstofferzeugung im

P2P-Prozess (Power to Power: “grüne” Elektrizität,

die Wasserstoff erzeugt, um es zu verbrennen, um

damit dann wieder Strom zu erzeugen), dies dann

mit einer sehr schlechten Effizienz, die Lösung sein

wird. Manchmal werden Träume wahr, aber dies

scheint eher ein Mythos zu sein. Die Realität ist,

dass der Sprint zu volatilen erneuerbaren Energien

mit einem Sprint zum Gas hin verbunden ist. Ist es

überraschend, dass Deutschland, das sich für volatile

erneuerbare Energien einsetzt und auf der

EU-Ebene daran arbeitet (zusammen mit Österreich,

Luxemburg und einigen anderen), sie durchzusetzen,

das Nord-Stream-Pipelineprojekt vorantreibt?

Sicherlich entscheidet jeder Mitgliedstaat,

auf der Basis seines demokratischen Prozesses,

welchen Energiemix er benutzen möchte. Aber

dieses Prinzip, verankert im Artikel 194 des

Gemeinschaftsvertrags (TFEU), muss in seiner

Gesamtheit angewendet werden: Wenn andere

Mitgliedstaaten entscheiden, auf CO2-neutrale

Kernenergie zu setzen anstelle von nicht-CO2-neutralem

Gas und die Verwendung volatiler erneuerbarer

Energien zur Elektrizitätserzeugung auf

einen handhabbaren Bruchteil zu begrenzen, sollte

dies respektiert werden. Was genau ein handhabbarer

Bruchteil bedeutet, hängt von örtlichen

Bedingungen ab. Verschiedene Studien zeigen,

dass in Europa ein wirtschaftliches Optimum bei

etwa 35 % liegt, ohne die technischen Randbedingungen

auch nur zu erwähnen.

Das bringt uns zur Problematik der Elektrizitätskosten

und was sie beinhalten. Die Kosten umfassen

drei Komponenten. Die erste Komponente sind die

Elektrizitätserzeugungskosten, wenn sie die

Erzeugungsanlage verlassen, und werden normalerweise

Stromgestehungskosten (Levelized Cost of

Electricity, LCOE) genannt, und bestehen aus den

„overnight capital costs“ (kalkuliert ohne Verzinsung

in der Bauphase, als ob die Anlage über Nacht

errichtet würde) für den Bau und den Finanzierungskosten,

den Brennstoff- und Betriebskosten,

den Rücklagen für die Abfallbeseitigung usw. Die

zweite Komponente besteht aus den Systemkosten

jenseits der Erzeugungsanlage, den Kosten des

Betriebs des Elektrizitätssystems inklusive der

Flexibilitäts- und Regelungskosten, die für volatile

erneuerbare Energien besonders wichtig sind, aber

auch den Anschluss-, Übertragungs- und Verteilungskosten.

Die letzte Komponente enthält externe

Kosten, insbesondere soziale und Umweltkosten,

einschließlich einer CO2-Steuer, wenn fossile

Brennstoffe zur Stromerzeugung eingesetzt

werden. Bis vor kurzem wurden nur die LCOE

verwendet, um die Kosten der Stromerzeugung aus

verschiedenen Quellen zu vergleichen. Das ist nicht

ausreichend. Um einen fairen Vergleich zu ermöglichen,

müssen alle Kosten in Betracht gezogen

werden. Die Kosten der Volatilität (damit sind die

Back-Up-Kosten gemeint, sei es durch Speicherung

oder fossile Kraftwerke) müssen den LCOE der

intermittierenden erneuerbaren Energien zugeschrieben

werden und dürfen nicht in den Gesamtsystemkosten

versteckt werden. Auch darf man

nicht vergessen, die CO2-Kosten hinzuzufügen,

wenn fossile Brennstoffe als Back-up für diskontinuierliche

erneuerbare Energien verwendet

werden. Man muss bedenken, dass Aufbau und

Einsatz der erneuerbaren Energien in Deutschland

das Land über 20 Jahre etwa 500 Milliarden Euro

gekostet haben, ohne dass die Back-Up-Kosten mit

einbezogen wären; dies vermittelt uns eine Vorstellung

von den ökonomischen und sozialen

ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 9

Energy Policy, Economy and Law

EU-Taxonomie für ein nachhaltiges Finanzwesen: Die Notwendigkeit, das Europäische Elektrizitätssystem zu reformieren? ı Marc Deffrennes


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 10

Auswirkungen einer solchen Politik, wenn sie auf

EU-Ebene eingeführt werden würde.

Das nächste Problem, das die Anwendung des Art.

194 des Vertrags behindert, ist der Energiemarkt,

der in den 1990er Jahren im Zuge der Liberalisierunswelle

im Geist der Reagan-Thatcher-Ära

begründet wurde, durch die Europäische Kommission

stark gefördert und in vielen Mitgliedsstaaten

eingeführt wurde. Das Versprechen war es, den

Strompreis für den Verbraucher zu reduzieren.

Nach 30 Jahren der Destrukturierung, Entflechtung,

Restrukturierung, dem Zuwachs von

Schichten über Schichten an Regeln, wo stehen wir

heute? Was wir jetzt haben, funktioniert nicht: Es

erfüllt einfach nicht das Versprechen. Das ursprüngliche

Konzept des Elektrizitätsmarkts wurde noch

mangelhafter, als volatile erneuerbare Energien

auftauchten: Das System vermischte Äpfel und

Birnen. Die Vermengung von kleinen, dezentralisierten

volatilen Anlagen, die aber einen prioritären

Zugang besitzen, mit großen, zentralisierten

steuerbaren Anlagen kann einfach nicht funktionieren.

Heute sind die Elektrizitätskosten und ihr Preis

entkoppelt. Was der Verbraucher zahlt, spiegelt die

wahren Kosten der Elektrizität nicht wider. Die

Verbraucher wissen nicht mehr, was der Hintergrund

ihrer Rechnung ist. Das ist zu komplex

geworden um es zu verstehen und es gibt zu viele

versteckte Interessen.

Es ist höchste Zeit, das Elektrizitätssystem (wobei

ich den Begriff Markt vermeide) in Europa zu reformieren,

tiefgreifend zu reformieren, und eine Langzeitvision

zu vermitteln, wie es in einer stabilen

und gesunden Art und Weise funktionieren kann.

Dabei sollte das Prinzip, dass Elektrizität ein

Gemeingut und keine Handelsware ist, mit der

Verpflichtung verbunden werden, ein dauerhaftes

Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Bedarf zu

haben. Dies kann möglicherweise am besten unter

staatlicher Kontrolle geschehen, da der Staat die

Verantwortung gegenüber seinen Bürgern/

Verbrauchern/Steuerzahlern trägt, und wahrscheinlich

über vertikal integrierte Organisationen.

Und um das Prinzip des Art. 194 zu respektieren,

muss dieses Elektrizitätssystem sicherstellen, dass

der von einem Mitgliedsstaat gewählte Energiemix

die Wahl der anderen nicht behindert oder sogar

stört.

Dies mag anti-europäisch erscheinen. Das ist es

aber nicht, ganz im Gegenteil. Es müssen Lehren

gezogen werden aus dem, was die Taxonomie uns

gezeigt hat: die tiefe Spaltung zwischen der grünen,

pro-100 %-diskontinuierliche-erneuerbare-Energien

Gruppe, der pro-Kernenergie-Gruppe und der

pro-Gas-Gruppe. Weiterzumachen ohne eine

profunde Revision der Art und Weise, wie Art. 194

angewendet wird, indem man sicherstellt, dass

jeder Mitgliedsstaat sich wirklich eigenständig

ohne unnötigen Druck von anderen für den eigenen

Energiemix entscheiden kann, birgt ein viel

größeres Risiko für den Zusammenhalt der Europäische

Union. Und diese profunde Korrektur

impliziert notwendigerweise eine Reform des europäischen

Elektrizitätssystems.

Energie war das Herzstück für die Entstehung der

EU, sie sollte nicht zum Ursprung einer tiefen Spaltung

werden. Energie ist das Blut der Wirtschaft.

Die Zeit ist reif, das grüne Dogma zu überwinden,

weiterzugehen als reine Umweltbetrachtungen,

und die Nachhaltigkeit der europäischen Gesellschaft

voll zu erfassen, für das Wohlergehen der

Bürger Europas. Die Mitgliedsstaaten sollten die

Europäische Kommission beauftragen, entsprechend

der obigen Leitlinien zu arbeiten und bald

fundierte Vorschläge vorzulegen. Hier spielt auch

die Zeit eine Rolle und da andere Teile der Welt hier

voranschreiten, besitzt dies auch eine geopolitische

Priorität.

Autor

Marc Deffrennes

Beamter der Europäischen Kommission im Ruhestand

und Gründer von weCARE

marc.deffrennes@hotmail.com

Marc Deffrennes schloss sein Studium als Kernkraftingenieur im Jahr 1980 ab und

begann seine berufliche Karriere bei Westinghouse in Europa und den USA. Seine

Fachkompetenz erstreckte sich auf die Gebiete Sicherheitsanalyse, Inbetriebnahme

von Anlagen und Strahlenschutz; außerdem trainierte er Ingenieure. Er arbeitete

danach 23 Jahre lang als Beamter der Europäischen Kommission in den Generaldirektionen

Energie, Forschung und Außenbeziehungen. Seine nächsten Stationen

waren leitender Sachverständiger bei der Kernenergie-Agentur in der Kerntechnik-

und Wirtschafts-Abteilung der OECD und Gastprofessor für Kerntechnik

an der Brüsseler technischen Hochschule ECAM. Nach seiner Pensionierung im

Jahr 2019 gründete er weCARE, eine internationale Allianz im Energiesektor.

Energy Policy, Economy and Law

EU-Taxonomie für ein nachhaltiges Finanzwesen: Die Notwendigkeit, das Europäische Elektrizitätssystem zu reformieren?

ı Marc Deffrennes


#52KT

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atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

INTERVIEW 12

“No Other Industry in the World Sees Competitors

Collaborate and Share Best Practices under WANO

the Way the Nuclear Industry Does ”

Interview with Ingemar Engkvist ı WANO Chief Executive Officer

Ingemar Engkvist

WANO Chief Executive Officer

The mission of the World Association of

Nuclear Operators (WANO) is upholding a

high level and further improving nuclear

safety and operational excellence. What are

the lessons learned and implemented from

the Fukushima accident to prevent it from

happening again?

Our members are committed to collaborating

closely with each other and sharing information

and best practices through WANO to maximize

safety and reliability. Consequently, there were

several lessons learnt from Fukushima. After the

accident, WANO identified 12 key post-Fukushima

projects to implement in more than 460 commercial

power plants worldwide to enhance safety. Our

members took measures to improve many important

areas of a nuclear power plant, including

emergency preparedness and planning, severe

accident management,

onsite fuel storage, and

by introducing corporate

peer reviews for our

members.

Many improvements

were complex and challenging

and required a significant investment of

time and resources to complete.

The lessons learnt from Fukushima resulted in our

members collectively implementing approximately

6,000 safety enhancement activities worldwide. I

firmly believe that the overall margin of nuclear

safety has improved from the levels before Fukushima.

And, we will continue to evolve and improve

- as our members’ collective mission to maximize

safety and reliability is never ending. We are always

A good nuclear safety culture has its

foundations in the shared assumptions, values,

and beliefs of the organisation, and this is

driven by leadership responsibility.

Ingemar Engkvist been the WANO Chief Executive Officer since January

2020 and is responsible for overseeing the strategic direction

and daily operations of WANO worldwide. Before his current position,

Ingemar was Director of the WANO Paris Centre. In this role,

he was a member of the WANO Executive Leadership Team (ELT),

composed of the Directors of the Regional Centres as well as the

WANO CEO. He was responsible for the day to day running of the

Paris Centre, and accountable to the Paris Regional Governing

Board and the WANO CEO for the regional centre’s performance.

Prior to joining WANO Paris Centre, Ingemar was the Managing Director

for E.ON Nuclear Sweden (E.ON Kärnkraft Sverige AB, EKS)

from 2010 to 2015. He was the Managing Director of OKG AB from

2011 to 2012 and the Senior Vice President of E.ON Kärnkraft Sverige

AB from 2007 to 2010. He has been on the board of all nuclear

companies in Sweden and was Chairman of OKG AB.

looking at new ways to continuously improve

performance.

How can ensuring a good safety culture at

nuclear power plants and facilities help maximise

safety and reliability?

At WANO, we define nuclear safety culture as

the core values and behaviours resulting from a

collective commitment by leaders and individuals

to emphasise safety over competing goals. A good

nuclear safety culture is

of the utmost importance.

It ensures the protection

of people and the environment.

A theme common in the

industry’s most success ful plants is that they maintain

a very positive plant safety culture. They challenge

themselves to recognize and resolve problems

to prevent any significant events from occurring.

A good nuclear safety culture has its foundations in

the shared assumptions, values, and beliefs of the

organisation, and this is driven by leadership

responsibility. Leaders in organisations with a

healthy safety culture actively always foster and

Interview

“No Other Industry in the World Sees Competitors Collaborate and Share Best Practices under WANO the Way the Nuclear Industry Does” ı Ingemar Engkvist


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

INTERVIEW 13

reinforce safety culture. WANO PRINCIPLES |

PL 2013-1 Traits of a Healthy Nuclear Safety

Culture explains the organisational and personal

traits required for all nuclear plants and facilities

wherever they are in the world.

More nuclear power plants reach what is called

long-term operation (LTO) and recently

some studies identified that LTO of NPPs is

the most cost-effective tool for decarbonization

available. Is there specific consideration

for this issue, specific programmes to promote

long term safety and excellence?

Nuclear power plants (NPPs) are safely operating

for longer time frames than were originally anticipated

at their launch. In

evaluating whether long

term operation is appropriate,

owners and

operators of these plants

work with their government,

regulators, civil society and local communities

– and the IAEA – to analyze what is needed to

assure that lifetime extension is appropriate.

From our perspective, we apply the highest industry

standards – WANO’s Performance Objectives &

Criteria – to all plants. The same approach is used

whether we are looking at a new unit that has just

started up and is achieving first criticality, or a unit

that has been in operation for many years and is in

If we look at broader macroeconomic and

societal trends globally, there are signs of a

growing acceptance of nuclear energy as a

vital part of controlling climate change

lifetime extension. The key principle is that we

assess the performance of all plants to that of the

very best in the world – how to help them achieve

excellence in safety and performance. And our key

focus is looking at the operations of a plant – ensuring

the people, culture and behaviours at each

member plant are working together to maximise

safety.If we look at broader macroeconomic and

societal trends globally, there are signs of a growing

acceptance of nuclear energy as a vital part of controlling

climate change. WANO’s role is not to

promote nuclear energy, but to help ensure that if a

company or country chooses to use nuclear generation,

that it is operated at the highest levels of safety

and reliability. If our members’ plants can continue

to generate safe, baseload

low carbon electricity

in the years to come,

they will shape a positive

future for the industry.

But we cannot be satisfied

with our progress, we will continue to work

together to improve performance further.

Financing and the risks associated with it as

well as construction and political aspects are

obstacles for nuclear new build in many markets.

Is there also cooperation on financing

schemes, construction experience and market

designs on the WANO level?

Interview

“No Other Industry in the World Sees Competitors Collaborate and Share Best Practices under WANO the Way the Nuclear Industry Does” ı Ingemar Engkvist


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

INTERVIEW 14

It is the decision of each country, the industry and

their local communities as to whether or not to

construct and operate a commercial nuclear power

plant. WANO is not an advocate for commercial

nuclear power – our sole focus is on maximizing

safety. So, to answer your question, we are not

involved in the early

stages when decisions

about financing or

market design are made.

However, once a country

chooses to build a plant,

WANO is ready and able to help these new units

prepare for safe and reliable start up. As soon as the

owner of a plant is ready to start construction, we

encourage that new unit to join WANO and benefit

from the worldwide resources, expertise and experience

WANO provides to ensure a safe and reliable

start up. Although we don’t advise on construction

itself, it is important that we work with the operator

during the construction phase – many years before

start up. Our New Unit Assistance programme

provides a comprehensive suite of services for our

members. In recent years, we have supported our

members all over the world in countries such as

UAE, China, India and Pakistan with their new

units.

How is WANO supporting new units worldwide in

achieving a safe and reliable start-up of their operations?

In some parts of the world, in Asia and the

Middle East for instance, the nuclear industry is

growing – around 100 new units have either started

up or will be constructed over around a 15-year

period. As mentioned previously, to meet this

demand our international team of technical experts

provide a New Unit Assistance (NUA) service to

help these new units at our members start up safely

and efficiently. We offer a suite of 18 modules that

are provided to future operating companies at

various points along the design, construction, and

commissioning phases. The service also includes

support for the first fuel cycle, including preparation

for the plant’s first refuelling outage.

Along a new unit’s journey to start-up, WANO

provides support in all areas of plant operations –

from nuclear safety culture, operator fundamentals,

emergency planning, fuel and reactor management,

leadership, and turnover for operations.

Our modules are tailored to a unit or company’s

specific needs, and the delivery methods are varied

to ensure the member receives the right information

at the right point in time. This is delivered

through the sharing of best industry practises,

benchmarking, use of operating experience,

targeted support missions and training.

Our New Unit Assistance programme

provides a comprehensive suite of services for

our members.

The focused support helps members to build-up an

appropriate operational mindset through the three

key phases of the overall project timeline. At the

end of the three phases, and shortly before the first

criticality, WANO visits the new unit and the operations

teams to help them determine their assets and

crews’ readiness to

operate the new unit

safely.

WANO supports all new

nuclear power plants,

whether they are in

newcomer countries such as the UAE, or nations

with an established nuclear power infrastructure,

such as China. WANO delivers a graded approach

according to the type of project and familiarity the

company has with the industry.

Early engagement from new build projects with

WANO on the NUA programme can significantly

reduce the risk of a delay to start-up – or a setback

during the construction phase. Lessons learnt have

been incorporated into the NUA modules, to enable

members to learn from past challenges and ensure

their construction and commissioning projects are

as successful as possible.

How will WANO support the owners and

operators of power plants in the future that

deploy new technologies, such as SMRs? Will

it have to revise its services and approach?

Across the world, our members own and operate

many different types of reactors and technologies

at their stations. Regardless of the technology, we

assess each member plant with the same consistent,

rigorous application of our global standards. As

such, WANO is technology agnostic. Of course, as

new technologies such as SMRs come on stream, we

are ready to adapt our approach if needed. However,

we are primarily focused on operational performance.

We assess individual and team behaviour,

the safety culture and how leadership is demonstrated

at all levels of a plant. In our 30 years of

analysing operating experience globally, we know

that driving performance in these areas will make

the biggest difference to performance, rather than

the technology that is deployed.

The German operators of nuclear power

plants have been active in WANO for decades

and German regulation on safety is among

the most demanding in the world. Will there

be an impact on the work of WANO when no

nuclear power plants will be operated in

Germany?

Without question, the German nuclear industry’s

contribution to WANO has been immense – helping

Interview

“No Other Industry in the World Sees Competitors Collaborate and Share Best Practices under WANO the Way the Nuclear Industry Does” ı Ingemar Engkvist


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

deliver our shared mission to maximise safety and

reliability of commercial nuclear power worldwide.

Some plants managed by our German members

have been among the best run in the world – they

have demonstrated excellence in both safety and

reliability. They have set the standard for excellence

and been a great support for, and shared best

practices with, our global

members. Furthermore,

our German members

have provided some

excellent secondees to

our organization over

the years, helping share their valuable knowledge

and expertise for the greater good. We will certainly

miss them, and we appreciate all the support they

have provided us and our members!

Of course, despite the closures, many will still have

jobs in decommissioning in Germany. Also, we

hope to continue to have strong, close ties with

nuclear professionals from Germany. They are

certainly welcome to work for us and others in the

industry in the future.

After the phase-out Germany will not have

active operators anymore, just decommissioning.

But there still will be front-end companies,

suppliers, service companies and nuclear

safety research. Despite phase-out the government

aspires for Germany to be a recognized

and influential voice on nuclear safety.

How could this be achieved?

Germany has a rich pool of expertise and organisations

across the global nuclear supply chain. I am

sure that in today’s interconnected global economy,

they will continue to deliver products and services

to the nuclear energy

industry in Europe and

many other countries

and regions of the world.

They will also obtain a

vast depth of expertise

on decommissioning, which will be a key service

that can be delivered to many countries over the

coming decades.

What is WANO’s strategy for helping its members

to continue to improve performance

over the next few years, and how can nuclear

professionals in Germany help WANO and its

members in their efforts?

WANO’s focus over the coming years is to support

the industry with its long-term improvement initiative,

which is called ‘Action for Excellence – Shaping

the Nuclear Future’. It will raise the performance of

nuclear power plants and facilities worldwide. It is

Some plants managed by our German

members have been among the best run in

the world – they have demonstrated

excellence in both safety and reliability.

Germany has a rich pool of expertise and

organisations across the global nuclear

supply chain.

an important time for the global nuclear industry.

By further improving performance over the coming

years, nuclear power plants can provide safe,

reliable low carbon electricity to the world for

decades to come. WANO is supporting its members

on this journey. We are currently in the pilot stages

– helping plants around the world complete Action

for Excellence (AfE)

pilots. These pilot

stations – in China,

Finland, Holland, India,

and Armenia to name

just a few – are pioneering

the deployment of new approaches and innovations

to help them – and the industry – raise

performance levels. Central to this will be our

commitment to provide every member plant with a

quarterly report into its performance, with both

qualitative and quantitative insights. We call this

enhanced performance monitoring. In this way, our

members can detect early signs of decline in performance

and take mitigating actions to prevent this.

It is inspiring to see this shared desire for continuous

improvement – no other industry in the world

sees competitors collaborate and share best practices

under WANO the way the nuclear industry

does.As part of our strategy, WANO will be looking

for nuclear professionals with a breadth of experience

and skills to work for us on secondments in

our offices in London, Paris, Shanghai, Tokyo and

Moscow. So, for example, we need experts with

strong data analytical skills to help us deliver the

enhanced performance monitoring, we will need

experienced people with technical and interpersonal

skills that have already helped plants improve

their performance, or have helped high performing

plants sustain strong

performance. Germany

has some of the finest

talent in terms of nuclear

professionals with a

great track record of delivering

high performance. We encourage German

experts to look out for our secondment and permanent

job opportunities, and to come and join us in

making this important initiative a success.

Author:

Nicolas Wendler

Presse und Politik

KernD (Kerntechnik Deutschland e.V.)

nicolas.wendler@kernd.de

For more information,

please visit

www.wano.info

INTERVIEW 15

Interview

“No Other Industry in the World Sees Competitors Collaborate and Share Best Practices under WANO the Way the Nuclear Industry Does” ı Ingemar Engkvist


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SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 16

Optimized Clean Hydrogen Production

using Nuclear Small Modular Reactors

and Renewable Energy Sources:

a Review

Mustafa Ciftcioglu, Filippo Genco, Akira Tokuhiro

1 Introduction As the world's population and economy grow while people migrate from rural areas to

urban areas, the demand for energy rises [1]. Most of the modern electric energy comes globally from fossil

fuels (hydrocarbons) [2], which are depleted and constrained by geographical distribution and extraction

ease [3,4]. The constant use of hydrocarbon-based energy resulted in significant increases of CO 2 and

Greenhouse Gases in the atmosphere and has been indicated as the primary cause of global warming [5].

Sustainable and renewable energy resources play a critical role in the world's future in order to mitigate

global warming and maintain a clean environment [6–9]. Electric energy can be challenging to obtain from

renewable energy sources at a very competitive price. In fact, one of the most striking features of these types

of energy sources is its variability and irregularity [10]. It is then necessary to implement efficient and largescale

technical solutions to address these problems. To cope with the volatility and discontinuity of renewable

energy sources, large-scale storage systems have been proposed and designed to meet the market demand

[11]. By transferring generated energy on multiple time scales, storage devices are able to decouple

supply and demand (hourly, daily, and seasonally) [12].

Hydrogen is a good energy transporter when it

comes to storing energy [13–16]. Furthermore,

Hydrogen is already a commodity that is utilized as

a feedstock in a variety of industrial applications,

from refineries to the manufacturing of ammonia

and methanol [17]. Hydrogen-based energy storage

systems are rising in importance for large-scale

energy storage due to their ability to be stored and

transported, as well as for cost effectiveness

[3,13,18]. From less than 20 Mt in 1975 to more

than 70 Mt in 2018, the global demand for pure

hydrogen has surged dramatically [19]. While

several researchers support the use of hydrogen as

an energy carrier for the reasons just described

[20], most of the latest studies, have however

concluded that a fully hydrogen-dependent

economy is still disputed and unattainable [13,21],

despite the fact that it has just begun to show

promise [22]. Whatever the difficulties, the trend is

toward clean hydrogen generation to reduce CO 2

emissions and meet global energy demand

[5,14,23–25].

According to the type of energy sources, hydrogen

can be named. The use of a color-coded approach to

describe hydrogen generating technology is becoming

more common. Hydrogen production methods

according to colors are indicated in Fig. 2. The following

are the key colors that are being considered

[30]:

| Fig. 1

The most common alternate ways for producing hydrogen from energy sources

as described by [26].

p Grey (or brown/black) hydrogen, which is

produced by fossil fuels (mostly natural gas and

coal) and emits carbon dioxide;

p Blue hydrogen, which is produced by combining

grey hydrogen with carbon capture and storage

(CCS) to avoid the majority of the process' GHG

emissions;

Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power

Optimized Clean Hydrogen Production using Nuclear Small Modular Reactors and Renewable Energy Sources: a Review ı Mustafa Ciftcioglu, Filippo Genco, Akira Tokuhiro


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

p Turquoise hydrogen, which is produced by

pyrolysis of a fossil fuel and produces solid carbon

as a by-product;

p Green hydrogen, when produced by electrolyzers

powered by renewable energy (and in some

situations, other bioenergy-based processes like

biomethane reforming or solid biomass

gasification);

p Yellow (or purple) hydrogen, when produced by

electrolyzers powered by nuclear power.

Traditional water electrolysis, steam reforming,

steam electrolysis at high temperatures, hybrid and

thermochemical cycles are only a few of the approaches

documented in the literature that can produce

heat and electricity while also creating hydrogen

from water in the same nuclear power reactor

[26,30]. One of the most attractive technologies is

the nuclear hybrid energy system (NHES). The

NHES can generate hydrogen as well as low-cost

power [31,32].

Due to the complexity of NHES, when optimized,

NHES can be more efficient [32]. Multi-objective

optimization in the NHES is a very complex aspect

of optimization processes because almost all realworld

optimization problems are formulated using

multiple conflicting objectives. The usual way to

solve such problems is to combine multiple objectives

into one, but the right approach tries to solve

the multi-objective optimization problem in the

real world. Artificial intelligence and algorithms

can be used to optimize a variety of processes in

complicated systems [8,23,33–37]. Moreover, for

linear, integer, and nonlinear optimization, the

Lindo® What's Best (or similar) tool can be used

[38,39]. The tool provides the best answer with

defined constructions and parameters [38]. Thus,

the purpose of this paper is to explore and report

the most recent technologies proposed to generate

hydrogen based on nuclear and renewable energy

using optimization techniques.

Briefly, this study provides an overview of nuclearrenewable

clean hydrogen generation processes,

with a focus on basically water-based approaches.

In addition to this, it contains an overview of small

modular reactors with its temperature ranges and

potential usage areas. It continues by giving information

about hydrogen such as potential uses in

different sectors. In the next sections, there is a

comparison of hydrogen production technologies,

namely, thermochemical cycles and electrolysis in

terms of cost, efficiencies, global warming potential

(GWP) etc. and followed by, this research indicates

technology readiness level of the hydrogen production

technologies. Finally, the goal of this research

| Fig. 2

Hydrogen production methods according to most commonly used color schemes.

is to optimize each stage of the hybrid system in

order to achieve better outputs while taking into

account complexity and multi-objectivity.

2. Nuclear Power Plant

Nuclear power plants produce heat energy without

emitting carbon dioxide due to nuclear (fission)

processes. Heat is utilized to generate steam, which

drives a steam turbine attached to an electricity

generator, as characteristic of thermal power

plants. There are approximately 440 nuclear power

reactors operating globally providing approximately

11.5 % of the world’s electricity demand

[40,41]. Nuclear power plants have reduced CO 2

emissions by 60 gigatons during the previous 50

years [42]. Table 1 shows a summary of information

of six different nuclear reactors in terms of coolant

type, neutron spectrum, capacity (MWe), fuel cycle

and outlet temperature (°C).

It is feasible to produce hydrogen using a nuclear

reactor due to its great thermal energy capabilities

[50,51]. There are numerous technologies and

techniques for producing hydrogen from a variety

of sources, including fossil fuels, renewable sources

and nuclear energy [22,52,53]. The nuclear hybrid

energy system is one of the most appealing technologies

(NHES) [2]. The NHES can produce both

hydrogen and low-cost electricity [31,54]. The

same nuclear power reactor can deliver heat and

electricity while also producing hydrogen from

water with different methods [54]: water electrolysis,

steam reforming, steam electrolysis at high

temperatures, hybrid and thermochemical cycles

are just a few of the techniques covered in the literature

[6,55,56].

According to the capacity, nuclear power reactors

are divided into three, which are small, medium

SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 17

Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power

Optimized Clean Hydrogen Production using Nuclear Small Modular Reactors and Renewable Energy Sources: a Review ı Mustafa Ciftcioglu, Filippo Genco, Akira Tokuhiro


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 18

| Tab. 1

The data of six distinct nuclear reactors.

and large reactors [57]. Currently, as small modular

reactors (SMRs) are promising technology, this

study continues with SMRs in the section 4.

3. Generation-IV Nuclear Reactors

Generation IV’s six reactor concepts were first

proposed by the US DOE and under the Generation

IV International Forum (GIF): select nations

proposed advancing the development of one or

more of GEN IV concepts. Originally, two to three

concepts were slated to be (down) selected and

constructed for operation by 2030. As part of the

Generation IV initiatives, the US proposed interest

in the Next Generation Nuclear Plant (NGNP) as a

type of VHTR with accompanying interest in a

hydrogen production plant (INL) [58] and according

to Patterson [46], performed studies of (State

of) Hawaii to produce liquid fuel from biomass by

hosting a VHTR plant. The use of CO 2 gas in the

VHTR also peaked interest in supercritical phenomena

(CO 2 , light water) and higher overall plant

efficiencies, due to potential downsizing of turbine

components and the availability of printed circuit

heat exchangers (PCHE). Song et al. reported on

testing a PCHE in a supercritical CO 2 Brayton cycle

in partnership with ANL [59]. Finally, a US Nuclear

Energy University Program by Tokuhiro et al. used

a high-temperature gas circulator (to simulate a

VHTR) and an intelligent control system (applied

neural networks) needed to extract energy from

approximately 950 °C to 50 °C [60].

When looking at traditional nuclear reactors, it is

well known that they are not thermally very efficient

due mostly to limitations imposed on

moderator temperatures. As a result, over twothirds

of thermal energy produced in conventional

nuclear reactors is wasted and lost into the

environment. To make nuclear reactors more efficient,

the temperature difference (ΔT between

highest and lowest Rankine cycle points) must be

increased: for example, by increasing coolant

temperature. By doing so, thermodynamic efficiency

can be increased [61].

As part of Generation-IV nuclear reactors, six different

types of nuclear reactors have been developed,

including the Gas-Cooled Fast Reactor (GFR), Very-

High-Temperature Reactor (VHTR), Lead-Cooled

Fast Reactor (LFR), Molten Salt-Cooled Fast Reactor

(MSFR), Supercritical-Water-Cooled Reactor

(SCWR), and Sodium-Cooled Fast Reactor (SFR).

Gen-IV reactors are being developed all around the

world aiming for higher cycle efficiency, high

temperature steam electrolysis, high temperature

thermo-chemical cycling, or hybrid water separation

for hydrogen production. The SCWR, for

example (Canada’s Gen-IV concept) has a higher

net thermal efficiency of 45 % [62], and it can be

configured to produce hydrogen employing Cu-Cl

thermo-chemical cycle. This cycle demands higher

temperatures provided by the projected SCWR

design. The reason for its higher efficiency is that

SCWR can function at temperatures and pressures

up to 500 °C and 28 MPa, due to the supercritical

thermophysical properties gains. According to

Atomic Energy of Canada Limited, the SCWR

concept can generate hydrogen via Cu-Cl is shown

as the most promising technology based on nuclear

systems [63]. In addition to improved efficiency,

Generation-IV nuclear reactors have enhanced

safety and reliability, sustainability, proliferation

resistance, and physical protection [64].

Generation-IV nuclear reactors are important

because temperature differences (ΔT) or heat

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Optimized Clean Hydrogen Production using Nuclear Small Modular Reactors and Renewable Energy Sources: a Review ı Mustafa Ciftcioglu, Filippo Genco, Akira Tokuhiro


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(~400-800 °C) Methane reforming H 2

prodution

(600-950 °C) Thermochemical hydrogen production

Water cooled reactors

Seawater desalination

District heating

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200

Liquid metal cooled reactors

Very high temperature reactors

Gas-cooled fast reactors

Molten salt reactors

Supercritical water-cooled reactors

Sodium-cooled fast reactors

Methanol production

| Fig. 3

SMRs for non-electric applications. Data taken from [78].

Petrolum refining

Pulp & paper manufacture

energy at high temperatures play a key role in

hydrogen production [61,65]. In terms of temperature

difference, concentrated solar power (CSP)

technologies can be suggested for usage with Generation-IV

nuclear reactors, such as SCWR, to contribute

to the hydrogen economy by raising the temperature

difference: CSPs in fact can meet the hightemperature

requirement as reported in the literature

[31,66,67].

4. Small Modular Reactors (SMRs)

SMRs are nuclear fission reactors that are a fraction

of the size, power and cost of conventional large

reactors. They can be built in a factory and transported

to a location ready to be installed in prefabricated

modules. Modular reactors thus minimize

building time on-site, improve containment

efficiency, reduce fabrication costs and are considered

to be safer than existing conventional designs

(PWR, BWR and CANDU) [68–70] . The implementation

of completely passive safety elements that

can operate without human involvement results in

increased safety [71,72]. In comparison to conventional

nuclear reactors, SMRs require less personnel

[73]. SMRs are being actively designed and

proposed for their capacity to overcome most of the

financial and safety constraints that prevent large

conventional reactors from being built globally on a

large scale [74].

According to the International Atomic Energy

Agency (IAEA), small reactors are those that

produce an equivalent electric power of less than

300 megawatts electric (MWe) [75], while the

(~800-1000 °C) Coal gasification

Heavy oil desulfurization

(600 °C)

Blast furnace steel making

(800 °C)

(850 °C)

(1000 °C)

reactors that are between 300 MWe and 700 MWe

are named as “medium modular reactors” [57,76].

SMR designs cover the spectrum of possible reactors

from scaled-down plants of previous designs to

full Generation-IV innovative designs. Thermalneutron

reactors and fast-neutron reactors, as well

as molten salt and gas-cooled reactor concepts,

have all been proposed in the last years [77].

When compared to typical large nuclear power

plants (NPPs of 1 GWe), Small Modular Reactors

(SMRs) have significant and clear advantages. In

part to these advantages, sophisticated SMRs can

be used for more than just power generation. They

can also be used to produce hydrogen, desalinated

water, liquid transportation fuels, and some chemicals

needed in the petroleum industry as depicted

in Fig. 3 (when co-located) [78] .

Small Modular Reactors (SMR) with advanced

features are projected to have a simpler design [79],

lower cost due to their mass production, and a

smaller physical footprint [80,81]. SMRs also have

higher levels of safety, security, and resistance to

proliferation [80–82]. Modularizing construction

technique is not new in the manufacturing industry,

and it has been used in the construction of major

reactors in the past [83]. However, modularizations

provide reduced initial capital investment, scalability,

and siting flexibility in regions where traditional

big reactors are not feasible nor needed [81].

Since this review focuses on nuclear-renewable

hybrid systems to produce hydrogen, in the next

section, renewable energy is reviewed.

(°C)

SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 19

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SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 20

Onshore

Offshore

Biofuels

For Electricity

and Heat

| Fig. 4

An indication of renewable energy sources.

5. Renewable Energy

Traditional energy generation from fossil resources

(coal, oil, and natural gas), has been very effective

in providing economic development on a global

scale and it plays still a key role in satisfying the

world's energy needs [7,22]. However, global

primary energy consumption is increasing due to

increasing population and rising energy demand

due to improved living standards [1]. Renewable

| Fig. 5

Hydrogen production methods with renewable energy.

Wind Energy

Hydro Energy

Bio Energy

Renewable

Energy

Sources

Marine Energy

Solar Energy

Geothermal

Energy

Solar-PV

Solar

Heating

CSP

Renewable energy is derived from renewable

resources that are regenerated naturally on a

human timescale, such as carbon-neutral sources as

sunshine, wind, rain, tides, waves, and geothermal

heat [85]. Despite the fact that the majority of renewable

energy sources are sustainable, others, such

as biomass are not and are finite (eroding possibly

other feedstocks) [6]. Fig. 4 depicts a breakdown of

renewable energy sources [86]. Renewable energy

sources are transformed into useful energy forms

such as electricity, fuels, hydrogen, and heat thanks

to renewable energy technology [87].

Finding more dependable, sustainable, and diversified

energy sources might be a realistic option for

reducing and eliminating greenhouse gas emissions

while fulfilling global energy demands. As a

consequence, hydrogen has several benefits over

other choices and may be utilized to reduce pollution

and dependency on imported oil [5,88,89].

Although hydrogen is not a primary energy source,

it becomes an attractive energy carrier when separated

from other elements utilizing an energy

source [20,67,90]. Hydrogen production methods

with renewable energy are shown in Fig. 5

[6,22,67]. Hydrogen is a clean energy carrier in fuel

cells since it reacts with oxygen without producing

CO 2 and producing water as the only by-product

[90].

energy contributes to the majority of the greenhouse

gas emissions reductions required between

now and with 2050 in mind to keep global average

surface temperature rise below two degrees Celsius

[7]. Thus, renewable energy sources have begun to

gain significance in order to meet the rising energy

demand of the world and to reduce carbon dioxide

emissions in terms of environmental issues [14]. We

can prevent future extreme weather and climate

consequences by using renewable energy sources,

which reduce greenhouse gas emissions ensuring

reliable, timely, and cost-effective energy delivery

[84]. Deployment is key.

Some direct or indirect advantages of hydrogen can

be listed as follows [22];

p Help reducing oil imports for an oil-lacking

nation.

p Help achieving relative long-term sustainability

compared to current energy sources.

p Change the current environment outlook by

enabling emission reduction.

5.1. Solar Photovoltaic (PV)

The cost of hydrogen generated by solar electrolysis

is roughly 25 times greater than fossil fuel alternatives

with this technology, which is one of the

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highest-cost hydrogen generation methods. The

cost of solar PV, on the other hand, is projected to

fall even further, as it has already dropped from 25

to 6 times [22,91]. More efforts are then needed in

order for this hybrid system to be effectively competitive

on the market both for cost and coupling efficiency.

5.2. Concentrated Solar Power (CSP)

It is possible to produce hydrogen by using heat

energy coming from a concentrated solar power

(CSP) plant [66,67]. Mirrors direct sunlight to a

receiver in concentrated solar power installations.

The thermal energy gathered in the receiver is

utilized to power a steam turbine, which then generates

electricity [92]. This CSP technology very

suitable to assist nuclear power plants ensuring that

heat energy at high-temperature is provided

directly and without intermediate conversion for

the nuclear steam superheating. Three kinds of CSP

technologies meeting the high-temperature requirements,

are commonly reported in the literature.

These technologies are categorized according to the

mirrors devices used in CSP. These are the Parabolic

Trough (PT), Fresnel Reflectors (FR), Dish

Receiver (DR) [31, 93]. PT technology made over

90 % in operation in 2013 [94], and recently more

than 60 % of CSP systems [95]. The FR system is

similar to PT collector technology, but it employs a

number of ground-based, flat or slightly curved

mirrors positioned at various angles to focus

sunlight onto a stationary receiver several meters

above the mirror region [96]. Solar power towers,

also known as "central tower" power plants,

"heliostat" power plants, or "power towers," are a

form of solar furnace that receives concentrated

sunlight through a tower. It focuses the sun's beams

onto a collection tower using a system of flat,

moveable mirrors known as heliostats. One possible

alternative for sustainable, pollution-free energy is

concentrated solar thermal power [31].

5.3. Wind Energy

This approach, which uses energy generated by

wind turbines for electrolysis, has one of the most

potential among renewable sources for producing

pollution-free hydrogen, especially for dispersed

systems [97]. The drawbacks of using wind energy

to create hydrogen include not only the expensive

cost of wind turbines and electrolyzers, but also the

optimization of the turbine electrolyser-storage

system. The cost of generating hydrogen with wind

turbines is about 6-10 times as much to produce

hydrogen as fossil fuel alternatives and so not yet

competitive. In the future, this rate is projected to

be reduced by half [22,91].

6. Hydrogen

Hydrogen is a chemical element having a H symbol

and its atom number is “1”. Hydrogen (H 2 ) is one of

the most prevalent elements in the universe, and it

is found mostly in water and organic compounds on

our planet [7]. It's a combustible gas that's colorless

and odorless [98]. Because hydrogen's atomic

weight number is 1.008 amu, it was decided that

October 8th (10/08) should be designated as

National Hydrogen and Fuel Cell Day in the United

States [99].

Hydrogen is extensively employed in industrial

areas such as petrochemicals, agriculture (such as

ammonia for fertilizers), food processing, plastics,

manufacturing, and, increasingly, transportation

[100].

One of the most important components in the petroleum

and petrochemical sectors is hydrogen.

Because of novel fuel cell applications, hydrogen

has recently become more important [35,101].

Hydrogen can be produced utilizing a variety of

methods, including various feedstocks, routes, and

technologies, as well as various energy sources such

as fossil fuels and renewable energy sources

[31,35,102–104].

Steam reforming of natural gas (methane) has

become the most cost-effective and widely used

process for hydrogen production, accounting for

around half of all hydrogen produced worldwide

[6,105,106]. According to [100], currently, over

97 % of the world's hydrogen is produced by steammethane

reforming of fossil fuels like coal or

methane (SMR), which emits significant amounts

of CO 2 into the atmosphere [107]. The global

warming potential of hydrogen generation via the

steam methane reforming method has been estimated

to be 13.7 kg CO 2 per kilogram of net

hydrogen generated (CO 2 consists of 77.6 % of the

system's global warming potential) [107,108]. A

typical steam methane reforming hydrogen plant

that produces one million cubic meters of hydrogen

per day emits 0.3-0.4 million standard cubic meters

of CO 2 , which is generally dumped into the atmosphere

[107]. In the next section, potential nuclear

based hydrogen generation methods are explained.

Hydrogen can be part of an integrated system that

offers dispersed renewable energy while also being

connected to a base-loaded nuclear power grid,

where it can be stored and utilized to create electricity

for a facility or in mobility applications [109].

SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 21

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6.1. Prediction of Hydrogen’s Future against

Gasoline

Efficiency can be substantially reduced to an economics

issue to be handled at the entire value chain

level provided that CO 2 emissions are taken into

account. This is significant because hydrogen can

be used far more efficiently in some applications

and can be produced without emitting almost no

greenhouse gases. A hydrogen fuel cell in a vehicle,

for instance, has about 60 % efficiency, while an

internal combustion gasoline engine has approximately

20 % efficiency [19]. In terms of energy per

unit of mass, hydrogen has three times higher

energy (120.1 MJ/kg) than gasoline and contains

more energy than natural gas as well. Thus,

hydrogen is seen as a very promising fuel for transportation.

After taking into account the efficiency of converting

hydrogen into power, the price of gasoline paid

by automobile owners is roughly 10 USD/kgH 2 for

hydrogen provided in most regions by 2030. It

means that the hydrogen costs delivered by 2030

will be affordable when compared to expected

hydrogen price (USD 7.5-9.0 per kg-hydrogen) in

2030 [19]. For these reasons, it is possible that

hydrogen will be replaced by gasoline in the future

years.

7. Nuclear Hydrogen Production

Nuclear Power Plants have a significant role in

meeting the increasing energy demand of the world

[110]. In terms of clean hydrogen generation, renewable

and nuclear energy are the only carbon-free

(or low-carbon) options [111]. Electrolysis utilizing

electricity from intermittent renewable or dependable

nuclear sources and direct utilization of heat

from nuclear energy, may enable thermochemical

hydrogen produced from renewable energy costs

between US$2.56-7.39/kg-H 2 , which is more

expensive than black, blue, and grey hydrogen, as

indicated in Table 2. As an example, calculation of

green hydrogen cost employing traditional electrolysis

(alkaline) is pointed in Table 3 [2]. To obtain 1

kg of hydrogen, 180 MJ electricity, 26.2 MJ heat

energy and 11.5 kg of water are used via low-temperature

electrolysis at 60 °C and 0.1 MPa. According

to the prices of heat and electrical energies per unit,

the product cost of 1 kg-hydrogen is equal to $US

5.92 [2] .The cost of aqua hydrogen that does not

emit CO 2 is US$ 0.23 per kg-hydrogen as reported

in [112]. In Table 2, the information of the costs of

producing hydrogen using various technologies is

given.

Moreover, using renewable energy sources is an

excellent choice for clean hydrogen production,

since the cost of producing hydrogen via traditional

electrolysis (low temperature electrolysis) plays

such a significant role in the clean hydrogen

economy. For this reason, to calculate electrolytic

hydrogen cost, photovoltaic (PV) panels as a clean

energy source were used in a study including all

major techno-economic parameters [113];

p Electricity consumption: 57.85 kWh/kg-H 2

p Investment cost: 368 $/kWe

p Operation life of the electrolyzer: 7 years

p Project lifetime: 30 years

p Discount rate: 6 %

p Hydrogen capacity production: 250 t/year

According to the study, the cost of green hydrogen

produced through electrolysis is around $7/kg-H 2 ,

which is more than the cost of other types of

hydrogen such as black, blue, and grey hydrogen. It

| Tab. 2

A summary of the costs reported in the literature for producing hydrogen using various technologies. (CCUS: carbon capture use and storage)

process using high-temperature reactors, and can

increase hydrogen production plans [45].

Green hydrogen is an expensive strategy compared

to fossil-based hydrogen production [112]. Green

is also demonstrated that electricity expenses

account for more than 70 % of the cost of production

hydrogen using a PV energy source.

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According to another study done [114], the cost of

production hydrogen employing low temperature

electrolysis, which has parameters of production

capacity 1500 kg/day, capital cost $0.96, feedstock

$5.06, operation and maintenance cost (O&M)

$0.73, is shown as $6.75 per kg-H 2 .

Hydrogen derived from fossil fuels produces a

considerable quantity of emissions, which is not

good for the environment and the issue of climate

change [84]. On the other hand, hydrogen can be

obtained by using energy coming from nuclear

power plants almost without any carbon emission.

Nuclear as clean energy source can be used to separate

hydrogen from the ocean water [16]. When

looked from this perspective, nuclear power plants

will be critical in producing hydrogen on a large

scale in the future [61]. Hydrogen generation with

nuclear energy is shown in Fig. 6. In this model,

heat and electrical energy are transferred from

nuclear power plant to hydrogen generation plant

to obtain hydrogen by separating water [120].

| Tab. 3

Calculation of per kg of hydrogen employing alkaline electrolysis [2].

Hydrogen may be produced in a variety of ways,

including steam reforming, steam reforming at

high temperatures, coal gasification, conventional

water electrolysis, thermo-chemical cycles, hybrid,

and high temperature electrolysis, according to the

literature [22,29,56,67,89,90, and 121–128].

Nuclear power plants are more effective in terms of

heat generation than that of electricity. In addition

to this, since thermo-chemical cycles and high

temperature electrolysis require electricity and

especially high temperatures which are 500-830 °C,

which means requiring more heat energy than electrical

energy, nuclear energy can be used to generate

hydrogen [17,56,103,129].

7.1. Thermochemical Hydrogen Production Cycles

Many thermochemical hydrogen generation cycles

operate on the idea of thermally separating water

into oxygen and hydrogen using clean energy

sources that do not emit greenhouse gases, owing

to chemical compounds and reactions. In the literature,

there are about 200 thermochemical cycles

| Fig. 6

A schematic of nuclear hydrogen production.

reported for generating hydrogen in such way

[124]. In terms of some criteria, such as efficiency,

cost analysis, complexity, industry adaptability,

two thermochemical cycles have an important role

in producing hydrogen: copper-chlorine and sulfuriodine

indicated as very promising in [130]. Both of

them have different requirements and also different

efficiency. Heat, rather than electricity, is the

primary source of energy for splitting water to

generate hydrogen by using sulfur-iodine (S-I) or

copper-chlorine (Cu-Cl) thermo-chemical cycles

[17]. In these cycles, chemicals are recovered and

reused [17,124]. Sulfur-iodine thermochemical

cycle requires about 850 °C which is higher than

copper-chlorine’s temperature requirements

(around 530 °C): therefore, it can be used coupled

with a Very High Temperature Nuclear Reactor

(VHTR) - gas cooled [16,43,131]. Cu-Cl thermochemical

cycle, on the other hand, can be preferred

with other available energy sources because it

requires a lower temperature than S-I [17].

7.1.1. Copper-Chlorine (Cu-Cl) Cycle

Cu-Cl cycles come in seven different varieties [44].

The four-step Cu-Cl cycle having about 43 % net

efficiency [100] offers the highest energetic and

exergetic efficiency, according to the researchers

[132]. The heat requirements at about 530 °C for

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Cu-Cl [123,133] can be met with new generation

nuclear reactors or concentrated solar power (CSP)

systems [134,135]. Because solar and nuclear

energy are both clean sources of energy, using the

Cu-CI thermochemical cycle to produce hydrogen

may be preferable [133].

The four-step Cu-Cl cycle involves hydrolysis,

thermolysis, electrolysis, and drying steps

[122,124,136].

The first step which is hydrolysis:

2CuCl 2 (s) + H 2 O(g) C Cu 2 OCl 2 (s) + 2HCl(g)

(at 375-400 °C [136]) (1)

The second step which is thermolysis consists in the

decomposition of copper oxychloride taking place

at high temperatures of about 500-530 °C;

Cu 2 OCl 2 (s) C ½ O 2 (g) + 2CuCl(l) (2)

The third step which is electrolysis;

2CuCl(aq) + 2HCl(aq) C H 2 (g) + 2CuCl 2 (aq)

(at 25 °C) (3)

The fourth step (drying of aqueous cupric chloride)

happens at temperature between 30 to 80 °C;

CuCl 2 (aq) C CuCl 2 (s) (4)

As the heat requirement is at a temperature below

550 °C, Super-critical water reactor (SCWR) can be

used to meet the heat requirements for Cu-Cl cycle

[63,89]. The Generation IV reactor (SCWR) generates

electricity at a 42 percent efficiency, which

translates to a net efficiency of roughly 30 percent

for hydrogen production via electrolysis [100].

7.1.2. Sulfur-Iodine (S-I) Cycle

In the literature, even though there are various

types of S-I cycles, the most prevalent is the threestep

S-I cycle [131,137]. S-I cycle has a similar

efficiency with Cu-CI [17].

The first step (exothermic) is hydrolysis:

I 2 (l+g) + SO 2 (g) + H 2 O(g) C 2HI(g) + H 2 SO 4 (l)

at 120 °C (5)

The second step (endothermic) is oxygen

generation:

H 2 SO 4 (g) C SO 2 (g) + H 2 O(g) + ½O 2 (g),

endothermic at 850 °C (6)

In the third step (endothermic) hydrogen

production if finally obtained;

2HI(g) C I2(g) + H2(g) at 450 °C. (7)

This procedure needs the use of water and heat, as

well as three chemical interactions. The water in

this cycle is split into oxygen and hydrogen, and the

other materials are recycled to be used again. Heat

of at least 850 °C is necessary in the first process,

known as "catalytic decomposition of sulfuric acid"

[17,137]. Low pressure also contributes to safety by

minimizing the risks of pressurization in chemical

plants and reducing high temperature stresses. A

lot of work has gone into matching this cycle to

high-temperature nuclear reactors, as well as estimating

total process efficiency and hydrogen cost.

Early estimates suggested that the S-I processes

might create hydrogen at 45 to 55 percent efficiency

and co-produce hydrogen and power at a rate of

above 60 percent [89].

7.2. High Temperature Electrolysis (HTE)

Electrolysis may also be used to produce hydrogen

from water [20,67,100,102,103]. There are two

types of electrolysis described in the literature:

conventional and high temperature electrolysis

[67,90]. Temperature differences are the cause of

the discrepancies [90]. While typicaly electrolysis is

carried out at temperatures below 100 °C [138],

high temperature electrolysis needs heat at temperatures

above 100 °C [56]. Due to the fact that water

is in the form of steam at working temperature,

high temperature electrolysis is also known as "high

temperature steam electrolysis". In this section,

"high temperature" refers to above 600 degrees

Celsius [56].

The technique of conventional electrolysis is wellestablished:

hydrogen is generated on the cathode

by transferring energy via electrochemical cells

inside the water electrolysis unit while pure oxygen

is obtained on the anode [56,139]. Conventional

electrolysis contributes to the production of 4 % of

the world's hydrogen [140]. It means that traditional

electrolysis does not meet the world's demand for

hydrogen. Thus, high temperature electrolysis

(HTE) is necessary for large scale hydrogen

production.

High temperature electrolysis differs from regular

electrolysis in that the majority of the energy

required for HTE comes from heat rather than electricity.

Water is decomposed into hydrogen and

oxygen via thermolysis at 2500 °C; electricity then

is not required [141]. Therefore, it is more efficient

than traditional electrolysis because it eliminates

the somewhat wasteful process of converting heat

to electricity, but it requires a much higher temperature

source. The HTE can use energy coming from

nuclear reactors generating electricity and heat

which is necessary for steam needed for electrolysis

[103]. The HTE is powered by nuclear reactors,

which provide electricity and heat, both of which

are required to produce steam for electrolysis

[89,103]. Such HTE plants might play a significant

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role in grid balancing by delivering extra energy to

the grid when demand is high and taking electricity

from the grid when demand is low to generate

hydrogen. The energy input is a mix of electricity

and heat over the whole temperature range of 0 °C

to 2500°C [56]. At a temperature of 850°C (a

common temperature), the high temperature steam

electrolysis (HTSE) requires 2.5 [kWh e /Nm 3 ] and

0.92 [kWh t /Nm 3 ] of electrical and thermal energy,

respectively [47,56]. Because high-temperature

electrolysis needs a high-temperature environment,

typically more than 600 °C, nuclear reactors

with Generation-IV Small Modular Reactors are

ideal to ensure the heat energy needed [16,103].

An electrolysis cell in the HTE mechanism consists

of a cathode (hydrogen electrode), anode (oxygen

electrode) and an electrolyte. One side of the electrolyte

is connected to the cathode, while the other

is connected to the anode. Water is heated by

external heat before entering the electrolysis cell as

steam in the HTE process. As can be seen in equation

(8) applying steam to the cathode of an electrolysis

cell decomposes steam into hydrogen and

oxygen ions. The hydrogen is then extracted as a

hydrogen product, and the oxygen ion is delivered

to the anode through the oxygen ion conductivity of

the electrolyte. As can be observed in equation (9),

| Fig. 7

A schematic of HTE mechanism.

the oxygen ion is obtained as the oxygen product at

the anode. Eq. (8) and eq. (9) describe the hightemperature

electrolysis processes, and eq. (10) is

the sum of eq. (8) and eq. (9). Equation (10) depicts

the process that splits water into hydrogen and

oxygen. The HTE working mechanism is shown in

Fig. 7.

H 2 O + 2e – C H 2 + O – 2 (8)

O – 2 C ½ O 2 + 2e – (9)

H 2 O C H 2 + ½ O 2 (10)

| Fig. 8

Comparison of nuclear methods, namely, Cu-Cl and S-I cycles, HTE.

Despite the fact that the HTE efficiency of conversion

from electricity to hydrogen may reach up to

80 %, the overall efficiency of the hybrid system

(nuclear and HTE) is significantly lower due to

nuclear power plant efficiencies of approximately

33 % [91].

7.3. Comparison of The Potential Methods

The performance comparison of global warming

potential (GWP), acidification potential (AP), social

cost of carbon (SCC), hydrogen production cost,

energy and exergy efficiencies of the HTE, Cu-Cl,

and S-I cycles to produce hydrogen (most common

cycles used to produce hydrogen and explained in

the following paragraph) using nuclear energy is

shown in Fig. 8 [14,22].

7.4. Technology Readiness Level

The level of vulnerabilities for each of the proposed

technologies that must be reviewed before to

deployment, and this is referred to as "development

risk". The technology development strategy should

specify a technology development and demonstration

program allowing NHES to be distributed in

time. As a result, development risk has been transformed

into a qualitative composite score based

sub-systems readiness. The focus is on generic technology-specific

components instead of industrystandard

procedures like water treatment or waste

management [142].

For the main components of the Nuclear-Renewable

Hybrid Energy System (N-R HES) Technology

Development Program Plan, each technology has

defined its current Technology Readiness Level

(TRL) [2,143]. In Fig. 10, the TRLs of the potential

hydrogen production methods with its costs and

maximum temperature requirements are depicted.

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Area

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Cost Testing Hot Operations

Single/Integral Effect Testing

T echnology

Component Subsystem System Plant

| Fig. 9

An indication of TRLs [142].

TRL 9

TRL 8

TRL 7

TRL 6

TRL 5

TRL 4

TRL 3

TRL 2

TRL 1

Plant Operational

Prototype

Engineering Scale

Pilot Scale

Bench Scale

Experimental Scale

Proof of Concept

Application Formulated

Basic Principle

When a hybrid system is evaluated in terms of TRL,

the lowest component TRL score defines the system

TRL score. Fig. 9 indicates a simplified overview of

TRLs for N-R HES.

Three commercial electric utilities and Idaho

National Laboratory have been selected to modify

facilities to produce carbon-free hydrogen via electrolysis.

Hydrogen will be utilized as a main energy

source, as well as for transportation and storage. In

the project, light water nuclear reactors are to

produce 100 % carbon free hydrogen via alkaline

electrolysis (low temperature electrolysis) which a

TRL rating of nine. The ultimate goal of this

research project is to improve the long-term

economic competitiveness [144] showing the

competitiveness offered by nuclear power when

compared with renewable energy.

To achieve the highest efficiency outputs from the

primary energy sources mentioned and the

hydrogen production method compared previously,

it is sensible to look at the most compatible subsystems

when optimized. As a result, optimization is

discussed in the following section.

8. Optimization

The term "optimization" refers to the process of

obtaining the best results (outputs) possible in a

particular situation [8,32,36,37,145]. An optimization

problem, in its most basic form, involves

selecting input values from a set of acceptable

options and computing the value of a real function

to maximize or minimize it. The generalization of

optimization theory and techniques to new formulations

is an important field of practical mathematics.

Optimization, in general, entails determining

the "best available" values of some objective function

given a certain input, and it can apply to a wide

range of objective functions and domains [145].

8.1. Complexity and Multi-objective Optimization

Engineering systems including design and analysis

can have complexity, meaning multi-tasks with

multiple parameters. In simple terms, complexity

can be characterized by the number of variables,

parameters, and multiple objectives in dynamic

system behavior. For instance, while it is desirable

to decrease cost, the amount of yield (hydrogen)

depending on more than one parameter, is expected

to increase. This exemplifies the difference between

single and multiple objective optimizations.

In the literature, it can be seen that different optimization

methods are applied for various areas

[104,110,119,125,146–148]. One of them is Pareto

Optimality (Pareto Efficiency) describing a scenario

in which no choice criterion may be better off

without causing at least one other preference criterion

to be worse off or lose its optimal ”value”

[149,150]. Pareto optimality that can be applied

from economy to nuclear systems plays a role in

multi-objective optimization problems having

complexity [134] where trade-off choices become

critical in teaching the “most suitable” system for

the underlying conditions and not necessarily the

“best” in mathematical terms. Thanks to flexibility

of the complexity, objective functions can be redefined

according to the output needed at the moment.

To give a clear example, in a hybrid nuclear-renewable

hydrogen production plants, when the price

or demand of electricity decreases, more hydrogen

can be produced instead of generating electricity.

By doing so, more efficiency can be obtained.

In the nuclear technology industry, data-driven

approaches have been used to improve the outputs

[34]. There are a number of processes that can be

optimized in complex systems by using artificial

intelligence with algorithms [32,110,125,151]. The

Lindo® What’s Best tool can be used for example

linear, integer and nonlinear optimization [38,39].

Firstly, it was initially published for Lotus thereafter

then for Microsoft Excel [152–154]. The tool

gives the optimal solution with defined configurations

and parameters [37].

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Technology Readiness Level

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

Alkaline

60-80

PEM (LTE)

30-90

Cu-Cl

500

Ca-Br

760

Steam Methane Reforming

9. Conclusion

Hydrogen has now been widely used in a variety of

industries, including fertilizer production and oil

refineries. In the near future, this is likely to develop

significantly to serve new sectors and larger markets

in energy storage, particularly transportation, and

power generation. Clean hydrogen generation via a

number of thermochemical cycles and high-temperature

electrolysis techniques has been shown to

have a promising future. When comparing waterbased

hydrogen generation technologies, it is clear

that HTE is not cost competitive with Cu-Cl and S-I

thermochemical cycles in terms of hydrogen cost,

as HTE's electricity need reduces HTE's benefits.

Even though the maximum temperature requirements

of the S-I cycle are higher than those of the

Cu-Cl cycle, their overall efficiency and cost are

remarkably similar. As a result, the Cu-Cl cycle has

an advantage in terms of temperature needs. The

readiness level of the S-I cycle (TRL-4), on the other

hand, is higher than that of the Cu-Cl cycle (TRL-3).

Furthermore, provided that Cu-Cl or S-I cycles are

used to produce hydrogen with a nuclear reactor,

there may be a waste of heat energy. In Fig. 3, it is

seen that the waste of heat energy can be used in

some industries, such as petroleum refining, heavy

oil desulfurization or seawater desalination, or

even data storage.

Hydrogen is a developing energy carrier that can

help to significantly decarbonize the global energy

and industrial sectors. As a result, creating

hydrogen from renewable energy sources, as well

as nuclear energy, is one of today's most important

engineering challenges. In the long-term one of the

key issues for reducing greenhouse gas emissions

870

SOEC (HTE)

700-900

S-I

710-910

Max. Temperature Requirements (°C)

(a)

HyS

710-910

Technology Readiness Level

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

Steam Methane Reforming

1.54-2.30

S-I

2.18-5.65

SOEC (HTE)

2.24-3.73

HyS

2.29-6.27

Cu-Cl

2.36-3.86

PEM (LTE)

Alkaline

Hydrogen Production Cost (USD/kg-H 2

)

(b)

| Fig. 10

TRL of different NHES hydrogen production technologies according to maximum temperature requirements (a) and hydrogen production cost (b) [2].

Ca-Br

3.56-5.56

5.92

7.06

and transitioning to a low-carbon future will be

represented by the innovation in the hybridization

of nuclear and renewable industries as they play a

crucial role for thermal and electrical energy

demand. Nuclear and renewable technologies will

be critical for the production of clean energy needed

for complete electrification in a variety of areas,

including automobiles, public transportation, construction-related

vehicles, home heating, and

various thermal processes in the fight against

climate change. As a result, nuclear and renewable

energy as primary energy sources for large-scale

hydrogen generation are required to accomplish a

full sustainable energy future.

In the case of nuclear energy, commercial SMR

technologies, which offer compact designs, better

safety, increased reliability, and lower capital

investment, are advantageous and appealing for a

variety of industry sectors. In comparison to traditional

design, SMRs offer technological advantages

ranging from safer and passively actioned system

design to more robust capabilities with respect to

design basis accidents, ultimately resulting in lower

core damage frequency. Because each of the energy

sources (renewable and nuclear) has advantages

and disadvantages, hybrid energy systems are

considered more successful. Because NHES are

multi-objective and complex systems, improving

them to create power and hydrogen can provide

better outcomes. More comprehensive optimizations

need to be carried out in the future, as well as

the development of generic optimization methods

specifically designed for the NHES. Particularly

important is the implementation of specific

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optimization algorithms for predicting accurately

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Available: Vol. 10 no. 35. IDG. p. 24. ISSN 0199-66

Authors

Mustafa Ciftcioglu

Graduate Student

Ontario Tech University, Ontario, Canada

mustafa.ciftcioglu@ontotechu.net

Mustafa Ciftcioglu is a graduate student in the Faculty of Energy Systems and

Nuclear Science at Ontario Tech University in Oshawa, Ontario, Canada. His

primary R&D interests are in nuclear hydrogen production including safety of

nuclear and optimizing complex systems. He has energy R&D experiences in

Turkey and Canada.

Prof. Filippo Genco

Professor at the Faculty of Energy Systems

and Nuclear Science

Ontario Tech University, Ontario, Canada

Filippo.Genco@ontariotechu.ca

Filippo Genco is Associate Teaching Faculty in the Faculty of Energy Systems and

Nuclear Science at Ontario Tech University in Oshawa, Ontario, Canada. His

primary R&D interests are in development of advanced energy system, including

next generation nuclear and renewable systems. He also holds expertise in

computational material science and aeronautical engineering. He has nuclear and

energy R&D experiences in Chile, United Arab Emirates, USA and Canada.

Prof. Akira Tokuhiro

Professor at the Faculty of Energy Systems

and Nuclear Science

Ontario Tech University, Ontario, Canada

Akira.Tokuhiro@ontariotechu.ca

Akira Tokuhiro is Professor in the Faculty of Energy Systems and Nuclear Science at

Ontario Tech University in Oshawa, Ontario, Canada. His primary R&D interests are

in development of advanced reactor concepts, including small modular reactors.

He joined Ontario Tech University from NuScale Power. He has nuclear and energy

R&D experiences in Switzerland, Japan, USA and Canada

Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power

Optimized Clean Hydrogen Production using Nuclear Small Modular Reactors and Renewable Energy Sources: a Review ı Mustafa Ciftcioglu, Filippo Genco, Akira Tokuhiro


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Station Director,

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Brian Paisker

Safety Manager - Dresden

Station, Exelon, USA

Eugene Nikitenko

Main Safety Specialist,

South-Ukraine Nuclear

Power Plant, Ukraine

Pär Lansaker

Director Safety

Coordination,

Vattenfall, Sweden

Albert Kopjev

Construction Engineer,

Fermi Energia, Estonia

Miroslav Zbihlej

Nuclear Safety Analyzes

Specialist, Slovenské

Elektrárne, Slovakia

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Was lange währt, wird endlich gut: „Roma locuta – causa finita“

SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 32

Ulrike Feldmann

Das Bundesverfassungsgericht hat mit Beschluss vom 7. Dezember 2021 (Az: 2 BvL 2/15) den § 2 Abs. 3 des

bremischen Hafenbetriebsgesetzes und damit das mit dieser Vorschrift eingeführte Verbot, Kernbrennstoffe

in bremischen Häfen zu be-, ent- und umzuladen (Umschlagverbot) als mit Art. 71 und Art. 73 Abs. 1 Nr. 14

des Grundgesetzes (GG) unvereinbar und nichtig erklärt.

A. Verfahrenshistorie

Art. 73 Abs. 1 Nr. 14 GG weist dem Bund die

ausschließliche Gesetzgebungskompetenz für „die

Erzeugung der Kernenergie zu friedlichen Zwecken,

die Errichtung und den Betrieb von Anlagen, die

diesen Zwecken dienen, den Schutz gegen

Gefahren, die bei Freiwerden von Kernenergie oder

durch ionisierende Strahlen entstehen, und die

Beseitigung radioaktiver Stoffe“ zu.

Art. 71 GG besagt, dass im Bereich der ausschließlichen

Gesetzgebung des Bundes die Länder die

Befugnis zur Gesetzgebung nur haben, wenn und

soweit sie hierzu in einem Bundesgesetz ausdrücklich

ermächtigt werden.

An einer solchen Ermächtigung im Atomgesetz

fehlt es jedoch.

Soweit, so klar sollte man meinen. Gleichwohl hat

der Bremer Senat versucht, sich mit dem als § 2 Abs.

3 des Bremischen Hafenbetriebsgesetzes (Brem-

HafenbetrG) eingefügten Umschlagverbot für

Kernbrennstoffe in bremischen Häfen über diese

Kompetenzverteilung mit Hilfe einer „Teilentwidmung“

der bremischen Häfen hinweg zu setzen.

Die mit Gesetz vom 31. Januar 2012 neu eingefügten

Absätze 2 und 3 in § 2 BremHafenbetrG

lauten:

„2) Die bremischen Häfen sind als Universalhäfen

gewidmet und stehen als öffentliche Einrichtungen

für den Umschlag aller zulässigen Güter offen.

(3) Im Interesse einer grundsätzlich auf Nachhaltigkeit

und erneuerbare Energien ausgerichteten

Gesamtwirtschaft ist der Umschlag von Kernbrennstoffen

im Sinne des § 2 Absatz 1 des Atomgesetzes

ausgeschlossen. Der Senat kann allgemein oder im

Einzelfall Ausnahmen zulassen, insbesondere für

Kernbrennstoffe, die unter die Regelung in § 2

Absatz 2 Satz 2 des Atomgesetzes fallen oder nur in

geringen Mengen im Umschlaggut enthalten sind.“

Diese Regelung beruht auf dem bereits 2010 im

Bremer Landtag gestellten Antrag der Fraktionen

von SPD und Bündnis90/Die Grünen (s. Drucksache

17/1536 v. 10.11.2010 der Bremischen

Bürgerschaft mit dem Antrag „Transport von Kernbrennstoffen

über das Land Bremen verhindern“),

rechtliche und tatsächliche Möglichkeiten zu

finden, um Kernbrennstofftransporte zu verhindern,

und zwar nicht nur in den bremischen Häfen,

sondern auch auf anderen Transportwegen durch

Bremen und Bremerhaven. Ferner sollte der Senat

als Eigentümervertreter in von der öffentlichen

Hand beherrschten öffentlichen Unternehmen –

gedacht war hier offensichtlich vor allem an die

Umschlagbetriebe in den Bremer Häfen – „nachdrücklich

darauf hinwirken, dass diese sich nicht

an derartigen Transporten und Umschlägen beteiligen“

(Entschließungsantrag Nr. 1b). Im Entschließungsantrag

Nr. 3 heißt es dann noch konkreter:

“Die Bürgerschaft (Landtag) appelliert an die

private Hafenwirtschaft im Land Bremen, sich

solchen Transporten zur Sicherung eines störungsfreien

Hafenbetriebes zu verweigern“. Hier sollen

also vor allem die Umschlagbetriebe in den bremischen

Häfen zu einer „Selbstverpflichtung“

gedrängt werden. In ihrem Antrag kritisieren SPD

und Bünndnis90/Die Grünen, dass „die derzeitige

Bundesregierung ihre Politik ausschließlich an den

Interessen der Atomlobby orientiert“ und dass es

nicht akzeptabel sei, dass über den Transport von

Kernbrennstoffen ausschließlich das – damals noch

zuständige – Bundesamt für Strahlenschutz

entscheide.

Trotz der von der Opposition im Bremischen

Landtag geäußerten verfassungsrechtlichen

Bedenken und trotz der Erwartung des Landtages,

dass Klagen gegen das Umschlagverbot eingereicht

werden (s. Plenarprotokoll der Bremischen Bürgerschaft

18/12, S. 553 ff sowie Drucksache 18/656 v.

15.11.20 der Bremischen Bürgerschaft), jedoch

gestützt auf zwei Rechtsgutachten, die einen

umfassenden Gestaltungsspielraum des Landes im

Widmungsrecht nach Art. 70 Abs. 1 GG und damit

auch die Kompetenz des Landes für eine Teilentwidmung

der bremischen Häfen bejahten, wurden

die Änderungen des Bremischen Hafenbetriebsgesetzes

am 25. Januar 2012 von der Bremischen

Bürgerschaft verabschiedet.

I. Möglichkeit der abstrakten

Normenkontrolle

Obwohl in aller Regel Bund und Länder eher mit

Argusaugen darauf achten, dass ihre jeweiligen

Spotlight on Nuclear Law

Was lange währt, wird endlich gut: „Roma locuta – causa finita“ ı Ulrike Feldmann


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 33

| Abb. 1

Schiff im Bremer Hafen.

Kompetenzen nicht beschnitten werden, hat den

Bund im vorliegenden Fall die kompetentielle

Übergriffigkeit des Landes Bremen ganz

offensichtlich nicht gestört. Im Gegensatz zum – im

März 2021 vom Bundesverfassungsgericht

(BVerfG) entschiedenen – Berliner Mietdeckelfall,

einem Fall der konkurrierenden Gesetzgebung

(Az.: 2 BvF 1/20), bei dem Abgeordnete der

Bundestagsfraktionen CDU/CSU und FDP ein

Verfahren der abstrakten Normenkontrolle (s. Art.

93 Abs. 1 Nr. 2 GG) angestrengt hatten, fand sich

weder die Bundesregierung noch ein Viertel der

Mitglieder des Bundestages, die gemäß Art. 93 Abs.

1 Nr. 2 GG die rechtliche Möglichkeit gehabt hätten,

einen Antrag auf Normenkontrolle beim

Bundesverfassungsgericht zu stellen, beim

bremischen Umschlagverbot für Kernbrennstoffe

dazu bereit. Am 6. August 2011 war die 13.

AtG-Novelle („Ausstiegsnovelle“) in Kraft getreten.

Fast niemand im Bundestag mochte mehr öffentlich

für die Kernenergie eintreten.

Sie war auf Bundesebene auch von Union und FDP

fallen gelassen worden wie eine heiße Kartoffel.

Demgegenüber hatten die CDU-Landtagsfraktionen

in Niedersachsen, Hamburg, Bremen, Schleswig-

Holstein und Mecklenburg-Vorpommern eine

gemeinsame Resolution zum Erhalt des Universalhafenprinzips

beschlossen und rechtliche Bedenken

gegen die Sperrung von Häfen für den Umschlag

von Kernbrennstoffen geltend gemacht.

Die CDU-Bürgerschaftsfraktion im bremischen

Landtag, die im Gesetzgebungsverfahren bereits

verfassungsrechtliche Bedenken geltend gemacht

und gegen das Verbot gestimmt hatte, war auch

bereit, 2012 einen Normenkontrollantrag vor dem

Staatsgerichtshof der Freien Hansestadt Bremen

zur Prüfung der Verfassungsmäßigkeit von § 2 Abs.

3 BremHafenbetrG zu stellen.

Mit einer knappen Mehrheit von 4 Stimmen (bei 3

Gegenstimmen, darunter der Stimme der Präsidentin

des Staatsgerichtshofs), wurde der Normenkontrollantrag

jedoch mit Urteil vom 12. April 2013

(Az.: St 1/12) als unzulässig zurückgewiesen. Zur

Begründung hieß es lediglich, die Vorschriften des

Grundgesetzes über die Abgrenzung der Gesetzgebungszuständigkeiten

zwischen Bund und Ländern

(Art. 70 ff GG) seien kein ungeschriebener Bestandteil

der Bremischen Landesverfassung (s. zu der

Entscheidung des Bremischen Staatsgerichtshof

auch Ruttloff, Die bremischen Häfen als „Bannmeile“

für Kernbrennstoffe?, atw 12/2013, S. 679).

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SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 34

Hafenbetriebsgesetz nicht genehmigungsbedürftig

ist.

Mit Beschluss vom 15. Juni 2015 wurden die drei

Klagen vom VG Bremen zur gemeinsamen Verhandlung

und Entscheidung verbunden (Az: 5 K 171/13).

Nach intensiver mündlicher Verhandlung erließ das

VG Bremen am 9. Juli 2015 den Beschluss, das

Verfahren auf Feststellung, dass der Umschlag von

Kernbrennstoffen keiner Genehmigungspflicht

unterliegt, dem Bundesverfassungsgericht mit der

Frage vorzulegen, ob § 2 Abs. 3 BremHafenbetrG

mit Art. 71 und Art. 73 Abs. 1 Nr. 14 GG und dem

Grundsatz der Bundestreue vereinbar ist, und bis

zur Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts

das Klageverfahren vor dem VG Bremen auszusetzen

(s. zur mündlichen Verhandlung vor dem VG

Bremen auch Feldmann, Ein Wunsch, wenn er

erfüllt...– Zum Vorlagebeschluss des VG Bremen

vom 09.07.2015 betreffend das Umschlagverbot für

Kernbrennstoffe, atw 10/2015, S. 581).

B. Vorlageverfahren vor dem

Bundesverfassungsgericht

| Abb. 2.

Verladung Behälter (©Urenco Deutschland).

II. Möglichkeit auf Ausnahme vom

Umschlagverbot

Da in dem 2012 neu in das bremische Hafenbetriebsgesetz

eingeführten § 2 Abs. 3 in Satz 2 allgemein

oder im Einzelfall Ausnahmen von dem in

Satz 1 normierten Umschlagverbot zugelassen

werden, beantragten drei Unternehmen aus der

Energie- und Logistikbranche zwischen Oktober

und Dezember 2012 beim Bremer Senat entsprechende

Ausnahmen für ihre jeweiligen über die

bremischen Häfen geplanten Kernbrennstofftransporte.

Alle Genehmigungsanträge wurden im Zeitraum

Januar/Februar 2013 vom Bremer Senat als

unzulässig (weil angeblich nicht ausreichend

bestimmt) und unbegründet (weil angeblich nicht

die Tatbestandsvoraussetzungen des § 2 Abs. 3 Satz

2 BremHafenbetrG erfüllend) abgelehnt.

III. Klage vor dem Verwaltungsgericht

Bremen

Gegen die Ablehnungsbescheide erhoben die drei

Unternehmen Klage vor dem Verwaltungsgericht

(VG) Bremen und beantragten mit ihrem Hauptantrag

festzustellen, dass der Umschlag von Kernbrennstoffen

in den bremischen Häfen nach dem

Mit Schreiben vom 27. Februar 2020 gab das

Bundesverfassungsgericht dem Bundestag, dem

Bundesrat, dem Bundesjustizministerium, dem

Bundesinnenministerium, der Bremischen Bürgerschaft,

dem Land Bremen (Bremer Senat) und allen

übrigen Landesregierungen sowie den Klägerinnen

Gelegenheit, zu dem Beschluss des VG Bremen Stellung

zu nehmen.

I. Stellungnahme des Bremer Senats

Da das Land Bremen vermutlich nach dem „Berliner

Mietendeckelbeschluss“ des Bundesverfassungsgerichts

im Hinblick auf die Begründetheit der Klage

seine Chancen schwinden sah, dass die Verfassungsmäßigkeit

seiner Teilentwidmung Bestand

haben würde, fokussierte sich der Bremer Senat in

seinen Stellungnahmen zunehmend auf die Frage,

ob der Vorlagebeschluss des VG Bremen überhaupt

zulässig ist, und suchte Gründe, diese Frage zu

verneinen. So seien die Anforderungen des § 80

Abs. 2 S. 1 BVerfGG an die Substantiierung des

Vorlagebeschlusses nicht erfüllt. Das VG Bremen

habe es versäumt zu prüfen, ob unabhängig von der

Frage einer Ausnahmegenehmigung nach § 2 Abs. 3

BremHafenbetrG eine Verkehrserlaubnis nach § 11

Abs. 1 S. 1 Nr. 1 BremHafenbetrG einschlägig sein

könnte. Das VG Bremen hätte sich dazu mit der

obergerichtlichen Rechtsprechung und der Gesetzeslage

auseinandersetzen müssen.

Der § 11 sieht in bestimmten Fällen die Notwendigkeit

einer Verkehrserlaubnis im Hafen vor, u. a.

wenn das Fahrzeug oder seine Ladung eine Gefahr

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für Mensch, Umwelt oder Anlagen darstellen.

Bisher sah die Hafenbehörde allerdings noch nie

die rechtliche Notwendigkeit, für den Umschlag

von Kernbrennstoffen eine Verkehrserlaubnis nach

dieser Vorschrift zu erteilen bzw. einzufordern. Das

Erfordernis einer Verkehrserlaubnis nach § 11 Abs.

1 S. 1 Nr. 1 BremHafenbetrG wurde vom Bremer

Senat im Verfahren vor dem VG Bremen im Übrigen

auch nicht vorgetragen.

Zudem, so meinte der Bremer Senat, habe das VG

Bremen sich nicht mit der Möglichkeit einer verfassungskonformen

Auslegung des § 2 Abs. 3 S. 2

BremHafenbetrG auseinandergesetzt, der ein

Ermessen der Genehmigungsbehörde vorsehe.

Ferner bestritt der Bremer Senat ein schutzwürdiges

Feststellunginteresse der Klägerinnen. Dieses

habe das VG Bremen nicht entsprechend den Anforderungen

des § 80 Abs. 2 S. 1 BVerfGG dargelegt.

Insbesondere habe sich das Fachgericht nicht

hinreichend mit den naheliegenden Alternativen

(vor allem mit den Häfen in Nordenham und

Hamburg) auseinandergesetzt.

Daneben nannte der Bremer Senat als Argumente

die untergeordnete Rolle der Bremischen Häfen für

einen Umschlag mit Kernbrennstoffen und den

wegen des Rückgangs von Kernbrennstofftransporten

fehlenden Bedarf und zweifelte auch an,

dass alle Klägerinnen noch Kernbrennstoffe über

Häfen auf dem Seeweg transportieren.

Im Übrigen hielt der Bremer Senat an seiner Auffassung

fest, dass § 2 Abs. 3 BremHafenbetriebsG eine

Teilentwidmung der bremischen Häfen darstelle,

die unter die Gesetzgebungszuständigkeit der

Länder nach Art. 70 GG falle und nicht in die

ausschließliche Gesetzgebungskompetenz des

Bundes für Kernenergie eingriffe.

II. Beschluss des BVerfG vom

7. Dezember 2021

1) Zulässigkeit der Klage

a) Feststellungsklage

Das BVerfG bestätigt, dass das VG Bremen nachvollziehbar

dargelegt habe, dass die von den Klägerinnen

beantragte Feststellungsklage der richtige

prozessuale Weg sei, über die generelle Genehmigungsbedürftigkeit

oder -freiheit des Kernbrennstoffumschlags

in bremischen Häfen entscheiden

zu können (Rdn. 38). Die Entscheidungserheblichkeit

des § 2 Abs. 3 BremHafenbetrG sei durch die

Nichterwähnung des § 11 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 Brem-

HafenbetrG durch das VG Bremen nicht in Frage

gestellt. Dazu stellt das BVerfG weiter fest, dass die

vom Fachgericht vorgenommene Beurteilung des

einfachen Rechts grundsätzlich von ihm zu akzeptieren

und im vorliegenden Fall jedenfalls nicht

offensichtlich unhaltbar sei, weil es sich bei dem

Umschlagverbot nach § 2 Abs. 3 BremHafenbetrG

und dem Befahren mit Fahrzeugen nach § 11 Abs. 1

S. 1 Nr. 1 BremHafenbetrG um zwei unterschiedliche

Regelungsgegenstände handele (Rdn. 38).

Ferner sieht das BVerfG die Überzeugung des VG

Bremen von der Unvereinbarkeit des § 2 Abs. 3

BremHafenbetrG mit Art.72 und Art. 73 Abs. 1 Nr.

14 GG und dem Grundsatz der Bundestreue hinreichend

im Vorlagebeschluss begründet (Rdn. 39 u.

42). Das BVerfG unterstreicht, dass § 80 Abs. 2 S. 1

BVerfGG das vorlegende Gericht nicht dazu

verpflichte, auf jede denkbare Rechtsauffassung

einzugehen (Rdn. 40). Auch tritt das BVerfG der

Auffassung des Bremer Senats entgegen, das VG

Bremen habe zu Unrecht eine verfassungskonforme

Auslegung des § 2 Abs. 3 BremHafenbetrG verneint.

Diese Regelung enthalte, so das BVerfG, „ein klares

und ausdrückliches Verbot“, von dem nur in eng

begrenzten Ausnahmen abgewichen werden

könne. Die Auffassung des VG Bremen, dass eine

solche Ausnahmemöglichkeit im vorliegenden Fall

nicht gegeben ist, wird vom BVerfG nicht beanstandet

(Rdn. 43).

b) Vorabentscheidungsersuchen an den EuGH

Das BVerfG befasst sich des Weiteren mit der Frage,

ob ein Vorabentscheidungsersuchen des VG Bremen

an den EuGH Vorrang vor einem Vorlageverfahren

zur konkreten Normenkontrolle nach Art. 100 Abs.

1 GG und § 80 ff BVerfGG gehabt hätte. Würde § 2

Abs. 3 BremHafenbetrG unzweifelhaft gegen

Unionsrecht verstoßen und dürfte daher nicht

angewendet werden, entfiele die Entscheidungserheblichkeit

der konkreten Normenkontrolle, die

Art. 100 Abs. 1 S. 1 GG zur Zulässigkeitsvoraussetzung

für die Normenkontrolle macht. Das VG

Bremen hat jedoch für das BVerfG nachvollziehbar

erläutert, dass es die Frage der Vereinbarkeit eines

landesgesetzlichen Umschlagverbots für Kernbrennstoffe

mit Unionsrecht für ungeklärt ansieht,

dass es aber von der Verfassungswidrigkeit des

Umschlagverbots in § 2 Abs. 3 BremhafenbetrG

überzeugt ist. Die Möglichkeit eines Vorabentscheidungsersuchens

an den EuGH stand demgemäß

einem Vorlageverfahren zur konkreten Normenkontrolle

nicht entgegen und hinderte damit im

vorliegenden Fall nicht die Zulässigkeit des Vorlagebeschlusses

(Rdn. 45, 46).

2) Begründetheit der Klage

a) Ausschließliche Gesetzgebungskompetenz des

Bundes für die Materie der Kernenergie

Das BVerfG bestätigt die Ansicht des VG Bremen

sowie der Klägerinnen, dass die ausschließliche

Gesetzgebungskompetenz des Bundes für die

SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 35

Spotlight on Nuclear Law

Was lange währt, wird endlich gut: „Roma locuta – causa finita“ ı Ulrike Feldmann


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 36

friedliche Nutzung der Kernenergie sämtliche kernenergierelevanten

Sachverhalte umfasst und damit

auch den Transport und den Umschlag von Kernbrennstoffen.

Dem Bund obliegen damit die Risikobewertung

aller mit dem Transport radioaktiver

Stoffe zusammenhängenden Vorgänge und die

Festlegung der daraus abzuleitenden Genehmigungsvoraussetzungen

zur Gewährleistung eines

sicheren Transports. Das BVerfG weist ausdrücklich

darauf hin, dass es bei Auslegungszweifeln

über eine Kompetenznorm keine Zuständigkeitsvermutung

zugunsten der Länder gibt (Rdn. 52) –

die das Land Bremen aber in seiner Einlassung

gegenüber dem Bundesverfassungsgericht versucht

hatte zu konstruieren – und dass konzeptionelle

Entscheidungen des Bundesgesetzgebers durch den

Landesgesetzgeber nicht verfälscht werden dürfen

(Rdn. 53). Auch folge aus der ausschließlichen

Bundeszuständigkeit eine auf dem Gebot der

Bundestreue beruhende Verpflichtung der Länder,

Maßnahmen zu unterlassen, „mit denen im Wege

der Bildung eines Landesstaatswillens politischer

Druck auf Bundesorgane ausgeübt wird, die von

ihnen unter Inanspruchnahme einer Bundeskompetenz

getroffenen Sachentscheidungen zu ändern“

(Rdn. 56). Damit wird deutlich, dass das BVerfG

das Land Bremen in den Senkel gestellt und einem

politisch motivierten „Tritt vor das Schienbein des

Bundes“ (so die Worte des Kammervorsitzenden

des VG Bremen in der mündlichen Verhandlung am

09.07.2015) mittels Kompetenzanmaßung den

Riegel der Verfassungswidrigkeit vorgeschoben

hat.

Nach ausführlichen Erörterungen zur Auslegung

von Kompetenztiteln im Allgemeinen und einer

umfassenden Auslegung von Art. 73 Abs. 1 Nr. 14

GG stellt das BVerfG fest, dass diese Kompetenznorm

umfassend und erschöpfend zu verstehen ist.

Im Hinblick auf möglicherweise überlappende

Kompetenztitel stelle sich diese Vorschrift im

Zweifel als lex specialis dar und beschränke sich

nicht allein auf seinen kompetenzrechtlichen

Charakter, sondern enthalte darüber hinaus eine

materiell-rechtliche Legitimation der Kernenergie,

ohne allerdings einen verpflichtenden Rechtssetzungsauftrag

an den Gesetzgeber zu enthalten

(Rdn. 79). Die Nutzung der Kernenergie zu friedlichen

Zwecken „erfordere zwingend auch den

Transport radioaktiver Stoffe“. Das Gericht stellt

erfreulich klar, dass

p die Nutzung der Kernenergie (zu friedlichen

Zwecken) ohne Transporte nicht denkbar ist

(Rdn. 80),

p Regelungen über Verladevorgänge und den Umschlag

von Kernbrennstoffen „als ebenso notwendige

wie integrale Bestandteile der Transporte“

herkömmlicherweise als unter die Kompetenz für

die friedliche Nutzung der Kernenergie fallend

angesehen werden (Rdn. 80),

p dies bezogen auf den Schutz vor ionisierenden

Strahlen auch für transportbezogene Regelungen

zur Gefahrenabwehr (einschließlich Risikovorsorge)

gilt,

p die friedliche Nutzung der Kernenergie die Sicherstellung

der Versorgung der Kernkraftwerke

mit entsprechenden Kernbrennstoffen und die

Sicherstellung der Entsorgungswege, also auch

die Nutzung der Verkehrsinfrastruktur voraussetzt

(Rdn. 83),

p die Genehmigungsvoraussetzung für die Beförderung

in § 4 Abs. 2 Nr. 3 AtG, wonach die für

den jeweiligen Verkehrsträger geltenden Rechtsvorschriften

zu beachten sind, keine Befugnis der

Länder enthält, den vom Bund festgelegten Vorsorgemaßstab

aufzuheben oder zu modifizieren,

p der Bund nach § 4 Abs. 2 Nr. 6 AtG entscheidet,

ob der Genehmigung öffentliche Interessen entgegenstehen

(Rdn. 84),

p mit der Zuständigkeitskonzentration auf das

Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung

(BASE) eine abschließende Prüfung und

Bewertung der Transsportrisiken durch das BASE

sichergestellt werden soll (Rdn. 84) und ferner

auch

p die sich aus den landesrechtlichen Vorschriften

ergebenden allgemeinen Befugnisse der Länder

nach § 19 Abs. 4 AtG keine Regelungsbefugnis

der Länder vermitteln, da § 19 Abs. 4 AtG voraussetzt,

dass es sich bei den Landesregelungen um

kompetenzgemäße Bestimmungen handelt (Rdn.

85).

b) Widmungskompetenz der Länder

Den Ländern steht, so das BVerfG, zwar nach Art.

70 GG eine Gesetzgebungszuständigkeit für Regelungen

im Bereich des Rechts der öffentlichen

Sachen und damit auch für die Bestimmung des

Widmungsumfangs eines Hafens als öffentliche

Einrichtung zu. Eine nachträgliche Beschränkung

des ursprünglichen Widmungsumfangs durch „Teilentwidmung“

ist danach grundsätzlich ebenfalls

von der Kompetenz der Länder gedeckt, ebenso wie

der Ausschluss bestimmter Güterarten oder sogar

die komplette Schließung eines Hafens.

Das BVerfG nennt als möglichen Grund für den

Ausschluss einer bestimmten Güterart, dass aus

betriebswirtschaftlichen Gründen Vorrichtungen

für den Umschlag nicht mehr vorgehalten werden

Spotlight on Nuclear Law

Was lange währt, wird endlich gut: „Roma locuta – causa finita“ ı Ulrike Feldmann


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(Rdn. 88), was, wie das Gericht feststellt, faktisch

in Bremen aber nicht der Fall ist.

Das Widmungsrecht der Länder gilt also nur insoweit,

als die Widmungsentscheidung nicht als

Hauptzweck eine Regelung trifft, für die der Bund

die ausschließliche Gesetzgebungskompetenz

besitzt (Rdn. 90).

c) Umschlagverbot als schwerpunktmäßig atomrechtliche

Regelung

Bei seiner Begründung (Rdn. 97), dass sich das

Umschlagverbot in § 2 Abs. 3 BremHafenbetrG

nach seinem objektiven Regelungsgehalt schwerpunktmäßig

als eine atomrechtliche Regelung im

Sinne von Art. 73 Abs. 1 Nr. 14 GG erweist, stützt

sich das BVerfG bemerkenswerterweise auf das

Sondervotum zum Urteil des Bremischen Staatsgerichtshofs

vom 12.04.2013 (s. o.).

Bei der anschließenden ausführlichen Auseinandersetzung

des Gerichts mit dem Normzweck des §

2 Abs. 3 BremHafenbetrG verfangen die Beteuerungen

des Landes Bremen in seinen Stellungnahmen

zum Vorlagebeschluss des VG Bremen

nicht, es sei mitnichten die Intention des Landes

gewesen, mit der Änderung des bremischen Hafenbetriebsgesetzes

eine atomrechtliche Regelung

treffen zu wollen, sondern das Land verstünde sich

als Motor der Klimaschutzpolitik im Nordwesten

und wolle einen besonderen Fokus auf die Entwicklung

des Windstandorts Bremerhaven legen.

Demgegenüber weist das BVerfG wie zuvor auch

bereits das VG Bremen anhand

p der Plenarprotokolle und Drucksachen der bremischen

Bürgerschaft über das Gesetzgebungsverfahren,

die die Einschätzung der Bremischen

Bürgerschaft, die Atompolitik des Bundes sei unzureichend,

eindeutig wiedergeben, und

p des unmissverständlich artikulierten und schriftlich

festgehaltenen Willens der Bremischen Bürgerschaft,

mit Hilfe des Transportverbots politischen

Druck auf den Bund im Hinblick auf eine

Lösung der Entsorgungsprobleme und auf eine

Änderung der Atompolitik des Bundes auszuüben

(s. dazu auch oben unter Verfahrenshistorie),

sowie

p der Rechtsgutachten, auf die sich der Senat zu

stützen versucht,

nach, dass der Hauptzweck des § 2 Abs. 3 Brem-

HafenbetrG in einer atomrechtlichen Lenkungswirkung

besteht, die vom Landesgesetzgeber

„ausdrücklich und vorrangig angestrebt wird“

(Rdn. 98 ff).

Das Argument des Landes Bremen, das Umschlagverbot

in bremischen Häfen entfalte keine dem § 4

AtG entgegenstehende Lenkungswirkung, da in

den letzten drei Jahren vor Erlass des

Umschlagverbots der Umschlag von Kernbrennstoffen

gering gewesen und außerdem in anderen

Seehäfen in Deutschland weiterhin möglich sei,

weist das Bundesverfassungsgericht als irrelevant

für die Beurteilung der Wirkung des § 2 Abs. 3

BremHafenbetrG als spezifisch atomrechtliche

Regelung zurück (Rdn. 107). An dieser Wirkung

ändert, wie das Gericht ferner bestätigt, auch die

Ausnahmemöglichkeit in § 2 Abs. 3 S.2 BremHafenbetrG

nichts (Rdn. 109).

Mit diesem Beschluss des BVerfG wird zum einen

die Auffassung der Klägerinnen und des vorlegenden

VG Bremen umfassend bestätigt, insbesondere,

dass neben der Beförderungsgenehmigung

nach § 4 AtG keine weiteren Genehmigungen nach

dem bremischen Hafenbetriebsgesetz – auch nicht

nach § 11 Abs. 1 BremHafenbetriebsG – zulässig

sind. Zum anderen wird auch das Universalhafenprinzip

gestützt sowie in Ergänzung der Entscheidung

zum „Berliner-Mietendeckelfall“ (s. o.) eine

grundsätzliche Klärung der Kompetenzordnung

zwischen Bund und Ländern vorgenommen, die

weit über das Umschlagverbot in den bremischen

Häfen hinausgeht.

Autorin

Ulrike Feldmann

Justitiarin, Kerntechnik Deutschland e.V. (KernD),

Berlin

ulrike.feldmann@kernd.de

Ulrike Feldmann studierte Rechtswissenschaften an den Universitäten Münster

und Lausanne/Schweiz. Seit 1980 ist sie als Rechtsberaterin für den WKK e. V.,

den Deutschen Verband der Kernbrennstoffkreislaufwirtschaft und Kerntechnik,

tätig, der 2019 zum Verein Kerntechnik Deutschland (KernD e. V.) wurde, einem

Zusammenschluss des Deutschen Atomforums (DAtF) und WKK.

Ulrike ist Mitglied der International Nuclear Law Association sowie der Deutsch-

Schweizerischen Gesellschaft für Strahlenschutz. Sie veröffentlicht regelmäßig

„Spotlights on Nuclear Law“ im „atw - International Journal for Nuclear Power“.

SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 37

Spotlight on Nuclear Law

Was lange währt, wird endlich gut: „Roma locuta – causa finita“ ı Ulrike Feldmann


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OPERATION AND NEW BUILD 38

Setting-up the Pre-Licensing Phase

for Alfred

Mirela Nitoi

Introduction The licensing process of a nuclear installation is governed by the national legislation and

regulations in-place, and although the general principles of the process [14] are quite similar between different

countries, the whole process and in particular the licensing approach [10], [11], [12] may be very

different.

To have a clear image about which rules of the

authorization process are not flexible [12] and

which parts of the process can be modified to reflect

the peculiarities of innovative reactors [15], is

necessary to have a good knowledge and understanding

about the separation between the mandatory

requirements (stipulated in laws or decrees)

and other safety recommendations.

As the existing regulatory requirements are mainly

based on LWR technology experience, it becomes

necessary to recommend and implement improvements

for regulatory framework to account for the

specific characteristics of innovative reactors also.

Recent initiatives [12], [18] aimed to address early

in time the technology-specific elements in the

mandatory part of the regulatory framework, are

focused on reviewing the design criteria to cover

advanced technologies. For those countries that

fully endorse a prescriptive regulatory framework,

as Romania, the prescribed and mandatory part [2]

is much larger than in other countries where different

regulatory approaches are established.

The Romanian experience of both the National

Safety Authority in Nuclear and the Technical

Support Organizations is typically related to

CANDU or light-water-reactors, and that is reflected

in the in-place regulations, the regulatory framework

[2] not considering the innovative reactors

licensing issues.

Up-to-now the licensing requirements specific for

Generation IV reactors are not included in any of

the existing regulatory frameworks, despite the

on-going initiatives [12], 18] and the fact that is

recognized at the international level the necessity

to amend the regulatory framework and address

the development of the new generation of reactors,

within the broader umbrella of improving nuclear

safety.

In the process of licensing the innovative reactors,

part of the new generation reactors fleet, it is highly

recommended to capture and integrate in national

regulations the international experience [4].

Pre-licensing phase

At international level, it was acknowledged that

there is a significant challenge to develop a project

for a Gen IV reactor or to apply for a license to validate

the project [17], pursuing the aim to apply

later for the construction or operation of such

reactor. In order to somehow overcome the difficulties

of this process, a preliminary stage, needed to

prepare the actual licensing process, was proposed.

Even if the validation process of a project is approached

differently in each country, the pre-licensing

process is considered by the nuclear industry as an

effective means of improving / enhancing predictability

of the process [10].

While the basic safety principles [13], [16], [19]

governing the design of nuclear reactors are the

same, regardless the type of the involved

technology, the differences between the operational

reactors and advanced reactors count more when

the regulatory requirements are prescriptive, in

terms of the design and performance of certain

safety systems and / or components having the

function to prevent and / or to reduce the

consequences of accident scenarios that are specific

to each type of reactor.

The final objective of the pre-licensing phase is to

obtain, through an iterative process, a final concept

of the installation that complies with all the requirements

and expectations of the safety authority.

Going through a pre-licensing stage should provide

a clear picture of the safety, security, and radiation

protection arguments [11] expected to be developed

and used by the applicant in the licensing

application and during the licensing phase. This

period should be also used to establish a

Operation and New Build

Setting-up the Pre-Licensing Phase for Alfred ı Mirela Nitoi


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well-defined framework for future exchanges

between the applicant and the regulatory body [8].

Licensing Involvement Plan

A Licensing Involvement Plan (LIP) can be a

valuable mean [8] for establishing an efficient

communication between an applicant for license

and the National Safety Authority staff. It can be

used to document the agreement between the

applicant and regulatory body staff regarding the

licensing approach, modalities for resolution of

issues, schedule expectations, and other topics. The

document could be very helpful in reducing the

inherent uncertainties of licensing process, by establishing

agreements and setting-up the frame for

licensing process [6] as early as possible.

The technology readiness level of the reactor design

will be taken into account in development of the

document, including innovative features and

related research and development activities, since

all of that will constitute the focusing points for

near-term activities, having in center the development

of pre-application submittals [8]. The applicant

may choose to provide background information

regarding the project, the design, or its regulatory

approach, to the extent it considers as helpful

in establish the right context for licensing involvement

or review. This information may include [6]:

p the extent to which the specific reactor technology

has been developed based on prior designs or

technologies (description of novelty and

innovation level);

p discussion of technology or regulatory evolution

to the extent it informs the regulatory review of

the

technology.

LIP is really useful for both parties involved in the

licensing process:

p On one hand, for the applicant, LIP can define

schedules for the interactions and submittals,

along with the expected outcomes from early

interactions (i.e., statements, recommendations,

decisions).

p On the other hand, for the regulatory staff, LIP

will be an informative document, specifying the

planning and foreseen interactions with the

applicant.

The LIP should be elaborated taking into considerations

the interactions with the regulatory staff to

reach mutual agreement on the desired outcomes of

defined interactions and estimated costs and planning.

As one of the strategic documents intended to

support the licensing process of an innovative

reactor, LIP can be developed in several phases [6].

Planning

This phase begins when the decision is made to

develop the document. In this phase, the need for

the elaboration and the scope of the document are

outlined, the core team involved in the elaboration

is formed and the intention to elaborate the document

is announced.

Elaboration

Once the need for elaboration and the applicability

are defined, the actual phase of elaboration of the

document may begin. The document development

could also have three stages: planning, drafting

and approval. This phase is most important, in

terms of its two components, planning and

approval. Without proper planning, implementation

could be jeopardized, which translates in not

obtaining the desired outcomes; also, without a

formal approval, the document may not receive

proper support for implementation.

Implementation and monitoring

Monitoring process will help to verify if the implementation

activities are carried out according to the

plan and if the intermediate/ desired objectives are

met. This activity should be carried out in accordance

with the monitoring procedures established

since the drafting phase of the document. Monitoring

and implementation must take place in parallel.

LIP should address at minimum the project planning,

the way to handle the confidential information,

interactions with regulatory body, topics

important for the process, as well as documents

that should be elaborated during this stage.

Information

LIP information may include proprietary or sensitive

information, and this kind of information

should be appropriately managed, by strict rules,

agreed by both parties.

Certain information is not suitable for disclosure to

the public, and the applicant may choose to discuss

in the LIP the types of withheld information that it

expects to produce, and any specific controls or

constraints expected to be applicable to that information.

An applicant may choose to seek withholding from

public disclosure of the LIP itself to the extent it

contains commercially sensitive or proprietary

information [8].

The technology information could be provided in a

separate appendix or a separate document, for

better convenience, including as minimum information

on the energy output, fuel type, important

design constraints, planned development of

OPERATION AND NEW BUILD 39

Operation and New Build

Setting-up the Pre-Licensing Phase for Alfred ı Mirela Nitoi


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

OPERATION AND NEW BUILD 40

qualification data, coolant and moderator aspects,

means of radionuclide retention, Technology Readiness,

technology development during design phases

(i.e., pre-conceptual, conceptual, preliminary, final

design), Fuel Cycle considerations, with new

approaches to front- or back-end fuel cycle aspects

[6].

It goes without saying that the regulatory body staff

should collaborate with the applicant to establish a

mutually agreeable review plan that includes a

defined scope and level of review, desired outcomes

in terms of regulatory observations, comments and

statements, particular areas of interest, review

costs, and review schedules.

LIP also can be used to establish the scope and level

of detail of pre-application submittals to support

the desired regulatory outcomes.

Interactions with regulatory body

A LIP may establish the expected schedule for

submittal of an application (submission of application,

revision, feedback, resolving issues, etc.).

As many as needed meetings during the process to

support the review should be accommodated, ensuring

that the pursued goals are being met.

Depending on the complexity and results of the

various pre-application reviews or discussions

between the applicant and regulatory staff, the

schedule for submittal may change, and these

changes will require an update of LIP [8].

An applicant can expect numerous technical

meetings with the regulatory staff during the preapplication

interactions and during the review.

Unless the subject matter is proprietary, securityrelated

or otherwise sensitive, such meetings may

be open to the public, if considered appropriate.

During the review period, the need for such

meetings may occur even unexpectedly, and the

applicant may choose to establish in the LIP agreement

the planning for the main meetings, how such

meetings will be planned, as well as a process for

periodic review of the planning for such meetings

with the regulatory staff, and periodic review of

schedule performance with regulatory staff

management.

Facilitating the regulatory body staff understanding

of a design, particularly to the extent the technology

is innovative or unfamiliar, could involve

detailed discussions, presentations, and even

formal training sessions. A summary description of

the technology can provide a starting point for that

familiarization. The applicant may provide varying

levels of detail, depending on technology

readiness/maturity, availability of information,

and status of the design.

The planned interactions with the regulatory body

staff on proposed topics would include consideration

of the capabilities and resource availability (for

both parties involved in the process), recognizing

the allocations already agreed. The development of

a LIP allows for the applicant and the regulatory

body staff to prioritize issues and optimize interactions

[8] to address either design alternatives or

those issues most important to the overall project

plan.

Another important advantage of LIP is to clarify the

expected feedback from the regulatory body, by

clear specifications (after agreement between the

involved parties) on the expected timing, form and

formality of regulatory feedback, and that can be

an essential component of involvement.

Documents

During the pre-application phase, various types of

documents (figure 1) are foreseen to be developed

[6]:

p White paper presents information or describes a

position on a specific issue with the objective of

increasing understanding, solving a problem or

making a statement. White papers are typically

useful in the pre-application stage to address issues

on a high level, summarize a proposed approach,

or provide clarification on methodologies,

guidance, policy or technical issues. Because

there is no specific requirement or guidance on

development or review of a “white paper,” LIP

can be important in specifying common expectations

for their use and review [8].

p Topical reports are typically addressing a technical

issue, methodology or process submitted for

review and approval which when approved is

useable by other licensees in the licensing process

[8]. They are stand-alone documents with

an associated safety evaluation report available

for referencing by other applicants and licensees

as appropriate. The report allows for a single regulatory

review and approval of a topic that is

applicable to multiple applications.

When referenced within an application, topical

reports are considered part of the application and

are considered part of the licensing basis [8].

An applicant may wish to include in LIP its plans for

developing and/or referencing other topical

reports, including additional discussion or review,

potential technical issues, applicability of existing

topical reports, proposed topical reports, strategy

and scheduling considerations.

Operation and New Build

Setting-up the Pre-Licensing Phase for Alfred ı Mirela Nitoi


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| Fig. 1

Documentation elaborated in pre-licensing phase.

p Technical reports generated by an industry group

or applicant in support of an application are typically

reviewed and considered only in support of

information formally submitted for review and

approval in an application. The technical report

information is usually reviewed in the context of

support for and clarification of information in an

application; when the report is referenced in an

application, the technical report typically is reviewed

prior to or with the submitted application

but the report itself is not “approved” and is not

considered part of the application [8].

Because expectations may vary with respect to the

review for a technical report and the form of regulatory

feedback, discussion of an applicant plans for

development and use of technical reports may be

particularly useful in LIP.

Prioritization of Topics

A main benefit of pre-application phase is early

identification and resolution of issues that otherwise

might adversely impact the licensing (the

schedule and/or the outcome). Accordingly, the

topics for pre-application interaction may be prioritized

based on complexity, anticipated lead time as

regards development and licensing timelines, and

applicant/regulatory staff resource availability [6].

Open discussions with the regulatory staff can

contribute significantly to the selection of appropriate

topics.

Priority might be considered for topics with potentially

broad programmatic impact, such as QA

program and procedure development; issues that

could impact safety and equipment procurement;

fuel qualification; demonstration and testing, particularly

for innovative designs [8]. An applicant may

choose to document topic-based interactions and

submittals in periodic communications (as part of,

or supplemental to, an LIP).

A LIP may be useful especially during pre-application

interactions, but also in preparation of an

application, and following submittal of an application.

In the pre-application stage, the topics that can be

considered for inclusion may include: Project

management meetings; Technical exchanges; Establishment

of long-lead programmatic items such as

QA program, etc.; Pre-application readiness assessment

[8].

In the application stage, the topics that can be considered

for inclusion may include: Resolution of

readiness assessment issues; Finalization and

submittal of application; Acceptance review [8].

In the post-application stage, the topics that can be

considered for inclusion may include: Establishment

of review schedule, including interactions

between involved parties; Audits and inspections;

Periodic management reviews [8].

LIP will be very useful in facilitating a mutual

understanding between the applicant and regulatory

staff regarding impacts of issues and reviews

on the overall plan.

The LIP is not by itself a licensing document, but it

should consider the extent to which the design is

likely to change and whether updates to that information

should be provided to avoid confusion over

the status of the design.

One goal of LIP is identification and resolution of

key issues as early as practical in the development

process, and this is particularly important for an

innovative design [6]. LIP is aimed to identify and

resolve issues as early as practically possible during

design development, so is better to identify the

critical topics during the pre-application phase.

LIP may provide the framework for discussions on

any deviations from regulations and key guidance

(once they are anticipated and identified), including

any exemptions (from regulations) and clarifications

(from/ to guidance).

LIP can establish the applicant strategic plan for

submittal of an application and resulting issuance

of the applicable license(s), permit(s) and/or approval(s).

A LIP is expected to be a living document and can

be updated following the project evolution [6]. A

LIP could include possible plans, alternatives and

combinations of interactions and submittals during

the conceptual or preliminary design processes.

OPERATION AND NEW BUILD 41

Operation and New Build

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OPERATION AND NEW BUILD 42

ALFRED CASE

Reactor specifics

Lead-cooled Fast Reactor (LFR) is considered at

international level able to meet the goals set forth

by the Generation IV International Forum (GIF)

[17], being based on a closed fuel cycle for efficient

conversion of fertile uranium and management of

actinides (enhanced sustainability), providing

important design simplification (improved economics)

using the inert nature of the coolant and

allowing for passive features use (increased safety)

for decay heat removal systems. Moreover, the MOX

fuel constitutes a very unattractive route for diversion

or theft of weapons-usable materials and

| Fig. 2

View of the ALFRED RCS cross-section [3.]

p allow extrapolation of the concept to the industrial

scale, notably to what concerns feasibility

and operability;

p permit the training of personnel (e.g. researchers,

designers, operators) from safety authorities,

technical safety organizations, research organizations,

academia, industry and utilities.

ALFRED primary system is pool-type configured,

eliminating all problems related to out-of vessel

circulation of the primary coolant. Using the pooltype

configuration for the reactor eliminate the

need to use pipes in the primary circuit, leading to

the reduction of the associated risk of ruptures /

breakages, and contributing to a high safety level of

the installation. A simple flow path of the primary

coolant with a Riser, Pump, Steam Generator, and a

Downcomer (Figure 2) is allowing an efficient

natural circulation of the coolant [3]. The Reactor

Vessel is cylindrical with a toro-spherical bottom

head, and is anchored to the reactor cavity from the

top, by means of a vessel support. The dimensions

of gap between the safety vessel (steel layer

covering the reactor pit) and the reactor vessel are

sufficient for the In-service Inspection tools [3], [9].

The safety vessel is cooled by the same system that

cools the concrete of cavity walls, independent

from the reactor cooling systems. This design solution

mitigates the consequences of through-wall

cracks with leakage of lead, due to the fact that any

reactor vessel leakage (even quite unlikely to occur)

is discharged into the safety vessel [3], [9].

provides increased physical protection against acts

of terrorism (Non-proliferation and Physical Protection).

The ALFRED (Advanced Lead-cooled Fast Reactor

European Demonstrator) Project [1] is a key milestone

for the achievement of the industrial maturity

of the Lead Fast Reactor concept. As the demonstrator

of the lead-cooled fast reactor technology,

ALFRED represents the first step in the LFR deployment

strategy [1], pursuing the following [3]:

p provide robust demonstration of the safe operability

of an LFR under any condition;

p support the licensing process to encompass peculiarities

of an advanced reactor technology;

p provide the capability for testing of fuel, materials,

components;

p support – in a longer-term perspective – the safe

and sustainable operation of future commercial

LFRs;

p allow the assessment of the main design parameters

so as to contribute to the gaining of experience

required for reducing uncertainties for future

LFRs;

The fuel is MOX type with hollow pellets and a low

active height in order to improve the natural circulation.

ALFRED is equipped with two diverse,

redundant and separate shutdown systems [3], [9]:

p Control Rod (CR) system, used for both normal

control of the reactor (start-up, reactivity control

during the fuel cycle and shutdown) and for

SCRAM in case of emergency. The CRs are extracted

downward and rise up by buoyancy in case of

SCRAM.;

p Safety Rod (SR) system, used for SCRAM only.

The rod is extracted upward and inserted downward

against the buoyancy force. The absorber

gets inserted by the actuation of a pneumatic system.

In case of loss of this system, a tungsten ballast

will force the absorber down by gravity in a

slow insertion.

Due to the properties of the lead (it does not react

with water or air, it has a high boiling point, it has a

higher density than the oxide fuel, it is compatible

with existing cladding materials such as 15-15/Ti

and T91) some intrinsic safety features are present

[3], [9]. The Decay Heat Removal system (DHR)

consists of two passive, redundant and independent

Operation and New Build

Setting-up the Pre-Licensing Phase for Alfred ı Mirela Nitoi


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

systems, DHR1 and DHR2, both composed of Isolation

Condenser systems (IC) connected to Steam

Generators (SG) secondary side (i.e. one IC for each

SG) [3]. The use of passive systems for decay heat

removal systems gives large grace times available

for the operator intervention, if needed [9]. There is

no need for core catcher due to the fact that the

scenario of core melt is practically eliminated by

design. Also, there is no risk of re-criticality in case

of core damage due to the floating of the fuel

elements in the lead coolant [3]. There are large

safety margins in terms of core voiding by a very

improbable vaporization of the lead. On the other

hand, lead is a low moderating medium and has low

absorption cross-section leading to a hard neutron

fast spectrum.

The lead-cooled fast reactors concepts have taken

into account the corrosive nature of lead oxide and

its tendency to form deposits in the form of slag

accumulations (formed by the interaction of the

coolant with moist air and their accumulation on

metal surfaces in reactor core), which have been

minimized by use of coolant chemistry control

systems [3], [9]. The extremely corrosive character

of molten lead on structural materials is controlled

by managing the oxygen level in the primary circuit.

The formation of lead oxide deposits is inhibited by

reducing the oxide with the help of hydrogen. To

avoid contamination of the lead with oxygen from

the air, the free space above the coolant is filled

with inert gas [3].

In addition to noble gases, lead is considered to

have a high capacity to retain fission products. It

has been observed that iodine and cesium tend to

form stable compounds with lead up to a temperature

of 600 ° C. Thus, following an event that would

lead to a massive failure of the fuel clad, the noble

gases would be released into the cover gas, while

the fuel and other fission products would be

retained in the coolant, either by solubilization or

forming lead compounds. Volatile fission products

could be released also into the cover gas. Because

due to the low-pressure pool configuration of the

reactor vessel, coolant loss events are highly unlikely

and self-limiting (due to solidification of lead

as its temperature decreases), radioactivity release

accident scenarios are almost exclusively related to

cover gas leaks [3].

Regulatory frame

The Romanian authorization practice for nuclear

installations is based on the provisions of Law no.

111/1996 and of the regulations issued by

Romanian Regulatory Authority in Nuclear -

National Commission for Nuclear Activities Control

(CNCAN) [2]. As required by law and regulations,

the primary responsibility for the safety of a nuclear

power plant rests with the licensee. It is also stipulated

that for each of the stages of the life of a

nuclear installation a license is required. For a

nuclear power plant, the authorization steps include

obtaining a license for the design, siting, construction,

commissioning, operation and decommissioning

[2].

Regarding the authorization of a nuclear installation,

three main topics should be followed, topics

related to obtaining the authorization for location,

obtaining the construction and operating license,

and obtaining the environmental permit.

When ALFRED implementation in Romania was

decided, the existing Romanian regulation framework

hadn’t been explicitly applied to advanced

reactor systems, and demonstrator-type reactors.

There are no regulatory policy statements specifically

developed for Gen.IV reactors, and particularly

for ALFRED design [4].

Up to now, only commercial reactors, with prior

validated designs, have been approved for construction,

and therefore the acceptance of a proposed

design by CNCAN has only occurred upon issuance

of the construction license. The norms about reactor

licensing [2] are stipulating the typical route of

submittal, by the applicant, of Safety Analysis

Reports (first Preliminary one, then Final) [4].

FALCON Efforts

An international Consortium Fostering ALFRED

Construction (FALCON), having as members the

well-known organizations Ansaldo Nucleare

(Italy), ENEA (Italy) and RATEN ICN (Romania)

has been established in 2013, with the aim to implement

ALFRED as the prototype of a viable LFR technology,

in the Small Modular Reactor (SMR)

segment, by 2035-2040 [1], [17]. Based on its

member activities, FALCON represents a central

point for gathering European organizations who

aim to implement ALFRED as cornerstone of the

LFR technology.

As a member of the FALCON Consortium, RATEN

ICN is responsible for the licensing activities of the

ALFRED project in Romania, and is consequently

the main promoter of these activities in relation to

CNCAN. CNCAN was officially notified in 2017 of

the intention to authorize the lead-cooled demonstration

reactor, and the notification was the starting

point for multiple meetings and discussions

between CNCAN and FALCON members.

Facing the foreseen licensing of ALFRED, both

parties, CNCAN and FALCON Consortium,

convened about the benefit of adding a preparatory

phase to the authorization process (in anticipation

OPERATION AND NEW BUILD 43

Operation and New Build

Setting-up the Pre-Licensing Phase for Alfred ı Mirela Nitoi


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

OPERATION AND NEW BUILD 44

to the classical licensing process) [4]. It was agreed

that this will be useful to enlarge on one hand the

applicability of the existing regulations and to

include on the other hand the specificities of LFR

innovative technology.

Following this agreement, the ALFRED licensing

process will consist of two main stages: a pre-licensing

phase, followed by the well-known, traditional

licensing steps.

In developing the vision on the design validation

process of the ALFRED demonstrator, the following

elements were considered [3], [4]:

p the parties involved in the whole process;

p the responsibilities assumed by each of them;

p all involved phenomena and important aspects in

demonstrating safety;

p definition of the requirements and validation

steps for the project.

The FALCON Licensing task force experts have

agreed that the preparatory phase will focus on the

following aspects:

p identification of the international references that

might be used to complement the Romanian regulatory

framework for an LFR-technology-specific

application; this is mainly related to analysis

of the existing codes and standards, and identification

of those requiring adaptation, interpretation

and deviations in order to address the unique

characteristics of non-LWR technology. It

goes without saying that whenever the proposed

codes and standards fall short in providing the

necessary confidence on a specific design detail,

dedicated experiments will be agreed upon to

produce the necessary evidences.

p identification of those safety relevant phenomena

which are connected with the codes and standards

proposed as reference, but whose justification

is not present in the codes and standards;

following discussion, it is foreseen the development

of an experimental programme (“safety

demonstration programme”) suited for demonstrating

that the provisions in the codes and standards

are justified in view of their use in the subsequent

licensing;

p identification of the needs for validation of safety

computer codes (new developed ones, or existing

ones that need to be modified or will be applied

to new conditions), including any R&D activities

associated to cover the gaps;

p qualification, by CNCAN, of the quality

management systems of all FALCON members,

depending on their role in the project (e.g.,

research and development, codes development

and/or validation, plant design) and their

contribution to the licensing application that will

be submitted.

The pre-licensing phase will have as main goal the

preparation activities for the “Design Validation

phase” [3], [4]. This supplementary phase, although

will increase the licensing period, will be very

useful both for the applicant and for the regulatory

authority to get mutual understanding, respectively,

of the licensing specificities and of the technology.

The “design validation” stage is intended to provide

preliminary feedback on the design and to consolidate

the RD&Q roadmap for substantiating the

safety demonstration programme [3]. It is intended

to require a preliminary review of ALFRED design,

with the aim to assess its compliance with the

national regulatory requirements and to identify

any key barriers for authorization. In this way, the

overall project will be reviewed and evaluated

regarding its suitability for obtaining the construction

and operating license, after the site-specific

factors will be taken into account. Some changes in

the design can be expected, following discussions,

or requests of CNCAN.

At the end of the pre-licensing phase, it is foreseen

the issuance of a CNCAN statement, confirming

that no major safety concerns are anticipated from

the ALFRED conceptual design, and that nothing is

foreseen to impair the following licensing phase,

provided the safety demonstration program is

successfully executed.

LBD

In order to prepare the licensing process, a draft of

the Licensing Basis Document (LBD) was submitted

to CNCAN.

LBD will constitute the reference basis for the whole

process of licensing. This document is based on

Romanian regulations, supplemented, wherever

necessary, by other international norms, industrial

standards and codes, together with quality standards.

For the design phase, the main regulatory

requirements are indicated in NSN-02 [2]. The LBD

defines the safety and licensing requirements applicable

to ALFRED and the regulatory requirements

(interfaces). The following are specified in the LBD:

p Applicable regulatory requirements, including

those indicated to authorities other than CNCAN;

p List of applicable codes and standards, including

international safety standards and guidelines;

p Project safety requirements;

p List of basic design events;

p Safety analysis requirements.

At the beginning of the licensing process, the

designer is expected to provide a list of the applicable

codes and standards intended to be used as a

basis for the design, procurement and construction.

Operation and New Build

Setting-up the Pre-Licensing Phase for Alfred ı Mirela Nitoi


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Traditionally, the nuclear design codes and standards

are the accepted basis for the design verification

of technical solutions in any nuclear facility,

but the innovative coolants and candidate materials

are not thoroughly covered by the existing nuclear

design standards and therefore, a list of both applicable

and amended nuclear codes and standards is

necessary to be developed. The existing nuclear

codes and standards were analyzed using dedicate

efforts under PRO ALFRED WP2 umbrella [7], in

terms of their applicability to innovative reactor

projects [5].

To catalogue the useful codes and standards, a

hierarchical structure was developed, containing 3

levels (Compulsory, Necessary, Recommended) to

include the codes and standards, depending on

their flexibility regarding the requirements [5]. The

performed analysis addresses the corresponding

"necessary" codes and standards, from which some

may require interpretation before being applied to

the innovative project. The recommended codes

will be defined during the in-depth activity of

detailed design.

For each standard considered in the analysis, a

preliminary assessment of its applicability to the

ALFRED project was performed [5].

Following the analysis, a consistent subset of applicable

codes and standards [5] selected by the

designer for the ALFRED systems, structures and

components was obtained. These codes will constitute

the starting point of the discussion between

CNCAN and FALCON Consortium, having the goal

to elaborate and agree on the list of standards and

norms applicable to the ALFRED demonstrator

project.

In order to receive the authorization for construction

and for operation, a comprehensive safety

assessment of the nuclear facility must be carried

out [2] to confirm that the design considered for

manufacture, construction and operation meets the

safety objectives and requirements set out at the

beginning of the design process.

All design activities, as well as the subsequent verification

analyses, make large use of computation,

through dedicated codes. FALCON members have

made sustained efforts to identify, adapt and validate,

to different extents, these codes for their

specific use in LFRs. An investigation regarding the

computer codes available that may be applicable to

the LFR domain was performed. For each macrosystem

and specific scientific field applicable to

LFRs, the available computer codes were analyzed,

discussing their maturity for use in the authorization

application [5].

Moreover, all those codes whose results are used in

filing the Safety Analysis Report (SAR) which

substantiates the ALFRED licensing, will have to be

qualified by CNCAN, which means that a validation

dossier will have to be prepared by FALCON, and

provided to CNCAN for approval.

CNCAN will analyze the LBD and provide guidance

on further improvements and additional requirements

for the project.

LIP

A LIP is intended to be elaborated, in which the

following will be established:

p The extent to which the schedule for specific

submittals, meetings, etc., will be included in LIP

p Updating circumstances for LIP (periodically or

not). The document may include periodic reviews

of the schedule, including management-level

review of schedule performance following

submittal and docketing of an application.

p Possible modalities to be used by the applicant to

notify regulatory staff about changes of

information contained in LIP

p A schedule for pre-application interactions,

planned applicant submittals (pre-application

submittals), and feedbacks

p Important topics for discussion

In the pre-application stage, the topics that will be

discussed include: Project management meetings;

Technical exchanges, including issue identification

and resolution meetings and regulatory staff familiarization

sessions; Establishment of QA program,

etc.; Documents that will be elaborated (Topical

Reports, technical reports, white papers, etc).; Preapplication

readiness assessment.

p A specific schedule for planned deliverables

The applicant and CNCAN will use LIP to establish

agreement on the schedule, to communicate

changes to the scope or schedule of submittals, and

to agree on prioritization of applicant and regulatory

staff resources in development and review of

the submittals.

CONCLUSIONS

p ALFRED licensing process will be performed in

two main stages:

p a pre-licensing phase, including the preparatory

activities to facilitate the effective licensing

phase of the design (validation);

p licensing phases for design, siting, construction,

commissioning, operation.

p The pre-licensing phase will be very useful both

for the applicant and for the regulatory

authorities to get mutual understanding,

respectively, of the licensing process specificities

and of the technology peculiarities;

OPERATION AND NEW BUILD 45

Operation and New Build

Setting-up the Pre-Licensing Phase for Alfred ı Mirela Nitoi


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

OPERATION AND NEW BUILD 46

p A Licensing Basis Document will constitute the

reference basis for the whole process of licensing;

p A Licensing Involvement Plan will establish

agreements and will set-up the frame for licensing

process;

p Both Licensing Basis Document and Licensing

Involvement Plan are main pillars for the

licensing activities and could be very helpful in

reducing the inherent uncertainties of licensing

process.

References

[1] www.alfred-reactor.eu

[2] www.cncan.ro

[3] M. Caramello, G. Grasso, ALFRED-PRO-REP-002, Rev. A, ALFRED Demonstrator: Design and

Licensing Elements, November 2019

[4] M. Nitoi, PRO ALFRED L 2.2, Vision on the validation process of ALFRED demonstrator (in

Romanian), 25.11.2019

[5] R. Barrera, G. Grasso, ALFRED-PRO-REP-006, Rev. 0, Analysis and conclusions regarding the

applicability of computational tools, codes and standards for the ALFRED project, 30th

September 2020

[6] NEI 18-06, Rev 0, Guidelines for Development of a Regulatory Engagement Plan, Nuclear Energy

Institute, June 2018

[7] PRO ALFRED project, http://proalfred.nuclear.ro/

[8] Nuclear Innovation Alliance, Enabling Nuclear Innovation Strategies for Advanced Reactor

Licensing, April 2016

[9] A. Alemberti, M.L. Frogheri, S. Hermsmeyer, L. Ammirabile V. Smirnov, M. Takahashi, C.F. Smith, Y.

Wu, I.S. Hwang, Lead-cooled Fast Reactor (LFR) Risk and Safety Assessment White Paper,

Revision 8, April 2014

[10] GD-385, Pre-licensing Review of a Vendor’s Reactor Design, ISBN 978-1-100-20782-7, June

2012

[11] NUREG-1226, Development and Utilization of the NRC Policy Statement on the Regulation of

Advanced Nuclear Power Plants, U.S. Nuclear Regulatory Commission, June 1988

[12] Entry to Generic Design Assessment for Advanced Nuclear Technologies, Instructions and

Guidance for Requesting Parties, London, May 2021

[13] IAEA Safety Standards Series No. SF-1, Fundamental Safety Principles, Vienna, 2006

[14] IAEA Safety Standards Series No. SSG-12, Licensing Process for Nuclear Installations, Vienna,

2010

[15] ANS, Risk-Informed and Performance-Based Licensing for Small and Medium Sized Reactors

(SMRs), July 2010

[16] WENRA, Safety Reference Levels for Existing Reactors, February 2021

[17] Generation IV International forum website https://www.gen-4.org/gif/

[18] Advanced Reactors (non-LWR designs) NRC website https://www.nrc.gov/reactors/newreactors/advanced.html

[19] IAEA-TECDOC-801 Development of safety principles for the design of future nuclear power

plants, Vienna, 1995

Impressum

Offizielle Mitgliederzeitschrift der Kerntechnischen Gesellschaft e. V. (KTG)

Verlag

INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft mbH

Berliner Straße 88A, 13467 Berlin

www.nucmag.com

@atw_Journal

@atw-international-journal-for-nuclear-power

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Redakteurin

Nicole Koch

+49 163 7772797

nicole.koch@nucmag.com

Author

Dr. Mirela Nitoi

Coordinator of RATEN ICN

International Cooperation” Program

Institute for Nuclear Research,

Mioveni, Arges, Romania

mirela.nitoi@nuclear.ro

Preisliste

Gültig seit 1. Januar 2021

Erscheinungsweise 6 x im Jahr (alle 2 Monate)

DE:

Pro Ausgabe (inkl. USt, exkl. Versand) 32.50 €

Jahresabonnement (inkl. USt, exkl. Versand) 183.50 €

Alle EU-Mitgliedsstaaten ohne USt-IdNr.:

Pro Ausgabe (inkl. USt, exkl. Versand) 32.50 €

Jahresabonnement (inkl. USt, exkl. Versand) 183.50 €

EU-Mitgliedsstaaten mit USt-IdNr.

und alle weiteren Länder:

Pro Ausgabe (ohne USt, exkl. Versand) 30,37 €

Jahresabonnement (ohne USt, exkl. Versand) 171.50 €

PhD in Physics, Senior Researcher, experience in safety assessments, licensing

process and drafting policy support documents. Member of ALFRED Management

Group and FALCON Expert Board, she is coordinating the Licensing Task Force,

being responsible with the activities dedicated to host the ALFRED demonstrator

in Romania (siting, safety demonstration and licensing).

She has coordinated and participated to many R&D projects in her field of

expertise. Currently, she is coordinating the RATEN "International Cooperation”

R&D Program.

Copyright

The journal and all papers and photos contained in it are protected by copyright.

Any use made thereof outside the Copyright Act without the consent of the publisher,

INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesell schaft mbH, is prohibited. This applies

to repro duc tions, translations, micro filming and the input and incorpo ration

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ISSN 1431-5254

Operation and New Build

Setting-up the Pre-Licensing Phase for Alfred ı Mirela Nitoi


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Fernbediente Zerlegung und

Verpackung von Reaktordruckbehälter-

Einbauten und Core-Schrotten

im Kernkraftwerk Brunsbüttel

Frederic Weigert, Ronald Strysewske

Einleitung Im Rahmen des Rückbaus des Kernkraftwerks Brunsbüttel (KKB) stellt die Zerlegung und

Verpackung der Einbauten des Reaktordruckbehälters einen wichtigen Schritt dar, um das nach Abtransport

des Brennstoffes noch enthaltene radiologische Inventar weiter zu reduzieren. Die Reaktordruckbehälter

(RDB)-Einbauten dieses Siedewasserreaktors (SWR) bestehen vornehmlich aus den Großkomponenten

Dampftrockner, Dampf-Wasserabscheider, Oberes und Unteres Kerngitter, Steuerstabführungsrohre

und Kernmantel. Alle diese Komponenten mit einer Gesamtmasse von ca. 180 t müssen zerlegt und endlagergerecht

verpackt werden. Aufgrund ihrer radiologischen Eigenschaften erfolgt dies fernhantiert bzw.

fernbedient unter Wasser, wobei hierfür sichere und verlässliche sowie flexible technische Lösungen eingesetzt

werden.

Das angewandte Konzept wurde im Rahmen des

aufsichtlichen Verfahrens sowie der Endlagerkampagne

durch Sachverständige und Behörden

geprüft und genehmigt. Des Weiteren wurde die

für die Zerlegung und Verpackung erforderliche

Gerätetechnik geplant, hergestellt und in Betrieb

genommen. Diese Phase mit Konzept-, Entwurfsund

Ausführungsplanung sowie den Vorbereitungen

zur Vor-Ort-Durchführung erstreckte sich

über einen Zeitraum von ca. 2,5 Jahren.

Nachfolgend wird das angewandte Konzept vorgestellt,

wobei der Schwerpunkt auf den Vor-Ort-

Tätigkeiten liegt, beginnend mit den vorbereitenden

Arbeiten und der Baustelleneinrichtung.

Beschrieben wird die robotergestützte bzw. fernhantierte

Zerlegung und Verpackung des Dampftrockners

mit einem speziellen Fokus auf die Beladung

bzw. entsprechende Strahlenschutzmaßnahmen

und die Trocknung der Konrad-Container.

Des Weiteren wird die Behandlung des

| Abb. 1

Flächennutzungsplan.

Dampf-Wasserabscheiders und der Steuerstabführungsrohre

vorgestellt sowie ein Überblick über

den aktuellen Fortschritt gegeben.

Vorbereitende Tätigkeiten und

Baustelleneinrichtung

Die Zerlegung und Verpackung findet auf dem

Beckenflur der +42-m-Ebene statt. Diese wurde

basierend auf technischen, logistischen sowie

strahlenschutztechnischen Gesichtspunkten eingeteilt

in:

p Zerlegebereich

p Nachzerlege- und Verpackungsbereich

p Bereich für Verpackung und Containerhandhabung

p Service- und Interventionsbereich, Steuerstand

Die Zerlege- und Verpackungstätigkeiten finden im

Flutraum und dem RDB selbst statt. Das Brennelemente(BE)-Lagerbecken

dient bedarfsweise als

Staufläche für beladene Einstellmagazine bzw.

Einsatzkörbe, bevor diese in Konrad-Container

verladen werden.

Vorlaufend zur Baustelleneinrichtung wurden die

Abschirmriegel sowie der Sicherheitsbehälterdeckel

zerlegt und abtransportiert. Weiterhin wurden

Störkanten im Flutraum entfernt und einige Lagergestelle

aus dem Brennelement-Lagerbecken ausgebaut.

Im Rahmen der Baustelleneinrichtung wurde eine

zusätzliche Arbeitsbrücke mit Säulenschwenkkränen

installiert, der Flutraum mit einem Beckenbodenschutz

ausgestattet, ein Zerlegebehälter

DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 47

Decommissioning and Waste Management

Fernbediente Zerlegung und Verpackung von Reaktordruckbehälter-Einbauten und Core-Schrotten im Kernkraftwerk Brunsbüttel ı Frederic Weigert, Ronald Strysewske


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DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 48

| Abb. 2

Arbeitsbrücke, Zerlegebereich mit Unterkonstruktion, Spreader für die entsprechenden KC-Typen.

sowie eine Unterkonstruktion zur Aufnahme der

Großkomponenten eingebaut und ein Wasserreinigungssystem

in Betrieb genommen. Der Aufbau der

Verpackungstechnik (Abschirmkulisse, Trocknungsstation)

erfolgte auf der +42-m-Ebene,

genauso wie die Einrichtung des Steuerstandes und

der Versorgungseinrichtungen.

Nach erfolgreichem Abschluss der Vorbereitungen

und mit Vorliegen der behördlichen Genehmigung

konnten die Zerlege- und Verpackungstätigkeiten

im September 2019 beginnen.

Zerlegung und Verpackung des

Dampftrockners

Konzept

Die Zerlegung des ca. 5,2 m hohen und ca. 33 t

schweren Dampftrockners (DT) erfolgte unter

Einbeziehung eines Unterwasser-Roboters im

Zerlegebehälter. Abgetrennte Schnittstücke

wurden entweder direkt in Konrad-Container (KC)

eingestellt oder in sogenannten Einstellmagazinen

(ESM) verpackt, die nachfolgend ebenso in KC

verladen wurden.

Folgender grundsätzlicher Ablauf wurde angewandt:

p Abtrennen der Lastanschlagpunkte und Niederhalter

sowie der oberen Blechstrukturen

p Abtrennen der Trocknerpakete

p Zerlegen der Wasserkästen und der Schürze

Die Trocknerpakete wurden nach dem Abtrennen

in einer Kippvorrichtung um 90° gedreht, bevor sie

in KC Typ III eingestellt wurden.

Zerlegung

Eingesetzte Gerätetechnik

Neben Stich- und Kreissägen sowie Hydraulikscheren

und dem stark eingeschränkten Einsatz des

Contact Arc Metal Cutting (CAMC) Verfahrens kam

vornehmlich die Technik des Wasser-Abrasiv-

Suspensions-Strahlschneidens (WASS) zum

Einsatz. Diese Wasserstrahl-Schneidtechnik nutzt

| Abb. 3

Zerlegekonzept für den Dampftrockner.

Decommissioning and Waste Management

Fernbediente Zerlegung und Verpackung von Reaktordruckbehälter-Einbauten und Core-Schrotten im Kernkraftwerk Brunsbüttel

ı Frederic Weigert, Ronald Strysewske


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unter Hochdruck stehendes Wasser vermischt mit

einem Abrasivmittel, um aerosolfrei Stahl zu durchtrennen.

Auch in Anbetracht des Nachteils des

zusätzlich anfallenden Sekundärabfalls verbunden

mit der zeitweisen Wassertrübung wurde dieses

Schneidverfahren gewählt, da somit flexibel auf

ungeplante Ereignisse reagiert werden konnte und

Werkzeug-Verklemmungen durch innere Materialspannungen

aufgrund des berührungslosen Schneidens

vermieden werden konnten. Der Einsatz

erfolgte im vom restlichen Flutraum abgetrennten

Zerlegebehälter unter Verwendung verschiedener

Wasserreinigungssysteme, so dass eine gute Sicht

jederzeit gewährleistet war.

Als Werkzeugträger für das WASS-Schneiden kam

ein Standard-Industrieroboter zum Einsatz. Dieser

wurde für den sicheren Unterwasser-Einsatz im

kerntechnischen Umfeld ertüchtigt, bezeichnet als

AZURo-Robotersystem (Automatisierte Zerlegung

von RDB-Einbauten mittels Unterwasser-Robotertechnik).

Zur Handhabung der ca. 650 kg schweren Trocknerpakete

kam neben weiteren Greifern ein

entsprechender DT-Schnittstückgreifer sowie die

bereits genannte Kippvorrichtung zum Einsatz.

Durchführung der Zerlegung

Nach dem Ausheben des Dampftrockners aus dem

Reaktordruckbehälter wurde dieser auf der

vorbereiteten Unterkonstruktion im Zerlegebehälter

abgestellt und ausgerichtet. Nach Schließen des

Zerlegebehälters begann die Zerlegung mit dem

Abtrennen der 3 Lastanschlagpunkte und

Niederhalter. Hierzu wurden Stichsägen eingesetzt,

unterstützt durch das CAMC-Verfahren. Des

Weiteren wurden die Deckbleche eingeschnitten

und die Verbindungsstangen abgetrennt, wobei

ebenfalls Stichsägen zum Einsatz kamen.

Gemäß vorab geplantem Schnittablaufplan wurden

nachfolgend die Trocknerpakete unter

Zuhilfenahme des AZURo freigeschnitten. Das

grundsätzliche Vorgehen war dabei wie folgt:

p Abtrennen der umgebenden Blechstrukturen

(z. B. Dampfleitbleche), also Freischneiden des

Trocknerpakets

p Abtrennen des Trocknerpakets vom darunterliegenden

Wasserkasten bis auf einen Ernteschnitt

p Anschlagen des Trocknerpakets, Durchführung

des Ernteschnitts

p Transport des Trocknerpakets zur Dosisleistungs-

Messung und nachfolgend zur Kippvorrichtung

p Drehen um 90°

p Entnahme und Transport zum Verpackungsbereich

Im Rahmen des Abbaufortschritts wurde der

Roboter planmäßig mehrmals umgesetzt, um alle

Trocknerpakete erreichen bzw. abtrennen zu

können.

DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 49

| Abb. 4

Abschirmkulisse mit vorgelagerter Bodenwaage.

Decommissioning and Waste Management

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DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 50

Nach erfolgtem Abtrennen und Verpacken aller 20

Trocknerpakete wurden die Wasserkästen – erneut

robotergeführt – mittels WASS von der Schürze

abgetrennt und verpackt. Auch hier wurde der

Roboter mehrmals umgesetzt und stand teils auf

den Wasserkästen und teils auf der Unterkonstruktion.

Auch hier konnte AZURo (seine große Reichweite

und flexible Düsenführung unter Beweis

stellen.

Im Anschluss wurde die Ringstruktur der Schürze

durch vertikale und horizontale Schnitte in verpackungsgerechte

Stücke zerlegt. Dabei wurden auch

die noch vorhandenen Reststrukturen (z. B.

Eckbleche, Reste der Ablaufrohre etc.) abgetrennt.

Abschließend erfolgten die Reinigung des Zerlegeplatzes

und die Vorbereitungen zum Ausheben des

Dampf-Wasserabscheiders.

Verpackung

Bei der Verpackung von Schnittstücken des Dampftrockners

wurden zwei verschiedene Strategien

angewendet. Zum einen erfolgte eine Direktbeladung

von Schnittstücken in den Konrad-Container

(KC), zum anderen wurde ein Einstellmagazin

unter Wasser beladen und im Anschluss in einen KC

verpackt.

Eingesetzte Gerätetechnik

Für die direkte Verpackung von Schnittstücken in

den KC wurden Schnittstückgreifer eingesetzt,

welche das Schnittstück mit Hilfe des Reaktorgebäudekrans

unabgeschirmt zur Abschirmkulisse

für KC transportierten. Vor der Abschirmkulisse

wurde eine Bodenwaage positioniert, mit der die

Masse der einzelnen Schnittstücke ermittelt wurde.

Für die Entwässerung der Konrad-Container kam

eine Absauglanze zum Einsatz, welche die freibewegliche

Flüssigkeit aus dem KC saugte. Die Handhabung

der KC erfolgte mit einem Spreader der

entsprechenden KC-Typen.

Durchführung der Verpackung

Wie schon bereits kurz angedeutet, wurden für die

Verpackung des Dampftrockners zwei verschiedene

Verpackungsstrategien angewendet, welche

im Folgenden näher erläutert werden:

Direktbeladung von KC

Der Bereich der Trocknerpakete sowie die

Wasserkästen konnten aufgrund der geringen

Kontamination direkt in KC Typ III beladen werden.

Jedes Schnittteil wurde einer UW-DL-

Entscheidungsmessung zugeführt. Nach der

Freigabe erfolgten das Ziehen der Schnittteile an

die Wasseroberfläche und ein ca. 30-minütiges

Abtropfen. Im Anschluss wurde die Masse der

Schnittteile mit einer Bodenwaage ermittelt und es

erfolgte eine Unterwasser-Dosisleistung-Messung

über der Abschirmkulisse mit anschließender

Positionierung im KC.

ESM-Beladung von KC

Bei der ESM-Beladung wurde am zuvor gefüllten

ESM nach einer UW-DL-Entscheidungsmessung

entschieden, ob ein unabgeschirmter Transport

durchgeführt werden kann. Nach der Freigabe

erfolgte das Ziehen des ESM an die Wasseroberfläche

und ein ca. 30-minütiges Abtropfen. Im

Anschluss wurde die Masse des ESM mit einer

Bodenwaage ermittelt und es erfolgte eine

DL-Messung über der Abschirmkulisse mit

anschließender Positionierung im KC.

Nach der Beladung des KC wurde der KC-Innendeckel

mit Hilfe der Abschirmkulisse positioniert und

von Hand verschraubt. Im Anschluss erfolgte der

Transport der beladenen KC zum Entwässerungsbereich.

An dieser Position wurde der KC mit Hilfe

einer Absauglanze entwässert. Dazu wurde der KC

geneigt und die Absauglanze durch eine Öffnung

im KC bis auf den Boden des KC geführt. Somit

konnte das freibewegliche Wasser abgesaugt

werden.

| Abb. 5

KC mit gefülltem ESM (DT-Schürze).

Nach der Entwässerung erfolgte die Verdeckelung

des Außendeckels und der Abtransport des KC. Der

Transport des KC von der +42-m-Ebene erfolgte

mit einem Transportrahmen, welcher vom KKB zur

Verfügung gestellt wurde.

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Fernbediente Zerlegung und Verpackung von Reaktordruckbehälter-Einbauten und Core-Schrotten im Kernkraftwerk Brunsbüttel

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| Abb. 6

Zerlegekonzept für den Dampf-Wasserabscheider.

Zerlegung und Verpackung des

Dampf-Wasserabscheiders

Konzept

Die Zerlegung des ca. 5,5 m hohen und 56 t

schweren Dampf-Wasserabscheiders (DWA)

erfolgte ebenso im Zerlegebehälter. Abgetrennte

Schnittstücke wurden in Einstellmagazine

verpackt, die nachfolgend in KC verladen wurden.

Vorlaufend zur eigentlichen Zerlegung des DWA

wurden die Hammerkopfschrauben ausgebaut und

zerlegt. Dies erfolgte zur Terminplanoptimierung

und aus Strahlenschutzgründen parallel zur

Dampftrockner-Zerlegung, also während der DWA

noch im RDB positioniert war.

Folgender grundsätzlicher Ablauf wurde angewandt:

p Ausbau und Zerlegung der 48 Hammerkopfschrauben

p Abtrennen/Zerlegen der Lastanschlagpunkte

und Tragringe, Auftrennen der Stegverbände

p Abtrennen der Zyklone/Steigrohre und Ablängen

sowie Nachzerlegen

p Zerlegung des Kerndeckels

Zerlegung

Eingesetzte Gerätetechnik

Neben Stich- und Kreissägen sowie Hydraulikscheren

kam eine als Bandsäge ausgeführte Horizontalsäge

zum Einsatz. Diese wurde für die Zerlegung

von stabförmigen Komponenten ausgelegt

und wird nachfolgend unter anderem noch zur

Zerlegung der Steuerstabführungsrohre verwendet.

Zum Auftrennen der abgelängten Steigrohre in

Halbschalen zur Optimierung des Verpackungsvolumens

kam eine Nibblerstation zum Einsatz.

Durchführung der Zerlegung

Nach Abschluss der Trocknerpaket-Zerlegung des

Dampftrockners wurde der Nachzerlegeplatz

dahingehend umgebaut, dass die Horizontalsäge

sowie die Nibblerstation eingesetzt wurden. Zusätzlich

war ein Pufferlagergestell für ausgebaute

Hammerkopfschrauben installiert, um Auslastungsschwankungen

der Horizontalsäge ausgleichen

zu können. Anschließend wurden die

Hammerkopfschrauben sukzessive ausgebaut und

DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 51

| Abb. 7

Zerlegung und Verpackung der Hammerkopfschrauben.

| Abb. 8

Zerlegen des Kerndeckels mittels Kreissäge.

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in der Horizontalsäge abgelängt. Die Schnittstücke

wurden in Einstellmagazine verpackt.

Nach dem Ausheben des DWA und der Positionierung

am Zerlegeplatz wurden die Lastanschlagpunkte

mittels Stichsägen abgetrennt. Gleiches galt

für die massiven Tragringe, die zusätzlich mit der

Horizontalsäge nachzerlegt wurden. Die Stegverbände

wurden mittels Hydraulikschere bzw. Stichsäge

aufgetrennt.

Parallel dazu wurden die Zyklone/Steigrohre

mittels Stichsäge nah am Kerndeckel abtrennt. Die

Zyklone wurden in der Horizontalsäge mehrmals

abgelängt und in Einstellmagazine verpackt. Die

Steigrohre wurden zusätzlich mittels Nibbler in

Halbschalen aufgetrennt, um eine Verpackungsoptimierung

zu erreichen.

Nach dem Abtrennen aller 151 Zyklone/Steigrohre

kam eine Kreissäge mit verschiedenen Aufspannungsmöglichkeiten

zum Einsatz, um den verbliebenen

Kerndeckel in verpackungsgerechte Schnittstücke

zu zerlegen. Diese Aufspannung bzw. das

Positionier- und Verspannsystem war in der Lage,

sich entweder in den Reststutzen der Zyklone/

Steigrohre zu verspannen oder sich außen am Kerndeckel-Stützring

mittels Unterdruck festzusaugen.

Verpackung

Eingesetzte Gerätetechnik

Bei der Beladung von Schnittstücken vom DWA

wurde die Gerätetechnik genutzt, welche auch bei

der Verpackung der Schnittstücke des DT zum

Einsatz kam.

Durchführung der Verpackung

Die Durchführung der Verpackung von Schnittstücken

vom DWA erfolgte als ESM-Beladung, welche

im entsprechenden Kapitel beschrieben ist. Abbildung

7 zeigt die ESM-Beladung von zerlegten

Hammerkopfschrauben.

Zerlegung und Verpackung der

Steuerstabführungsrohre

Konzept

Die 129 Steuerstabführungsrohre wurden aus dem

RDB ausgehoben, ggf. zur Lagerung in ein Pufferlagergestell

eingestellt und sukzessive der Zerlegung

auf dem Nachzerlegeplatz zugeführt. Abgetrennte

und halbierte Schnittstücke wurden in

Einstellmagazine verpackt, die nachfolgend in KC

verladen wurden bzw. werden.

Zerlegung

Eingesetzte Gerätetechnik

Die Zerlegung der Steuerstabführungsrohre (SSFR)

erfolgte mit der Horizontalsäge. Auch bei den SSFR

kam die Nibblerstation zum Auftrennen der abgelängten

Rohre in Halbschalen zur Optimierung des

Verpackungsvolumens zum Einsatz.

Durchführung der Zerlegung

Die SSFR wurden sukzessive ausgebaut und in der

Horizontalsäge abgelängt. Dabei wurden die Fußund

Kopfteile direkt in Einstellmagazine geladen

sowie die mittleren Rohrsegmente mit Hilfe der

Nibblerstation halbiert bzw. geviertelt und in

Einstellmagazine verpackt.

| Abb. 9

Schematische Darstellung der Abschirmglocke.

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| Abb. 10

Letzte Restarbeiten an der Abschirmglocke.

Verpackung

Eingesetzte Gerätetechnik

Bei der Beladung von Schnittstücken vom SSFR

wurde die Gerätetechnik genutzt, welche auch bei

der Verpackung der Schnittstücke des DT zum

Einsatz kam.

Durchführung der Verpackung

Die Durchführung der Verpackung von Schnittstücken

vom SSFR erfolgte als ESM-Beladung. Abbildung

5 zeigt Abfallteile der SSFR, welche als Halbschalen

ausgebildet sind.

Aktueller Stand und Ausblick

Mit Stand Januar 2022 sind der Dampftrockner,

Dampf-Wasserabscheider, Speisewasserverteiler-

Segmente, Führungsschienen, Probenmagazinhalterung

und die Steuerstabführungsrohre zerlegt

und verpackt, genauso wie die Steuerelemente, die

Brennelementkästen, die Technologieabfälle

(vornehmlich Sortierung und Verpackung) und die

Neutronenflussmesslanzen (Vorzerlegung).

Aktuell sind wir mit der Zerlegung des oberen Kerngitters

auf dem Zerlegeplatz beschäftigt und

bereiten erste Tätigkeiten für die Vorzerlegung des

Kernmantels im RDB vor. Im Zuge dessen wird auch

von unabgeschirmten auf abgeschirmte Beladungen

mittels Abschirmglocke (Abb. 9) umgestellt.

Diese Abschirmglocke kann dann Einstellmagazine

oder Einsatzkörbe (ESK) aufnehmen. Der

Unterwasser-Roboter AZURo wird auch im Rahmen

des weiteren Abbaus der RDB-Einbauten immer

wieder eingesetzt, so z. B. als Werkzeugträger für

ein Bohrwerk oder für das CAMC-Schneiden. Dazu

wird dieser unter anderem tief im RDB in einer

Wassertiefe von bis zu 40 m eingesetzt.

Als positiv wurden bisher die Verfügbarkeit, die

grundsätzliche Bedienbarkeit und die Flexibilität

des Unterwasser-Roboters AZURo eingestuft. In

seinem ersten Einsatz in einem derartigen Großprojekt

konnte dieser die an ihn gestellten Erwartungen

voll erfüllen. Es kam zu keinen größeren

Problemen bezüglich Dichtheit und zu keinen

längerfristigen Ausfällen. Die sichere und nach

entsprechender Einarbeitung auch relativ intuitive

Handhabung vor allem im Handbetrieb bzw. Teachmodus

machten den Roboter zu einem sehr flexiblen

Werkzeug. In Verbindung mit dem berührungslosen

WASS-Verfahren konnte er somit seine

Aufgabe als Universalmanipulator gut erfüllen.

Nach jetziger Planung werden die Zerlegetätigkeiten

im KKB im Q3/Q4 2022 abgeschlossen sein.

Nachfolgend wird die Gerätetechnik im Kernkraftwerk

Krümmel eingesetzt. Die entsprechenden

Planungen für die dortigen RDB-Einbauten laufen

bereits seit 2017, wobei das für KKB angewandte

Konzept, soweit zutreffend, auch im KKK angewendet

wird.

Autoren

Frederic Weigert

Projektleiter, Orano GmbH, Nürnberg

frederic.weigert@orano.group

Frederic Weigert war mehrere Jahre bei einem großen Industrieunternehmen

tätig. Unter anderem betreute er als Projektleiter für Forschung und Entwicklung

nationale und internationale Kunden.

Bei der Orano GmbH hat er als Projektleiter weltumfassende Angebote im Bereich

Rückbau erstellt, sowie das Risikomanagement übernommen. Heute ist er als

Projektleiter für den Rückbau der Kerneinbauten im Kraftwerk Brunsbüttel und

Krümmel seitens der Orano GmbH tätig.

Ronald Strysewske

Stellvertretender Projektleiter

EWN GmbH, Lubmin

ronald.strysewske@ewn-gmbh.de

Ronald Strysewske war bereits in verschiedenen Rückbauprojekten tätig. Im Weiteren

wurde er als stellvertretender Bauleiter am Rückbaustandort Obrigheim, sowie

als Projektbearbeiter für Qualitätssichernde Maßnahmen von Anlagenteilen

zum Ausschleusen des Reaktorbehälters AVR eingesetzt. Als Technischer Leiter koordinierte

er den technischen Teil der Angebotserstellung für den Abbau der

Dampferzeuger für RWE. Seit 2017 ist Herr Strysewske als Stellvertretender Projektleiter

im Konsortium Orano/EWN bei dem Rückbauprojekt VENE D6 tätig.

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Keramische Initialbarriere für innovative

Zwischen- und Endlagerung von

hochradioaktivem Abfall

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Einleitung Brennelemente (BE) für Leistungs- und Forschungsreaktoren durchlaufen während ihrer

Lebensgeschichte zwischen Fertigung und Endlagerung bzw. Wiederaufarbeitung typische Phasen

(Abb. 1). Zwischen den stationären Phasen (SP; Dauer einige Jahre bis 1 Mio. Jahre) liegen relativ kurze

Übergangsphasen (TP), meistens Transporte. Das Gesetz über die friedliche Verwendung der Kernenergie

und den Schutz gegen ihre Gefahren (Atomgesetz AtG) [1] und alle darauf aufbauenden Verordnungen

und Rechtsvorschriften regelt für die Bundesrepublik Deutschland im Grundsatz und im Speziellen, dass

während jeder Phase, egal ob es sich um SP oder TP handelt, geeignete Vorkehrungen getroffen werden,

um definierte Sicherheitsziele zu gewährleisten. Diese werden zur Verdeutlichung der nachfolgenden

Betrachtungen unter fünf Schwerpunkten zusammengefasst [2]:

p ISOLATION

p SHIELDING

p CONTROL

p PROTECTION

p HEAT REMOVAL

Verhinderung der Freisetzung von Nuklearmaterial in die Biosphäre

Verhinderung einer Bestrahlung mit einer Überdosis

Verhinderung einer ungewollten selbsttragenden Kettenreaktion

Verhinderung der Zerstörung einer Nuklearanlage oder Teile davon;

Verhinderung des Diebstahls oder Missbrauchs von Nuklearmaterial;

Verhinderung des unzulässigen bzw. unbeabsichtigten Eindringens in eine Kernanlage

Verhinderung einer Überhitzung

Zu jeder Phase gehört eine genehmigungspflichtige

Nuklearanlage. Der Zweck jeder Phase bestimmt

deren Auslegung unter Berücksichtigung besonderer

Prioritäten der Sicherheitsziele. Ein Endlager

setzt andere Prioritäten als ein Nukleartransport.

Somit erfordert jede Phase einen maßgeschneiderten

Satz von aktiven und passiven Maßnahmen

zur Erfüllung der Sicherheitsziele. Kritische Stellen

sind die Phasen-wechsel.

Als Grundsatz für die Konzipierung des Kernbrennstoff-Zyklus

sollte gelten, passive Schutzmaßnahmen

möglichst über den gesamten Kernbrennstoffzyklus

nicht zu verändern, d. h. auch über

Phasenwechsel hinweg ohne Eingriffe zu erhalten.

| Abb. 1

Kernbrennstoff-Zyklus, untergliedert in typische Phasen der Lebensgeschichte von Brennelementen

(ST: stationäre Phasen; TP: Übergangsphasen) SF: abgebrannte BE (Spent Fuel);

TRIPLE CT: Transportbehälter mit Basis-Konditionierung.

Prinzip der gestaffelten Verteidigung

Das Konzept der gestaffelten Verteidigung,

Defense-in-Depth (DiD), ist ein fundamentales

Element der Sicherheitsphilosophie von komplexen

nuklearen oder nicht-nuklearen Sicherungssystemen,

bei denen extreme Zuverlässigkeit gewährleistet

werden muss. Analog zu den bewährten

Praktiken der Militärtechnik, umgeben mehrere

unabhängige gestaffelte „Verteidigungsebenen“

das zu schützende Objekt bzw. das Gefahrgut, vor

dem Menschen und die Biosphäre geschützt werden

müssen.

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Keramische Initialbarriere für innovative Zwischen- und Endlagerung von hochradioaktivem Abfall

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| Abb. 2

Generelles Schema eines Systems der gestaffelten Verteidigung,

hier: bestehend aus den passiven Barrieren eines Endlagers (Phase SP 5) [2]

z. B. B0: Brennstoffmatrix, B1: Brennstabhüllrohr, B2: Endlagerbehälter B3:

einschlusswirksamer Gebirgsbereich.

Die Verteidigungsebenen von DiD können durch

aktive und/oder passive Maß-nahmen realisiert

werden. Passive Maßnahmen, basierend auf Naturgesetzen

(z. B. Schwerkraft oder Stoffeigenschaften

von Materialschichten), sind zu bevorzugen. Das

generelle Schema eines passiven Mehrschicht-

Systems ist in Abb. 2 dargestellt, hier für ein

Endlager in der Nachverschlussphase (SP 5) [2].

Die einzelnen Materialschichten tragen auf Grund

ihrer stofflichen Eigenschaften und der geometrischen

Auslegung anteilig zur Gewährleistung der

Sicherheit bei. Es ist zweckmäßig, die Ebenen der

Verteidigung zu nummerieren (Level 0, 1, 2, …).

und Diversität der sog. wesentlichen Barrieren des

Endlagers. Wesentliche Barrieren sind laut [3] die

Barrieren, auf denen der sichere Einschluss der

radioaktiven Abfälle im Wesentlichen beruht.

National wie international weisen die bisher

verfolgten Endlagerkonzepte den Mangel auf, dass

die inneren, aus Metall bestehenden Barrieren (B1,

B2), die Kriterien für eine wesentliche Barriere der

Phase SP 5 nicht erfüllen.

Zur Überwindung dieses Defizits und um die

“inneren Ebenen“ des DiD zum vollwertigen

integralen Bestandteil des Sicherheitskonzeptes

eines Endlagersystem zu machen, wurde das

TRIPLE C Konzept entwickelt [2]. Die entscheidende

Komponente ist ein keramischer Abfallbehälter aus

drucklos gesintertem Siliciumcarbid (SSiC).

Einzelheiten dazu sind in [2] dargestellt. Als

Initialbarriere wird die Kombination Z1– B2

(keramische Vergussmasse – SSiC Behälter)

bezeichnet (Abb. 3).

DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 55

TRIPLE C Konzept und Initialbarriere

DiD wurde zu besonderer Reife in der

Sicherheitsphilosophie für die Auslegung und den

Betrieb von Kernreaktoren entwickelt (SP 1).

Redundanz, Diversität, Fail-Safe und die

Berücksichtigung von Fehlern aus gemeinsamer

Ursache (common-cause-failure, sowohl als

common-mode failure als auch als common-eventfailure)

sind für das Front-End des Kernbrennstoff-

Zyklus etablierte und eigentlich selbstverständliche

Sicherheitsprinzipien der Auslegung.

Eine Analyse der Nuklearanlagen des Back-End

zeigt, dass diese Prinzipien bisher nicht konsequent

umgesetzt werden. Das trifft auch selbst für die

gegenwärtige Endlagerplanung in Deutschland zu.

Die Endlagersicherheitsanforderungsverordnung

[3] führt zwar aus, dass das vorgesehene

Endlagersystem „…den sicheren Einschluss der

radioaktiven Abfälle passiv und wartungsfrei durch

ein robustes, gestaffeltes System verschiedener

Barrieren…“ für den Nachweiszeitraum von 1 Mio.

Jahren zu gewährleisten hat, macht aber keine

gesetzlich verpflichtenden Vorgaben für Redundanz

| Abb. 3

Initialbarriere Z1-B2 im Endlagerbehälter nach dem TRIPLE C Konzept (Basiskonditionierung).

Zum gegenwärtigen Zeitpunkt wird eingeschätzt,

dass

p die Initialbarriere aus Siliciumcarbid die Kriterien

einer wesentlichen Barriere für Phase SP 5 erfüllt

[2][4][5][6]

p die technisch-technologische Machbarkeit der

Herstellung von SSiC-Behältern für alle

existierenden Abfallformen als gesichert

anzusehen ist und gegenwärtig der Übergang

von der Laborfertigung zur industriellen

Fertigung vorbereitet werden müsste

p mit dem Rapid Sinter Bonding (RSB) [7] ein

geeignetes Verfahren zum hermetischen

Verschließen der SSiC-Behälter zur Verfügung

steht und gegenwärtig für den industriellen

Einsatz qualifiziert werden müsste.

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Keramische Initialbarriere für innovative Zwischen- und Endlagerung von hochradioaktivem Abfall ı Jürgen Knorr, Albert Kerber


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DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 56

Die Initialbarriere ist eine Komponente zur

redundanten und diversitären Erfüllung der

Sicherheitsfunktionen ISOLATION und CONTROL.

Der Begriff „Initialbarriere“ beinhaltet zwei

Aspekte:

p den geometrischen Aspekt als innerste

Langzeitbarriere gegen Freisetzung (ISOLATION

durch eine wesentliche Barriere auf Ebene 1 DiD)

p den zeitlichen Aspekt, d. h. die möglichst

frühzeitige Einkapselung des Abfalls (in der

Back- End-Sequenz schon beim Übergang SP 2 –

TP 2, Abb. 1).

Auswirkungen und Vorteile der

Initialbarriere

Die Effekte und damit auch die Vorteile der Initialbarriere

werden beispielhaft durch den Vergleich

der Back-End Historie von zwei abgebrannten

Leichtwasserreaktor-Brennelementen (BE) dargestellt.

Dabei ist BE-A in einen metallischen Behälter

nach deutschem (Pollux, BSK-3;) oder skandinavischen

(KBS-3) Konzept eingeschlossen (Abb. 4,

links). Ein Tragkorb fixiert locker die Position von

BE-A, die Gasatmosphäre in den Hohlräumen ist

anfangs Luft mit einer gewissen Restfeuchte. Beim

Castor® erfolgt der gasdichte Verschluss durch ein

verschraubtes Doppeldeckelsystem mit Metall- und

Kunststoffdichtungen. Neutronenabsorbierende

Zusätze im Tragkorb (Borstahl) werden durch separate

Absorberstäbe symbolisiert. BE-B wird nach

dem TRIPLE C Konzept in einen SSiC-Behälter

eingebracht, die Hohlräume vollständig mit einer

keramischen Vergussmasse verfüllt [8] und danach

der Deckel mit dem Behälterkörper gasdicht

verbunden. Das Rapid Sinter Bonding ergibt eine

arteigene Fügenaht (Abb. 4, rechts).

In beiden Fällen wird davon ausgegangen, dass die

Barrieren der Ebene 0 (Brennstoffmatrix B0,

Hüllrohr B1) wegen Versprödung bzw. Korrosion

für die Langzeitsicherheit keinen Beitrag liefern.

Ohne Anspruch auf Vollständigkeit sind in Abb. 4

einige Eigenschaften, Ereignisse und Prozesse in

Behälterinnenraum (in-side FEP`s) und deren

Konsequenzen für die beiden Einschlussvarianten

gegenübergestellt.

Die Vorteile der keramischen Initialbarriere sollen

lediglich durch zwei offensichtliche Merkmale

charakterisiert werden:

p Die Barriere B2 aus SSiC ist langzeitstabil und

hat das Potential, die wesentliche Barriere für die

Sicherheitsfunktion ISOLATION für den gesamten

Nachweiszeitraum SP 5 zu bilden und das für

alle Wirtsgesteinstypen Salz, Ton und Kristallin.

p Die keramische Vergussmasse mit Neutronenabsorber

in Z1

P fixiert die innere Geometrie zwischen Füllgut

und dem Behälter und verhindert somit langzeitstabil

die Verlagerung von Brennstoff-Hüllrohr-Schrott

unter dem Einfluss der Schwerkraft

oder bei Lageänderungen des Behälters

skandinavisches

deutsches Konzept

metallischer Behälter*)

innere FEPs

Langzeit-Konsequenzen

TRIPLE C Konzept

keramische Initialbarriere

JA

JA

JA

JA

JA

JA

Pellet-Versprödung?

Hüllrohr-Versprödung?

Spaltprodukt-Freisetzung?

Verlust innere Geometrie?

Brennstoff-Schutt-Verlagerung?

Erhöhtes Kritikalitätsrisiko?

JA

Ja

JA

NEIN

NEIN

NEIN

JA

JA

JA

Freier Spaltprodukt-Transport?

Elektrochemische Reaktionen

Hüllrohrmaterial-Metalle?

Stabilitätsverlust

infolge Tragkorb-Korrosion

NEIN

NEIN

NEIN

offener Tragkorb

Neutronenabsorber

*) Kupfer, Sphäroguss, Stahl

JA

JA

Behälterkorrosion von innen?

Verlust der Behälterintegrität?

NEIN

NEIN

Vergußmaterial mit Neutronenabsorber

Poren als Spaltprodukt-Fallen

| Abb. 4

Vergleich der Einschlussvarianten: der Ebenen 0 - 1

a) BE-A: metallischer Behälter der etablierten Standard-Konzepte (links)

b) BE-B: keramische Initialbarriere nach TRIPLE C Konzept (rechts).

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(Transport, tektonische Einflüsse auf Einlagerungsbedingungen)

P füllt alle Hohlräume zwischen Füllgut und

Behälter und verhindert langzeitstabil das

Eindringen von Flüssigkeiten (z. B. Wasser bei

mechanischer Zerstörung von B2)

Diese drei Aspekte (Erhalt einer unterkritischen

Konfiguration, Verhinderung des Zutritts von

Moderatormaterial sowie der homogen verteilte

keramische Initialbarriere bereits beim Übergang

SP 2 – TP 2.

Heutzutage kann man zum Zeitpunkt der Entnahme

eines Brennelementes aus dem Nasslager i. a. überhaupt

noch nicht sagen, unter welchen Bedingungen

und wann die Endlagerung dieses Brennelementes

einmal erfolgen wird. Es steht lediglich

fest, dass dem Brennelement mehrere Transporte

und eine Zwischenlagerung bevorstehen. Zwischen

DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 57

| Abb. 5

Einbeziehung der keramischen Initialbarriere in das Sicherheitskonzept der frühen Phasen der Back-End-Sequenz;

TRIPLE CT: Behältervariante für Transport

TRIPLE CR: Behältervariante für Endlagerung.

Neutronenabsorber) erfüllen langzeitstabil die

Sicherheitsfunktion CONTROL (Unterkritikalität).

Es liegt nahe, die Vorteile der keramischen Initialbarriere

bereits ab einer frühen Phase der Back-

End-Sequenz zu nutzen und nicht erst für die

Endlagerung (SP 5). Das ist möglich, weil nach dem

TRIPLE C Konzept die Initialbarriere ohne Veränderungen

in die endgültige Auslegung des Endlagergebindes

integriert wird. Denn die Anpassung

an die spezifischen Bedingungen der Einlagerung

und des Einlagerungsortes erfolgt durch die

äußeren Materialzonen (Abb. 3: Schockabsorber,

Over-Pack, Buffer). Empfohlen wird die Einkapselung

des hochradioaktiven Abfalls in die

Ende der Nasslagerung und der Konditionierung

für das Endlager können durchaus 40 bis 100 Jahre

vergehen (Abb. 5).

Jede Phase der Back-End-Sequenz hat eine Rangfolge

der Schutzziele. In der Abklingphase SP 2

steht Wärmeabfuhr aus dem Brennelement (HEAT

REMOVAL) durch Nasslagerung im Vordergrund,

damit ist gleichzeitig die Strahlenabschirmung

(SHIELDING) gewährleistet und der physische

Schutz (PROTECTION) ist durch die Anordnung

des Nasslagers im Containment gegeben. Für den

Einschluss des hochradioaktiven Materials (ISOLA-

TION) vertraut man auf die Barrierenfunktion der

Brennelementhüllen (B1) und des Containments.

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Unterkritikalität (CONTROL) wird durch die Beladungsgeometrie

des Nasslagers sichergestellt.

Beim Übergang SP 2 – TP 2 entfallen die strahlenabschirmende

Wasserschicht und die Schutzwirkung

des Containments. PROTECTION, SHIEL-

DING und HEAT REMOVAL müssen nun vom

Transportbehälter übernommen werden. Mehrere

Länder haben geeignete metallische Transportbehälter

entwickelt, die wegen ähnlicher Bauweise

zum deutschen Modell CASTOR® pauschalisierend

als Castoren bezeichnet werden sollen [9]. ISOLA-

TION wird redundant durch die metallischen

Brennelementhüllen und den Transportbehälter als

Barrieren sichergestellt, Unterkritikalität durch die

Beladung (Eigenschaften und Anzahl der abgebrannten

BE) und die berechtigte Gewährleistung

der beiden Annahmen, dass während der relativ

kurzen Transportphase TP 2 keine Veränderung

der inneren Geometrie erfolgt und die Hohlräume

nicht durch Wasser geflutet werden.

Die Castoren wurden als Transportbehälter entwickelt

und in großer Stückzahl gebaut. Als Transportbehälter

haben sie sich hervorragend bewährt.

Aufgrund der Transportverbote in Deutschland

wurden zwangsläufig die Castoren als

Lagerbehälter benutzt, die sich bisher auch für die

Zwischenlagerung bewährt haben. Als Endlagerbehälter

eignen sich Castoren dagegen weder für Salz,

Ton noch Kristallin als Wirtsgestein. Eine Umladung

in einen geeigneten Endlagerbehälter wird

also in jedem Fall notwendig.

Probleme können für die Transportphase TP 3

entstehen, wenn nach erweiterter Zwischenlagerung

(SP 3 > 40 Jahre) keine Sicherheit mehr besteht,

dass alle Brennelementhüllen intakt sind, d. h.

p dicht sind (Verlust der Redundanz für

ISOLATION)

p keine Verlagerung von Brennstoff- Hüllrohr-

Schrott bereits stattgefunden hat oder zu

erwarten ist (Abb. 4: Auswirkungen auf

SHIELDING, HEAT REMOVAL).

Die Annahme der Unversehrtheit des Behälters bei

Transportunfällen schließt den Zutritt von Wasser

auf eine veränderte, möglicherweise reaktivitätsgünstigere

Brennstoffgeometrie aus.

Es ist offensichtlich, dass die genannten Probleme

einer erweiterten Zwischenlagerung und der nachfolgenden

Transporte überwunden werden können,

wenn die Brennelemente bereits in die keramische

| Abb. 6

Verfahrensschritte zur Herstellung der Initialbarriere und Einsatz in den Castor®.

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| Abb. 7

Vereinfachtes Abfallmanagement durch keramische Initialbarriere.

Initialbarriere eingeschlossen sind. Abb. 6 zeigt

schematisch die dafür notwendigen Verfahrensschritte.

Bei den Endlagerbehältern Pollux und BSK-3 war

man ursprünglich davon ausgegangen, dass die

Brennstäbe aus den Brennelementstrukturen

gezogen werden. Wegen der Unsicherheiten der

Hüllrohrbeschaffenheit nach erweiterter

Zwischenlagerung scheint man die Trennung von

Brennstäben und Strukturteilen nicht mehr

vorzusehen, sondern die Brennelemente unzerlegt

endlagern zu wollen [10].

Das TRIPLE C Konzept übernimmt diesen Ansatz.

Pro DWR/BWR-BE wird ein SSiC- Behälter

vorgesehen (Abb. 6). Nach dem Verfahrensschritt 5

ist die Herstellung der Initialbarriere abgeschlossen,

Der ID Code und das Safeguards-Siegel werden

mittels Laser in die Außenwand eingraviert.

Lastaufnahmemittel oder die Verwendung einer

Handhabungskassette (Verfahrensschritte 6 und

7) komplettieren das Gebinde vor dem Einsatz in

einen Castor®, der auf übliche Weise mit einem

geschraubten Doppeldeckelsystem und Dichtungen

verschlossen wird. Ein Castor® kann maximal 7

SSiC-Behälter aufnehmen.

Die transportfähige Einheit wird mit TRIPLE CT

bezeichnet. Selbst wenn die Dichtheit der

Brennelementhüllen verlorengeht (Verlust

Barrierewirkung B1), ist nun die Sicherheitsfunktion

ISOLATION redundant und diversitär durch die

Initialbarriere (Z1-B2) und den Castor® (B3)

gewährleistet.

Der beladene TRIPLE CT Behälter kann ohne

Bedenken so lange zwischengelagert werden, bis

die Annahmebereitschaft eines Endlagers

tatsächlich gegeben ist. Durch die Initialbarriere ist

ein passiver drucksicherer Einschluss im Castor-

Innenraum entstanden, der ein Monitoring des

Druckes zwischen den beiden Castor-Deckeln

während der Zwischenlagerung überflüssig macht.

Angesichts der abzusehenden erweiterten

Zwischenlagerung wird zur Gewährleistung der

öffentlichen Sicherheit vorgeschlagen, den

hochradioaktiven Abfall jetzt (so bald als möglich)

in TRIPLE CT Behälter zu verpacken und diese in

geeigneten Tunneln oder in oberflächennahe

Untergrund-Zwischenlager einzubringen. Dafür

könnten auch vorhandene Bunkeranlagen genutzt

werden. Das verringert zusätzlich den Zeitdruck

auf die Inbetriebnahme eines Endlagers.

DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 59

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Beim Transport zur Endlagerkonditionierung (TP

3) ist der TRIPLE CT Behälter Lageänderungen

(vertikal/horizontal) und Erschütterungen

ausgesetzt. Infolge der Fixierung der inneren

Geometrie durch die keramische Vergussmasse

(Z1) kommt es dabei auch nach langer

Zwischenlagerung (TP 3) nicht zur Zerstörung der

Brennelement-Geometrie mit/ohne Verlagerungen

des Schrotts.

Die Initialbarriere macht aus dem BE eine umschlossene

Strahlenquelle. Die Kontaminationsfreiheit

der Initialbarrieren-Oberfläche ist nach dem

Verfahrensschritt 5 (Abb. 6) zu bestätigen bzw.

gegebenenfalls herzustellen. Dadurch bleibt der

Innenraum des Castorbehälters kontaminationsfrei.

Er kann nach der Entladung (SP 4) erneut

verwendet werden.

In der Phase SP 4 erfolgt die Endlagerkonditionierung

durch Umhüllung der Initialbarriere mit

weiteren Materialschichten. Die Initialbarriere

muss dazu nicht geöffnet werden. Bei der Einkapselung

des hochaktiven Abfalls in die Initialbarriere

braucht nicht bekannt zu sein, wie später einmal

(z. B. nach 100 Jahren Zwischenlagerzeit oder

länger) das Endlagergebinde tatsächlich aussieht

oder in welches Wirtsgestein eingelagert wird. Die

vollkeramische Variante des Endlagerbehälters

(TRIPLE CR, R für Repository) sieht als Over-Pack

einen Behälter aus Carbonbeton vor [2].

Konsequenzen des Verzichts auf die

Initialbarriere

Der Status-quo der Behandlung des

hochradioaktiven Abfalls in Deutschland soll unter

Zuhilfenahme von Abb. 8 erläutert und durch den

Vergleich mit Abb. 7 einige Nachteile beim Verzicht

auf die Initialbarriere herausgearbeitet werden.

Die Brennelemente werden aus dem Nasslager in

Castoren umgeladen und diese in einem

Zwischenlager abgestellt. Ähnlich wird mit den

verglasten Abfällen aus der Wiederaufarbeitung

(Kokillen) verfahren. Gegenwärtig existieren drei

zentrale und 12 standortgebundene Zwischenlager.

In wenigen Jahren wird praktisch der gesamte

hochradioaktive Abfall in ca. 2000 Castoren an der

Erdoberfläche auf die Endlagerung warten.

Mehrere Varianten der Weiterbehandlung sind

denkbar.

Angenommen, die Castoren erhalten die Transportgenehmigung

selbst nach einer erweiterten

Zwischenlagerung, dann könnten sie direkt zum

Endlager transportiert und im Prinzip ohne Umladung

eingelagert werden. Ton und Kristallin

scheiden als Wirtgestein a priori aus. Es bleiben nur

Standorte in Salz übrig. Das wäre jedoch die

schlechteste aller Varianten.

Wahrscheinlich schon nach ca. 100 Jahren

Zwischenlagerung ist die Barrierwirkung der Hüllrohre

(B1) verloren gegangen und nach ca. 5000

Jahren ist auch der Castor® durch Korrosion undicht

geworden (Verlust Barrierewirkung B2). Die Langzeitrückhaltung

muss dann für 99,5 % des Nachweiszeitraumes

allein durch das (wasserlösliche)

Wirtsgestein (B3) – ohne Redundanz und Diversität

– garantiert werden. Die unvermeidliche Gasbildung

kann zu Wegsamkeiten für Flüssigkeiten

führen. Flüssigkeitszutritt wiederum bei undichten

Behältern, in denen sich der Brennstoff-Hüllrohr-

Schrott verlagern konnte, erhöht die Wahrscheinlichkeit

der autonomen Bildung einer kritischen

Anordnung (Verlust CONTROL). Der innere Zerstörungsprozess

des Endlagers würde autokatalytisch.

| Abb. 8

Abfallbehandlung ohne Initialbarriere bei erweiterter Zwischenlagerung.

Castor® ist kein Endlagerbehälter; direkte Endlagerung bestenfalls in Salz.

Es muss davon ausgegangen werden, dass bereits

nach wenigen Jahrzehnten der Zwischenlagerung

die Umladung der Brennelemente in einen anderen

Transport-behälter oder in den Endlagerbehälter

auf jeden Fall in einer Heißen Zelle erfolgen muss.

Das erfordert den Neubau von mindestens einer

zentralen Heißen Zelle oder im schlimmsten Fall

von 15 Heißen Zellen an den deutschen Zwischenlagerstandorten.

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ı Jürgen Knorr, Albert Kerber


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Bei durch Korrosion beschädigten Brennelementen

wird der Innenraum der Castoren kontaminiert,

wodurch zusätzliche Abfallmassen in Größenordnungen

entstehen können. Es bleibt zu hoffen, dass

die Zwischenlagerung nicht solange ausgedehnt

wird, dass man die Öffnung der Castoren aus Furcht

vor den Konsequenzen unbedingt vermeiden will

und demzufolge – nolens volens – die Castoren zu

Endlagerbehältern „ertüchtigt“, indem man z. B.

einen dritten Deckel aufschweißt. Die direkte

Endlagerung von Castoren wäre natürlich die

kostengünstigste Variante. Aber auch ein anderer

Aspekt könnte eine Rolle spielen. Es gibt Bundesländer,

die prinzipiell ein Endlager auf ihrem Territorium

ablehnen. Diese verfügen im Wesentlichen

über potentielle Standorte in Kristallin. Ein

Plädoyer für die (direkte) Endlagerung von mit

hochradioaktivem Abfall beladenen Castoren kann

als Bestandteil einer Vermeidungsstrategie eines

Endlagerstandorts (NIMBY) in Kristallin interpretiert

werden, was die Bestimmungen von StandAG

und Endlagersicherheitsanforderungsverordnung

nach einer ergebnisoffenen Endlagersuche à priori

konterkariert.

All diese Probleme werden durch die keramische

Initialbarriere vermieden. Kosten-Nutzen-Analysen

werden zeigen, dass der Aufwand für die Entwicklung

und Fertigung der SSiC-Behälter sowie für die

Herstellung der Initialbarriere für das vorhandene

Mengengerüst mehr als gerechtfertigt ist.

weiteren Materialzonen zu einem späteren Zeitpunkt

zur Komplettierung der technischen Barriere

eingesetzt werden oder unter welchen geologischen

Bedingungen die Endlagerung einmal

erfolgen wird.

Referenzen

[1] Gesetz über die friedliche Verwendung der Kernenergie und den Schutz gegen ihre Gefahren

(Atomgesetz) AtG, zuletzt geändert durch Art. 3 G v. 7.12.2020 I 2760

[2] J. Knorr, A. Kerber, TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal in

salt, clay and crystalline, atw International Journal for Nuclear Power Vol. 66 (2021) Issue 45

July, p. 54-62

[3] Verordnung über Sicherheitsanforderungen an die Endlagerung hochradioaktiver Abfälle

(Endlagersicherheitsanforferungsverordnung EndlSiAnfV) Referentenentwurf vom 17.07.2019

[4] H. Nabielek, K. Verfonderen; Integrity of TRISO Particle Coating during Long-Term Storage under

Corrosion, EU co-funded RAPHAEL Program D-BF2.1, Jülich, March 2010

[5] R. Moormann, K. Verfonderen; Methodik umfassender Sicherheitsanalyse für zukünftige HTR-

Anlagenkonzepte, Band 3 Spaltproduktfreisetzung Jül-Spez-388, Mai 1987, ISBN 343-7639

[6] L.A. Lay; Corrosion Resistance of Technical Ceramics, National Physical Laboratory, Teddington,

Middlesex, Pub H.M.S.O., ISBN 0114800510, 1983

[7] EP 3 684 743, „Verbinden von Bauteilen aus gesintertem oder heiß- gepresstem Siliziumkarbid“

[8] A. Kerber, J. Knorr SiC encapsulation of high level waste for long-term immobilization, atw

International Journal for Nuclear Power 1/2013 p.8-13

[9] CASTOR® , Firmenschriften GNS Essen

[10] Informationsgespräche der Autoren zur Endlagerung mit GNS in Essen am 06.06.2013 und am

01.03.2016 sowie BMU in Berlin am 17.05.2017 und am 06.06.2018

Autoren

Prof. Dr. Jürgen Knorr

Professor Emeritus für Kerntechnik

an der GWT-TUD GmbH, Dresden

knorr.juergen.anne@t-online.de

DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 61

Zusammenfassung

Das TRIPLE C Konzept für die Endlagerung von

hochradioaktivem Abfall stützt sich auf die Anwendung

von High-Tech Keramik bei der Auslegung

eines Mehrschicht-Behälters. Insbesondere die

keramische Initialbarriere hat das Potential, zur

wesentlichen Barriere für Endlager in allen Wirtsgesteinstypen

zu werden. Es bietet sich an, die

Vorteile der Initialbarriere nicht erst für die Endlagerung

zu nutzen, sondern den Abfall bereits frühzeitig

in der Back-End-Sequenz in die Initialbarriere

einzuschließen, vorzugsweise beim Übergang

vom Nasslager zum Transport in ein Zwischenlager.

Daraus ergeben sich eine Reihe von Vorteilen für

ein sicheres, flexibles und kosteneffektives Abfallmanagement.

Die Kombination von keramischer

Initialbarriere und bewährten Transportbehältern

eröffnet auch neue Möglichkeiten für eine erweiterte

Zwischenlagerung und nimmt dadurch den

Zeitdruck von der Inbetriebnahme eines Endlagers.

Professor Jürgen Knorr ist seit 1992 Professor für Kerntechnik an der Technischen

Universität Dresden (emeritiert seit 2006). Er promovierte in Physik/Nukleartechnologien.

Von 1975 bis 1992 war Prof. Knorr für Planung, Bau und Betrieb des

AKR-Schulungsreaktors in Dresden verantwortlich. Die Zusammenarbeit mit der

SiCeram GmbH zur Anwendung von Hightech-Keramik im Nuklearbereich begann

2003. Von 1993 bis 2000 war Prof. Knorr Präsident der Kerntechnischen Gesellschaft

e.V. und zudem Vorstandsmitglied der European Nuclear Society.

Dr. Albert Kerber

Mitinhaber und Geschäftsführer

SiCeram GmbH, Jena

a.kerber@glamaco.com

Seit 1998 ist Dr. Albert Kerber Mitinhaber und Geschäftsführer der Firma SiCeram

GmbH in Jena, mit dem Schwerpunkt Hochleistungskeramik. Nach dem Studium

des Chemieingenieurwesens promovierte er an der Technischen Universität Karlsruhe.

Die Zusammenarbeit mit Prof. Knorr begann im Jahr 2003 und konzentriert

sich auf die Anwendung von Hightech-Keramikmaterialien im Nuklearbereich, insbesondere

für innovative Lösungen im Bereich der nuklearen Entsorgung.

Es ist davon auszugehen, dass die keramische

Initialbarriere zukünftig integraler Bestandteil

jedes Endlagergebindes sein wird, egal, welche

Decommissioning and Waste Management

Keramische Initialbarriere für innovative Zwischen- und Endlagerung von hochradioaktivem Abfall ı Jürgen Knorr, Albert Kerber


Kommunikation und

Training für Kerntechnik

SEMINARPROGRAMM | 1. HALBJAHR 2022

Medientraining Professionell

TERMIN 15. MÄRZ 2022

PREIS 998,– € zzgl. gesetzl. USt.

WEBINAR

Referent

Dr. Nikolai A. Behr

Medien- und Interviewtrainer, Pressesprecher,

Deutsches Institut für Kommunikations- und

Medientraining GmbH (DIKT)

Veränderungsprozesse gestalten – Herausforderungen meistern,

Beteiligte gewinnen

TERMIN 21.-22. MÄRZ 2022

PREIS 998,– € zzgl. gesetzl. USt.

WEBINAR

Referentinnen

Dr. Tanja-Vera Herking

Senior Consultant des IAOP

Dr. Christien Zedler

Managing Director des IAOP

Erfolgreicher Wissenstransfer in der Kerntechnik –

Methoden und praktische Anwendung

TERMIN 04.-05. APRIL 2022

PREIS 998,– € zzgl. gesetzl. USt.

WEBINAR

Referentinnen

Dr. Tanja-Vera Herking

Senior Consultant des IAOP

Dr. Christien Zedler

Managing Director des IAOP

Atomrecht – insbesondere das Recht der radioaktiven

Reststoffe und Abfälle

TERMIN 28. APRIL 2022

PREIS 998,– € zzgl. gesetzl. USt.

Referent

Dr. Christian Raetzke

Rechtsanwalt, Leipzig

ORT

BERLIN


Kommunikation und

Training für Kerntechnik

Grundlagenschulung: Einführung in die Kern- und Entsorgungstechnik

TERMIN 05. - 06. MAI 2022

PREIS 1.398,– € zzgl. gesetzl. USt.

Referentinnen N. N.

Referent aus der Kerntechnikbranche

ORT

BERLIN

Dual-Use-Reform und Exportkontrolle kerntechnischer

Produkte und Dienstleistungen

TERMIN 10. MAI 2022

PREIS 398,– € zzgl. gesetzl. USt.

WEBINAR

Referent

RA Kay Höft M.A. (BWL)

Rechtsanwalt der Kanzlei für

Außenwirtschaftsrecht, Hamburg

English for the Nuclear Industry

TERMIN 19.-20. MAI 2022

PREIS 898,– € zzgl. gesetzl. USt.

Referentin

Angela Lloyd

Language trainer (English Native Speaker)

ORT

BERLIN

Atomrecht – Was Sie wissen müssen

TERMIN 25. MAI 2022

PREIS 625,– € zzgl. gesetzl. USt.

WEBINAR

Referenten Akos Frank LL. M. (SULS Boston)

Experte für Handelsrecht,

Group Senior Legal Counsel, NKT A/S

Dr. Christian Raetzke

Rechtsanwalt, Leipzig

Public Hearing Workshop – Öffentliche Anhörungen erfolgreich meistern

TERMIN 30.-31. MAI 2022

PREIS 1.598,– € zzgl. gesetzl. USt.

ORT BERLIN

Referent

Dr. Nikolai A. Behr

Medien- und Interviewtrainer, Pressesprecher,

Deutsches Institut für Kommunikations- und

Medientraining GmbH (DIKT)

Für weitere Informationen besuchen Sie unsere Website

www.kernd.de/kernd/seminare

Anfragen und Anmeldungen: seminare@kernd.de


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

PROGRAMMVORSCHAU

KERNTECHNIK 2022

64

Montag, 20.Juni 2022 Dienstag, 21.Juni 2022 Mittwoch, 22.Juni 2022

p Gremiensitzungen KernD

p Gremiensitzung KTG

p Mitgliederversammlung KTG

p Get-together KTG

Plenarvorträge

p Industrieausstellung

p Plenarvorträge

p Vorträge zu „Special Topics“

p Technical Sessions

p Young Scientists‘ Workshop

p Gesellschaftsabend in der

Industrieausstellung

Special Topics

p Industrieausstellung

p Plenarvorträge

p Vorträge zu „Special Topics“

p Technical Sessions

p Young Scientists‘ Workshop

p Preisverleihung

Dr. Guido Knott

Vorsitzender der Geschäftsführung der

PreussenElektra

PreussenElektra – Vom Betreiber zum

Rückbauer

Herbert Saurugg

Präsident der Österreichischen Gesellschaft für

Krisenvorsorge

Energieversorgung nach dem Ausstieg - ganz ohne

Kernenergie?

Myrto Tripathi

President and founder of "Voix du Nuclear"

The future of nuclear in France

Peter Berben

Head of Decommissioning and Radioactive Waste

Management at ENGIE Corporate

Status on ENGIE’s Belgian nuclear power plant

decommissioning

Tomáš Ehler

Deputy Minister of Industry and Trade and Head of

the Nuclear Energy Section at the Czech Embassy

in the Federal Republic of Germany

Entwicklung der Kernenergie in Tschechien und

Zusammenarbeit CZ-DE

Prof. Dr. Bruno Merk

Royal Aademy of Engineering Chair in Emerging

Technologies, University of Liverpool

The current situation of nuclear new build and nuclear

technologies in the UK - ongoing and new projects

Dr. James L. Conca

Senior Scientist UFA Ventures

Status Quo Waste Management USA

Lukas Aebi

Geschäftsführer Nuklearforum Schweiz

Status quo und aktuelle Ziele der Schweizer

Atomwirtschaft

Dr. Chris Breuer

Communications & PR Manager URENCO Germany

Auf der Suche nach Liebe und Likes - Die Kernenergie zwischen

gesellschaftlicher und politischer Debatte, Sozialen

Medien und der konkreten Öffentlichkeitsarbeit vor Ort

Dr. Jörg Aign

Geschäftsführer TÜV Nord EnSys

Kohleausstieg, Klimawandel, Sektorkopplung - braucht

Klimaschutz die Kerntechnik?

Peter Breitenstein

Senior Vice President Backend Sales Orano

Germany and France agree on the timely recovery of all

nuclear waste

Dr. Björn Peters

Chief Financial Officer Dual Fluid Energy Inc.

Internationale Energiewende - nur mit striktem Design-to-

Cost Ansatz

Dirk Ebert

Director Spare Parts Westinghouse Electric Germany

Data Analytics for Managing Obsolescence Abstract

Dr. Christian Reiter

Leiter der Reaktorphysik am FRM II, TU München

TUM Center for Nuclear Safety and Innovation

Jari Makkonen

Head of Sales and Marketing, Posiva Solutions Oy

Trial Run of Final Disposal

Mark Linssen

Hauptabteilungsleitung Betriebe Süd,

BGZ Gesellschaft für Zwischenlagerung

Die BGZ und ihr Auftrag – Schritt für Schritt zum autarken

Zwischenlager

Special Guest

Daniel D. Eckert

Finanzredakteur "Die Welt"

Die Zukunft des Geldes. Dollar, Euro, Yuan, Bitcoin – oder doch

Gold? Welches wird die Weltwährung des 21. Jahrhunderts?

Wie Rekordschulden, Negativzins und Kryptorevolution die

Ordnung des Geldes auf den Kopf stellen

KERNTECHNIK 2022

Programmvorschau


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Technical Sessions

Dienstag, 21.Juni 2022

13:30-13:45 Dr. Kai Kosowski PreussenElektra

Zyklusverlängerung der Konvoi-Druckwasserreaktoren durch Streckbetrieb

– Anforderungen und Erfahrungen aus Sicht des Betreibers

13:45-14:00 Kevin Lamshöft Universität Magdeburg

Resilience against and detection of information hiding in nuclear

instrumentation and control systems within the scope of NSS 17-T

14:00-14:15 Joachim Herb Gesellschaft für Reaktorsicherheit

Recommendations for core monitoring to enhance the detection and

discrimination of anomalies by neutron noise measurements

14:15-14:30 Dr. Burkhard Kleibömer URENCO Deutschland

Dritte Sicherheitsüberprüfung der Urananreicherungsanlage Gronau

14:30-14:45 Zhi Yang Gesellschaft für Reaktorsicherheit

CFD Simulations on an Up-Scaled Experiment and Determination of the Heat

Transfer Coefficient for High Rayleigh Number Natural Convection in Water

Peter Hippauf Siempelkamp NIS Ingenieurgesellschaft

Stilllegungskosten für Kernkraftwerke im internationalen Vergleich

Cihan Cantay TÜV NORD EnSys

Bewertung der Einwirkungen von Explosionsdruckwellen unter

Berücksichtigung standortspezifischer Gegebenheiten und den

Besonderheiten von Methan-Gaswolken

Rüdiger König QENIQ Advisory Energieprojekte

Site Decommissioning and Re-Use critical for Energy Transition: new

concepts

Bastian Degner Brenk Systemplanung

Freigabe von schwer zugänglichen Strukturen am Beispiel der äußeren SHB

Einspannstelle im Kernkraftwerk Stade

Birte Froebus KIT - Karlsruher Institut für Technologie

Mobiles Anbaugerät zur automatisierten Rissüberfräsung

65

KERNTECHNIK 2022

16:10-16:25 Sebastian Buchholz Gesellschaft für Reaktorsicherheit

VASiL – A joint project to cover innovative concepts to remove residual heat in

LW-SMR in simulations using AC2

16:25-16:40 Dr. Christoph Hartmann Westinghouse Electric Germany

Long-Term Containment Cooling System using Water Turbine Driven Pump

16:40-16:55 David Lauer KSB

Research & Development for Primary Pumps for Generation IV Reactor

Concepts

16:55-17:10 Dr. Götz Ruprecht Dual Fluid Energy

Neue Entwicklungen bei der Dual Fluid Technologie

17:10-17:25 Dr. Jonathan Sappl Gesellschaft für Reaktorsicherheit

Implementation of FeCrAl cladding models in fuel rod code TESPA-ROD

Mittwoch, 22. Juni 2022

09:00-09:15 Prof. Dr. Bruno Merk University of Liverpool

iMAGINE – A Breakthrough Technology for a Successful Future of Nuclear

09:15-09:30 Guillaume Hemery Framatome

Early Launch of Validation via an Evolving Engineering Simulator (ELVEES)

09:30-09:45 Marcus Will pro-beam

Serienmäßiges Elektronenstrahlschweißen von Großbauteilen aus

dickwandigem CrNi-Stahl am Beispiel des International Thermonuclear

Experimental Reactor ITER

09:45-10:00 Dr. Arkady Serikov KIT - Karlsruher Institut für Technologie

Radiation Environment inside the IFMIF-DONES Target Interface Room

10:00-10:15 Sabrina Gil-Pascual Kraftanlagen Heidelberg

Hydrogen Fusion and the Importance of Thermal Energy Storage Systems -

Development of the DEMO Balance of Plant

11:25-11:40 Dr. Christoph Bratfisch Ruhr-Universität Bochum

Analyse der AC²-Kondensationsmodellbasis anhand von Simulationen der

PPP-Versuchsanlage

11:40-11:55 Johannes Hoffrichter Ruhr-Universität Bochum

Validation of AC 2 – COCOSYS regarding light gas stratification build-up and

dissolution in an atmosphere containing carbon dioxide

11:55-12:10 Dr. Fabrizio Gabrielli KIT - Karlsruher Institut für Technologie

Impact of Realistic Fuel Inventories on the Radiological Consequences of a

Severe Accident Scenario in a Generic KONVOI Plant by means of the ASTEC Code

12:10-12:25 Miriam Müer Ruhr-Universität Bochum

Analysis of severe accident scenarios in the primary circuit of a generic

pressurized water reactor in the frame of plant calculations for evaluating

the program system AC

Daniela Lozinski GNS Gesellschaft für Nuklear-Service

Fertigung von CASTOR® Behältern – Serienfertigung für Deutschland und

kundenspezifische Lösungen für ausländische Kunden

Marcus Seidl PreussenElektra

Status of the EURAD research program activities on improving source term

predictions for spent nuclear fuel

Dr. Daniel Nahm Gesellschaft für Reaktorsicherheit

Extending the GRS dry storage simulation chain to analyse BWR storage cask

inventory

Dr. Vera Derya WTI

Betrachtungen zur Aktivitätsrückhaltung als alternativer Nachweisweg bei

Bauartprüfungen für das Endlager Konrad

Dr. Michael Herm KIT - Karlsruher Institut für Technologie

Mobility of radionuclides in SNF in view of extended dry interim storage

Maik Stuke BGZ Gesellschaft für Zwischenlagerung

Forschung im Bereich der Zwischenlagerung - Das Forschungsprogramm

der BGZ

Alexander Tönnes WTI

Validierung von CFD-Methoden zur Berechnung der sicheren Wärmeabfuhr

aus der Behälterlagerhalle H des ZWILAG anhand von Temperaturmessungen

Dr. Thomas Fischer GNS Gesellschaft für Nuklear-Service

Rückführung von HAW-Glaskokillen aus Sellafield mit dem Behälter

CASTOR®HAW28M und radiologische Prüfungen

Frank Querfurth Framatome

Robotergestütze Sortierung radioaktiver Abfälle zwecks Volumenoptimierter

Konditionierung: VIRERO

Mikael Gustafsson Uniper Nuclear D&D

Decommissioning of NPPs & research reactors incl. licensing & legal aspects

Strategy of Uniper’s Swedish D&D program proven success by first years of

dismantling experience

Dr. Dominic Krupp Safetec Entsorgungs- und Sicherheitstechnik

Gebäudefreigabe 2.0

Matti Kaisanlahti Fortum Power and Heat Oy

Dismantling and waste management planning for FiR 1 decommissioning

Alena Wernke KIT - Karlsruher Institut für Technologie

Automatisierung der Kontaminationsmessung im Rückbauprozess

kerntechnischer Anlagen

Stelios Michaelides KIT - Karlsruher Institut für Technologie

Boiling Crisis Experiments under Oscillation Flow

p Kompetenz und Sicherheit p Internationale Trends und Entwicklungen p Rückbau und Abfallbehandlung p Zwischen- und Endlagerung

KERNTECHNIK 2022

Programmvorschau


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

VOR 66 EDITORIAL JAHREN 66

Vor 66 Jahren


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

VOR 66 EDITORIAL JAHREN 67

Vor 66 Jahren


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

VOR 66 EDITORIAL JAHREN 68

Vor 66 Jahren


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

VOR 66 EDITORIAL JAHREN 69

Vor 66 Jahren


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

KTG-Fachinfo 05/2022 vom 14.02.2022

Die Bedeutung der Kernenergie

70

KTG-FACHINFO

Renaissance der Kernenergie

für das französische Energiekonzept

und Schadensbefunde in

französischen Kernkraftwerken

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG.

Am 10. Februar hat der französische Präsident Emmanuel

Macron in Belfort aus Anlass der Übernahme eines Teils

der Nuklearsparte von GE Steam Power durch EDF seine

langfristige energiepolitische Planung vorgestellt. Hintergrund

dieser Planung sind die erwartete Steigerung des

Strombedarfs um 60 Prozent bis 2050 wegen der Elektrifizierung

zahlreicher Energieanwendungen aus Gründen

der so genannten Dekarbonisierung und der Effizienzsteigerung,

die Gewährleistung von Kaufkraft der Haushalte

und der Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen,

die Bemühung um eine Reindustrialisierung Frankreichs

sowie die Aufrechterhaltung und Erhöhung der nationalen

Souveränität durch mehr Energieunabhängigkeit.

Die langfristige französische Energiepolitik

Die nationale Energiepolitik solle auf zwei Pfeilern ruhen:

deutlicher Ausbau der erneuerbaren Energien und

Erhaltung sowie Neubau der Kernkraft. Hinzu trete das

Einsparen von Energie durch Effizienzsteigerung wobei

sich Macron hier von einem wachstumsfeindlichen Diskurs

einer Energieausterität durch Einschränkungen und

Verbote distanziert, auch weil damit der jungen Generation

die selbstverständlichen Konsummöglichkeiten

vorenthalten würden, die die vorangegangenen Generationen

gehabt hätten. Für den Ausbau erneuerbarer Energien

wird angeführt, dass dies die einzige Möglichkeit sei,

kurzfristig die Stromversorgung zu erweitern um die

beabsichtigte Elektrifizierung einschließlich einer Wasserstoffwirtschaft

zu ermöglichen, auch wenn es sich um

volatile Erzeugungsformen handele, die stabile Erzeuger

nicht ersetzen könnten. Um den geplanten Ausbau der

Solarenergie um Faktor 10 auf über 100 GW in 2050, die

Verdoppelung der Windkraft an Land auf 37 GW in 2050

und die Errichtung von 40 GW Windkraft auf See auch

wirklich zu erreichen, müssten aber regulatorische Hürden

beseitigt werden, vor allem dort wo lokale Akzeptanz für

die Projekte besteht. Die inzwischen erreichten

Genehmigungsdauern von fünf Jahren für Großflächensolaranlagen

und sieben Jahren für Windparks seien nicht

tragbar. Wegen der zahlreichen Konflikte und der deutlichen

Auswirkungen auf Kultur- und Naturlandschaften

sowie das nationale Erbe werde auf eine ehrgeizigere

Planung für Windkraft an Land verzichtet.

Unter Bezugnahme auf Studien des Netzbetreibers RTE

und der internationalen Energieagentur (IEA) zum französischen

Stromsektor stellt Macron fest, dass weder ein

System mit 100 Prozent erneuerbaren Energien noch

eines mit 100 Prozent Kernenergie machbar oder sinnvoll

sei. Eine Mischung der beiden Säulen sei die ökologisch

zweckmäßigste, die ökonomisch nützlichste und die

finanziell am wenigsten kostenintensive Wahl, weswegen

man diesen Pfad verfolgen wolle.

Macron fordert, wieder an den Aufbruch in die friedliche

Nutzung der Kernkraft in Frankreich anzuknüpfen. Dabei

verweist er darauf, dass ein Verzicht auf die Wiederaufnahme

dieser Investitionen bedeuten würde, dass wegen

eines drastischen Ausbaus der Erneuerbaren die Landschaften

und Regionen nicht geschützt werden könnten

und eine totale Abhängigkeit vom Import fossiler Energieträger

für die nicht-volatile Stromerzeugung entstehen

würde. Es gelte, die Chance des umfassenden Know-how

und der umfassenden Fertigkeiten in der Kerntechnik zu

nutzen, die durch die visionären Politiken Charles de

Gaulles und George Pompidous sowie durch EDF, einem

Gemeingut Frankreichs, aufgebaut wurden. Macron

betont den hohen Sicherheitsstandard, der durch die

Betriebsführung von EDF und die fordernde Atomaufsicht

durch die ASN gewährleistet sei. Er führt den Umgang mit

den aktuell entdeckten neuartigen Korrosionsphänomenen

als Beispiel an, der zum Betriebsstopp von

Anlagen zum Zweck der Kontrolle und Reparatur geführt

habe (siehe weiter unten).

Die Rolle der Kernkraft

Macron fordert, dass Frankreich eine Renaissance der

Kernenergie vollbringen müsse. Zunächst gelte es dafür

den Betrieb der Bestandsanlagen zu verlängern und diese

für einen Betrieb von mehr als 50 Jahren vorzubereiten.

Zweitens solle ein Programm neuer Kernkraftwerke unter

Berücksichtigung der Erfahrungen mit den Projekten in

Finnland und Flamanville und mittels der Entwicklung

eines neuen Reaktors für den französischen Markt, EPR2,

begonnen werden, in den schon mehr als eine Million

Ingenieursarbeitsstunden investiert worden seien. Dabei

sollen in einer ersten Phase sechs EPR2 errichtet und

Studien für die Errichtung von acht weiteren EPR2

begonnen werden. Bereits in den kommenden Wochen

sollen vorbereitende Schritte ergriffen werden, darunter

die Standortauswahl für die drei Doppelblockanlagen. Der

Bau soll 2028 begonnen werden, die Fertigstellung der

ersten Anlagen 2035 abgeschlossen sein. Das Programm

solle auch dem Erhalt der Kompetenz dienen, die teils in

den vergangenen Jahren habe wiedergewonnen werden

müssen. Zugleich solle es eine Förderung von 500

KTG-Fachinfo


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Millionen Euro für das Projekt des kleinen modularen

Reaktors, NUWARD, sowie 500 Millionen für unterschiedliche

Entwicklungen fortgeschrittener Reaktortypen

geben, unter anderem um den Brennstoffkreislauf zu

schließen. Ein erster Prototyp solle bis 2030 realisiert

werden und in den kommenden Tagen würden bereits

Ausschreibungen veröffentlicht. Diese Projekte seien

dabei komplementär zum EPR2-Programm. Es werde eine

interministerielle Direktion aufgebaut, um konzertiert die

Voraussetzungen für das Programm zu schaffen, es zu

begleiten und zu kontrollieren.

Sachstand Spannungsrisskorrosion in französischen

Kernkraftwerken

Das von Präsident Macron in seiner Rede angesprochene

Phänomen neuartiger Spannungsrisskorrosionsbefunde

in französischen Kernkraftwerken wurde erstmals im Zuge

von Ultraschalluntersuchungen im Rahmen einer 10-jährigen

Sicherheitsüberprüfung im Kernkraftwerk Civaux 1

am Sicherheits-Einspeisesystem nahe einer Primärkreisleitung

entdeckt. Infolgedessen wurde die 10-jährige

Sicherheitsüberprüfung von Block 2 vorgezogen und

dieser im November abgeschaltet. Am 15. Dezember

informierte der Betreiber die Aufsichtsbehörde darüber,

dass die Untersuchung des herausgetrennten Rohrabschnittes

gezeigt habe, dass es sich um eine

unerwartete Spannungsrisskorrision auf der Innenseite

des Rohrs an einer Beuge nahe einer Schweißnaht

handele. Die Rissbildung erfolgte dabei in Umfangsrichtung.

Da die angewendete Ultraschallprüfung die Zielsetzung

hat, thermisch bedingte Ermüdungsbrüche zu

identifizieren, ist es möglich, dass die Spannungsrisskorrosion

bei früheren Untersuchungen als Störsignal

interpretiert wurde. Für die Überprüfung im Kernkraftwerk

Chooz, ebenfalls Reaktoren des Typs N4, bei denen

evtl. vergleichbare Störsignale gefunden wurden, sowie

bei der 10-jährigen Sicherheitsüberprüfung in Block eins

des Kernkraftwerk Penly, ein Reaktor des Typs P‘4, wurde

das Prüfverfahren deshalb modifiziert. In Chooz Block B1

und in kleinerem Ausmaß in Penly wurden vergleichbare

Befunde entdeckt. Die Untersuchung in Chooz B2 ist noch

im Gange. Der Betreiber untersucht derzeit andere

Bereiche dieser Kernkraftwerke und ermittelt die Ursache

des Phänomens. Dazu gehört auch die Überprüfung von

Störsignalen in früheren Untersuchungen, um ggf.

ähnliche Signale aufzuspüren. Zwischenzeitlich ist bei

sechs weiteren Blöcken eine entsprechende Überprüfung

vorgesehen: Bugey 3, Flamanville 1 und 2 werden im

Rahmen von Revisionen untersucht, Chinon 3, Cattenom 3

und Bugey 4 sollen dafür außerplanmäßig abgeschaltet

werden.

Da die Prüfung, Schadensanalyse, Instandsetzungsarbeiten

und deren Abnahme durch die Aufsichtsbehörde

mehrere Monate beanspruchen, ist mit erheblichen

Ausfällen bei der Stromproduktion zu rechnen, weshalb

der Betreiber seine Prognose zur Kernenergieproduktion

für 2022 bereits zweimal nach unten revidiert hat. Dies ist

besonders misslich in einer Zeit, in der zur Erfüllung

vertraglicher Lieferpflichten der Strom ggf. zu Rekordpreisen

am Markt beschafft werden muss. Dies wird

hoffentlich zu zügiger Abwicklung motivieren, denn mit

jedem Schritt der aktuellen deutschen Energiewende wird

Europa abhängiger von den französischen Kernkraftwerken

und ihrer Einsatzbereitschaft. Es sei noch

angemerkt, dass alle genannten sicherheitsgerichteten

Maßnahmen vom Betreiber in eigener Initiative ergriffen

wurden und die Aufsichtsbehörde nur die Umsetzung der

von ihr befürworteten Maßnahmen begleitet.

KTG-Fachinfo 04/2022 vom 03.02.2022

Ihre KTG-Geschäftsstelle

Nicolas Wendler

Der politische Spagat der deutschen

Grünen wider die Brüsseler Taxonomie

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG.

„Taxonomie“ wird ein Verfahren genannt, mittels welchem

man Einzelobjekte nach bestimmten Kriterien klassifiziert.

Dies ist bei einer wissenschaftlichen Betrachtung von

Einzelfällen von Nutzen, will man einerseits die Unterschiede

zwischen den konkreten Einzelfällen besser

erkennen und andererseits daraus allgemeingültige

Erklärungen von Zusammenhängen und Prozessen

ableiten. In diesem Sinne hat am 2. Februar 2022 die Europäische

Kommission in Brüssel in einem ergänzenden,

delegierten Rechtsakt die Aufnahme von Kernenergie

und Erdgas in die Taxonomie für nachhaltige Wirtschaftsaktivitäten

veranlasst. Der Zweck jener Taxonomie ist es zu

bestimmen, ob man bestimmte Wirtschaftsaktivitäten als

ökologisch nachhaltig einstufen kann. Dies hat später

dann unter Umständen fiskalische Folgen hinsichtlich

etwa Besteuerung und Subventionen. Die Einstufung in

die Taxonomie soll ausdrücklich unabhängig davon erfolgen,

ob dadurch Fragen der Energiesicherheit und der

nationalen Energiepolitik berührt werden. Trotzdem hat

gerade dies im rot-grün-gelb regierten Deutschland,

daneben auch in einigen wenigen anderen EU-Staaten

wie etwa im schwarz-grün regierten Österreich, zu heftigem

regierungsseitigem Widerspruch geführt.

So erwägt die österreichische Bundesregierung eine Klage

gegen die EU-Taxonomie. Und in Deutschland haben in

71

KTG-FACHINFO

KTG-Fachinfo


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

72

KTG-FACHINFO

einer gemeinsamen Presseerklärung des Bundeswirtschaftsministeriums

und des für Fragen der nuklearen

Sicherheit zuständigen Bundesumweltministeriums die

beiden grünen Bundesminister Robert Habeck und Steffi

Lemke am 2. Februar 2022 heftigen Widerspruch

geäußert, glaubten sie doch bislang das Meinungsmonopol

darauf zu besitzen, was nachhaltig sei und was

nicht. Robert Habeck äußerte: „Wir haben wiederholt

deutlich gemacht, dass wir die Einbeziehung von Atomenergie

in die Taxonomie für falsch halten. Atomenergie

ist risikobehaftet und teuer, auch neue Reaktorkonzepte

wie Mini-Reaktoren bringen ähnliche Probleme mit sich

und können nicht als nachhaltig eingestuft werden. Das

Ganze konterkariert das gute Konzept der Taxonomie und

läuft ihren Zielen zuwider.“ Die Taxonomie ist also nur

dann gut, wenn sie die eigene Meinung von Nachhaltigkeit

wiedergibt und schlecht, falls sie das nicht tut. In

diesen Tenor wider die Brüsseler Vorstellungen von Nachhaltigkeit

stimmte in derselben Pressemitteilung seine

Parteifreundin, die Bundesumweltministerin Steffi Lemke

ein, indem sie verkündete: „Wie eine Reihe anderer

EU-Mitgliedstaaten lehnt die Bundesregierung die

Aufnahme von Atomenergie in die Taxonomie klar ab.

Atomkraft ist nicht nachhaltig, mit immensen Risiken

verbunden, sie ist zu teuer und die Planungs- und

Bauprozesse dauern viel zu lange, als dass sie noch einen

Beitrag zur Klimaneutralität leisten könnte. Atomkraft als

nachhaltig zu bezeichnen widerspricht dem Nachhaltigkeitsverständnis

der Verbraucher und Verbraucherinnen

in Deutschland und in anderen europäischen Mitgliedsstaaten.“

Die Bundesumweltministerin glaubt also zu

wissen, was die „Verbraucherinnen und Verbraucher“ in

Deutschland, aber auch in der ganzen EU unter Nachhaltigkeit

verstehen und was sich diese im Sinne von

„Nachhaltigkeit“ wünschen. Liegt hier vielleicht ein tragischer

Irrtum der deutschen Grünen über die aktuellen

Verbraucherwünsche in Deutschland und der EU vor?

Glaubt man nämlich den führenden Wirtschaftszeitungen

der letzten 2 Monate, dürften diese Wünsche eher in

stabilen, bezahlbaren Energiepreisen bestehen.

streichen wollen und zwar so schnell wie möglich. Also

müsste die Bundesregierung zur selben Zeit die Energiepreise

einerseits teurer und andererseits billiger machen.

Berücksichtigt die Bundesregierung hierbei die

Verbraucherinteressen, so zieht man sich den Zorn der

Bündnisgrünen und deren Wählerklientel zu. Beugt man

sich hingegen dem Willen der Grünen, welche gemäß

ihres Selbstverständnisses die deutschen und auch die

europäischen Verbraucherinteressen besser zu kennen

glauben, dann droht erheblicher Unwillen in der deutschen

Wirtschaft, massiver sozialer Protest der sozial

Schwächeren sowie der politische Unwillen einer Vielzahl

europäischer Staaten. Zuvörderst der von Frankreich, wo

die Kernenergie ein wesentlicher Bestandteil der Energiepolitik

ist. Doch auch in zahlreichen anderen EU-Staaten

ist man, ganz im Gegensatz zur Position der deutschen

Grünen, keineswegs vom Vorbildcharakter der deutschen

Energiepolitik überzeugt. Deshalb ist aktuell, wie der

Kommentator der „Landshuter Zeitung“ in dem Kommentar

mit Titel „Spagat der Grünen“ feststellt, das Murren der

grünen Basis angesichts der in ihren Augen schwächlichen

Regierungspolitik unüberhörbar. Klimaschutz und Soziales

zu verbinden, das droht für die Grünen künftig eine

existenzielle Herausforderung zu werden. Grüne in

Regierungsverantwortung werden akzeptieren müssen,

dass das Regierungshandeln sachlichen und politischen

Erfordernissen unterworfen ist, welche in der langen

Oppositionszeit bequem ausgeblendet werden konnten.

Angesichts der Möglichkeit, dass die grüne Basis nun ihren

Spitzenpolitikern mit Entzug der Sympathie droht, sollten

diese in der Regierung zu weit vom Pfad der grünen

Tugend abweichen, möchte man nicht in der Haut der

beiden Minister Habeck und Lemke stecken.

Ihre KTG-Geschäftsstelle

Dr. Jürgen W. Schmidt

Doch gerade der aktuelle Streit um die EEG-Umlage in

Deutschland zeigt, worauf beispielsweise Kommentator

Helmut Maier-Mannhart in der „Landshuter Zeitung“ vom

1. Februar 2022 aufmerksam macht, sehr deutlich den

schmerzhaften politischen Spagat, in den sich die Grünen

in Deutschland mutwillig begeben haben. Man forcierte

zuerst erhebliche Preissteigerungen für fossile Energieträger,

damit deren Verbrauch sinke und die CO₂-Bilanz

sich günstig gestalte. Deshalb soll nunmehr die CO₂-

Umlage jährlich steigen. Anderseits geraten jetzt die

Grünen unter zunehmenden Druck ihrer politischen

Regierungspartner von SPD und FDP, welche im Interesse

der Verbraucher wegen der hohen, zugleich ständig

weiter steigenden Energiepreise die EEG-Umlage

KTG-Fachinfo 03/2022 vom 02.02.2022

Jahreswirtschaftsbericht 2022

der Bundesregierung

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG.

Am 1. Februar 2022 stellte die Bundesregierung im Deutschen

Bundestag ihren „Jahreswirtschaftsbericht 2022“

(Bundestagsdrucksache 20/520) der Öffentlichkeit vor.

Der neue Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz

Dr. Robert Habeck (*1969) gibt als seinen Beruf „Schriftsteller“

an und promovierte im Jahr 2000 an der

Universität Hamburg zum Thema „Zur Natur der Literatur:

KTG-Fachinfo


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Zur gattungstheoretischen Begründung literarischer

Ästhetizität“. Demgemäß ist der erste von ihm vorgelegte,

131 Druckseiten umfassende „Jahreswirtschaftsbericht“

im literarischen Sinne durchaus gut geschrieben und

entspricht bestimmt auch allen anerkannten Grundsätzen

der Ästhetik. Doch „the proof of the pudding is the eating“

– entspricht also der Bericht und die in ihm niedergelegten

Richtungsweisungen deutscher Wirtschafts- und Energiepolitik

auch den Interessen der deutschen Wirtschaft und

damit im weiteren Sinne den Interessen der deutschen

Gesellschaft? Eine nähere Lektüre lässt daran erhebliche

Zweifel sowie den Eindruck einer gewissen Widersprüchlichkeit

aufkommen.

Der Teil A des Jahreswirtschaftsberichts ist mit „Von der

Sozialen zur Sozial-ökologischen Marktwirtschaft“ betitelt.

Bundesminister Habeck möchte also die alten, durchaus

erfolgsgekrönten Ludwig-Erhardtschen Grundsätze einer

sozialen Marktwirtschaft weiterentwickeln in Richtung

einer sozialen Ökologie. Dies begründet Habeck

folgendermaßen: „Deutschland benötigt eine Wirtschaftspolitik,

die es den Unternehmen ermöglicht, auch künftig

innovativ und zukunftsfähig zu sein und ihre Stärken

auszubauen“ und fährt auf derselben S.6 seines Jahreswirtschaftsberichts

fort: „Ziel ist es die Soziale Marktwirtschaft

zu einer Sozial-Ökologischen Marktwirtschaft

weiterzuentwickeln und damit ihre Erfolgsaussichten

innerhalb planetarischer Grenzen fortzuschreiben“.

Um insoweit „planetarisch“ wirksam zu werden,

beabsichtigt Habeck vor allem finanziell an der CO₂-

Schraube zu drehen und dies als „zentrales Element des

künftigen Ordnungsrahmen zu nutzen“. Er stellt dazu fest:

„Die Bundesregierung bekennt sich vor diesem Hintergrund

zur Bepreisung von THG-Emissionen als einem zentralen

Instrument zur Forcierung einer effizienten Transformation…“

(S.16). Daher erstaunt es schon, dass der

Bundesminister nur wenige Zeilen später diesen Ansatz

relativiert, revidiert und womöglich gar auf den Sankt-

Nimmerleinstag verschiebt: „Damit ein ansteigender CO₂-

Preis seine Lenkungswirkung entfalten kann, ist es

wesentlich, die Rahmenordnung der besonders

betroffenen Märkte dahingehend anzupassen, dass

private Haushalte und Unternehmen zu einer Substitution

von fossilen Energieträgern befähigt werden.

Ehe derartige Vorkehrungen nicht getroffen sind, würde

ein steiler CO₂-Preispfad bei Unternehmen vielfach zu

Emissionsverlagerungen ins Ausland und bei privaten

Haushalten zu Realeinkommensverlusten führen“

(S.16/17).

Wie wahr, wie wahr, muss man hier angesichts der massiven

Energiepreissteigerungsrate in Deutschland Ende

2021/2022 beipflichten. Doch wenn man CO₂-

Preissteigerungen als Steuerungsinstrument wirklich

ernsthaft will, dann müsste man vorher die Baisienergiepreise

niedrig, und zwar dauerhaft niedrig und bezahlbar

halten.

Welche Aussagen trifft deshalb der „Jahreswirtschaftsbericht“

zur künftigen Energiepolitik in Deutschland?

Darüber gibt der Teil C des Jahreswirtschaftsberichts,

betitelt mit „Klimatransformation in allen Politikbereichen

verankern und ökonomische Chancen nutzen“ gewisse

Informationen. Diese Informationen sind jedoch in ihrem

konkreten Gehalt vor allem negativer Art, was die

konventionelle Stromerzeugung betrifft: „Zentral dafür ist,

dass die Energiebereitstellung aus fossilen Energieträgern

perspektivisch vollständig auf erneuerbare Energieträger

umgestellt wird. … Denn zum einen werden 2022 die letzten

Kernkraftwerke in Deutschland außer Betrieb

genommen, und zum anderen werden im Zuge des Kohleausstiegs

alle Braun- und Steinkohlekraftwerke schrittweise

stillgelegt. Der Kohleausstieg wird in Deutschland

idealerweise bereits bis 2030 vollzogen sein. Die im Kohleausstiegsgesetz

vorgesehene Prüfung, ob die Stilllegung

von Kraftwerken, die ab 2030 vorgesehen sind,

vorgezogen werden können, soll dafür von 2026 auf 2022

vorgezogen werden“ (S.32). Dieser Ankündigung stehen

jedoch nur vage Aussagen hinsichtlich der notwendigen

Kompensation gegenüber, wie etwa „Der Anteil erneuerbarer

Energien wird weiter deutlich und schneller als

bislang wachsen müssen“. Dass der Anteil erneuerbarer

Energien unbedingt steigen muss, steht im Lichte der

Abschaltung von Kernkraftwerken und Kohlekraftwerken

außer Frage. Doch ob dies tatsächlich geschehen wird, ist

eine ganz andere Frage, zu der sich keine befriedigenden

Antworten im neuen „Jahreswirtschaftsbericht“ finden. Es

bleibt dazu nur ein Trost des Bundeswirtschaftsministers:

„Die betroffenen Menschen und Regionen können weiterhin

auf solidarische Unterstützung zählen“. (S.32)

Einige Zahlenangaben im Jahreswirtschaftsbericht geben

jedoch ernsten Anlass zur Sorge, dass der Bundeswirtschaftsminister

seine angestrebten Energieziele verfehlen

wird. Der Bundesregierung ist nämlich bis heute nicht

ausreichend klar, wie hoch der Energiebedarf im Jahr

2030 real sein wird. Die auf S.33 des „Jahreswirtschaftsberichts“

angegebenen Elektroenergiebedarfszahlen

schwanken nämlich zwischen minimal 680 und maximal

750 Terawattstunden (TWh), was ein ganz beachtlicher

Unterschied ist, zumal nicht klar ersichtlich ist, ob der steigende

deutsche Energieverbrauch (z. B. durch Elektromobilität)

darin hinlänglich berücksichtigt wurde. Zudem

lassen Äußerungen im Bericht wie der Satz „Der Ausbau

der erneuerbaren Energien liegt im öffentlichen Interesse

und dient der Versorgungssicherheit“ auf S.32 daran zweifeln,

ob seitens der Verfasser überhaupt verstanden

wurde, wo die wahren Probleme bei der Versorgungssicherheit

mit Elektroenergie liegen. Ebenso lässt die

73

KTG-FACHINFO

KTG-Fachinfo


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

74

KTG-FACHINFO

Feststellung im Jahreswirtschaftsbericht „Für Windenergie

an Land sollen zwei Prozent der Landesflächen

ausgewiesen werden. Hierzu bedarf es der Unterstützung

der Länder.“ befürchten, dass das (bislang) ausgewogene

System von Bundes- und Länderinteressen dadurch ins

Wanken gerät. Was tun, wenn einzelne Bundesländer dies

nicht wollen oder nicht können, weil der Boden nun mal

überwiegend im Privatbesitz ist. Bricht hier immer Bundesrecht

das Landesrecht und was würde das Bundesverfassungsgericht

dazu im Rahmen einer eventuellen

Länderklage sagen? Und würde das Bundesverfassungsgericht

dann dazu überhaupt zeitnah zu einer

Entscheidung kommen?

An dieser Stelle wollen wir unsere Erörterungen der im

neuen „Jahreswirtschaftsbericht 2022“ anzutreffenden

energiepolitischen Probleme beenden, obwohl längst

nicht alle erwähnt sind und sich noch manches dazu

sagen ließe.

Im Fazit bleibt die Frage: Wird Bundeswirtschaftsminister

Robert Habeck die vor ihm liegenden Probleme meistern

oder werden ihn die Sachzwänge bezwingen? Die

Zukunft wird es zeigen.

Ihre KTG-Geschäftsstelle

Dr. Jürgen W. Schmidt

Ähnliche oder weiter gehende Projekte sind derzeit an

vier Kernkraftwerksstandorten in den Vereinigten Staaten

in Arbeit: Im Kernkraftwerk Nine Mile Point des Betreibers

Exelon im Bundesstaat New York soll ein PEM-Elektrolyseur

(Proton Exchange Membrane) zur Wasserstofferzeugung

installiert und in die vorhandene Wasserstoff-

Infrastruktur des Kernkraftwerks integriert werden. Das

Projekt ist zunächst für den Eigenbedarf des Kraftwerks

gedacht, soll aber ggf. in Richtung der Vermarktung von

CO2-armem und kostengünstigem Wasserstoff ausgebaut

werden.

Am KernkraftwerkPrarie Island des Betreibers Xcel Energy

in Minnesota soll dagegen ein Pilotprojekt der Hochtemperatur-Dampfelektrolyse

eingesetzt werden. Anders

als bei den kommerziell verfügbaren PEM-Elektrolyseuren

handelt es sich hier um eine Technologiedemonstration,

bei der Dampf des Reaktors genutzt, überhitzt und in Feststoff-Elektrolysezellen

bei einer Prozesstemperatur von

rund 800°C unter zusätzlichem Stromeinsatz in Wasserstoff

und Sauerstoff gespalten werden soll.

Und am KernkraftwerkDavis-Besse des Betreibers FirstEnergy

in Ohio wird ein PEM-Elektrolyseur mit 2 MWe installierter

Leistung errichtet, der pro Tag zwischen 800 und

1.000 Kilogramm Wasserstoff erzeugen soll. Hier ist von

Anfang an auch die Belieferung des Wasserstoffmarktes

beabsichtigt. Die Planungen für die Zukunft richten sich

am Standort auf den Kapazitätsausbau in den dreistelligen

MW-Bereich.

KTG-Fachinfo 02/2022 vom 28.01.2022

CO 2 -armer Wasserstoff mit

Kernenergie – alte Idee,

neue Pilotprojekte

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,

vor kurzem schloss OKB, Betreiberin des Kernkraftwerks

Oskarshamn in Schweden mit der schwedischen Tochter

des Industriegaseunternehmens Linde einen Vertrag zur

Lieferung von Wasserstoff aus Elektrolyse, der im Kernkraftwerk

gewonnen wird. Das Projekt soll im Frühjahr

2022 starten und hat mit 12 Kilogramm erzeugtem H 2 pro

Stunde einen relativ kleinen Umfang, ist aber auf Zuwachs

ausgelegt. Hintergrund ist, dass die vorhandene Wasserstofferzeugung

für Block 3 am Standort nach Abschaltung

der Blöcke 1 und 2 Überkapazität hat, für die eine neue

Nutzung gesucht wurde. Der Wasserstoff wurde bzw.

wird im Betrieb der Siedewasserreaktoren dem Kühlmittel

zugesetzt um die Menge freien Sauerstoffs im Kühlmittel

zu reduzieren und so Korrosionsprozesse zu unterdrücken.

Ein weiteres Projektim Bundesstaat Arizona ist am größten

Kernkraftwerksstandort der Vereinigten Staaten, Palo

Verde, geplant. Hier soll Wasserstoff mit Niedertemperaturelektrolyse

erzeugt und auch gespeichert werden, zunächst

bis zu einer Speicherkapazität von sechs Tonnen

oder 200 MWh Wasserstoff. Der erzeugte Wasserstoff soll

u. a. in einem Gaskraftwerk im Spitzenlastbetrieb verwendet

werden. Wirtschaftlich von Bedeutung für das Projekt

ist die Wechselwirkung zwischen einer hohen Kapazität

an Fotovoltaik in der sonnenreichen Region und dem

Kernkraftwerk. Während im Winter bei geringer Solarstromeinspeisung

und im Sommer bei einem sehr hohen

Stromverbrauch durch Klimaanlagen das Kernkraftwerk

trotz der vorrangigen Solarstromeinspeisung gut ausgelastet

werden kann, muss die Leistung in den Übergangsmonaten

häufig heruntergeregelt werden. In diesen Zeiten

kann die Wasserstofferzeugung die Wirtschaftlichkeit

des Kernkraftwerks optimieren.

Diese Projektewerden von Seiten der US-Bundesregierung

durch das Idaho National Laboratory (INL), das National

Energy Technology Laboratory (NETL) und das National

Renewable Energy Laboratory unterstützt und vom

Department of Energy (DOE) bezuschusst. Die Projekte

KTG-Fachinfo


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

stehen dabei im Rahmen der sogenannten Energy Earthshots

Initiative der US-Regierung, die das Ziel hat, die Erzeugungskosten

für grünen bzw. klimafreundlichen Wasserstoff

bis zum Jahr 2030 auf einen US-Dollar pro Kilo zu

senken, das sind 3 US-Cent pro kWh.

Die nukleare Wasserstofferzeugungist natürlich keine

neue Idee. So wurde bereits bei der Konzeptentwicklung

für den THTR-300 in Hamm Uentrop in den frühen siebziger

Jahren für die damals fernere Zukunft die Wasserstofferzeugung

mit Hochtemperaturreaktoren und katalytischen

chemischen Kreisprozessen als Anwendungsperspektive

betrachtet. Dies ist auch heute noch das überzeugendere

Konzept für die großtechnische nukleare Wasserstofferzeugung.

Während ein Leichtwasserreaktor wie Isar

2 pro Jahr 11,5 TWh Strom ins Netz einspeist, würde bei

der Niedertemperaturelektrolyse bestenfalls Wasserstoff

mit einem Energiegehalt von ca. 8,5 TWh, im Fall der

Hochtemperaturelektrolyse wie für das Kernkraftwerk Prarie

Island von ca. 9,5 TWh erzeugt werden. Das sind nur

rund 26 oder 29 Prozent Wirkungsgrad. Mit anderen Reaktortypen,

die Temperaturen zwischen 550°C und 950°C

liefern können, wären mit unterschiedlichen chemischen

Kreisprozessen Wirkungsgrade von mehr als 50 Prozent

bezogen auf die thermische Reaktorleistung erreichbar.

Ihre KTG-Geschäftsstelle

Nicolas Wendler

Verabschiedung des Gesetzes war seine Vereinbarkeit mit

dem Grundgesetz hinsichtlich der Kompetenzverteilung

zwischen Bund und Ländern strittig, da die Gesetzgebungskompetenz

für Fragen der Kernenergie beim

Bund liegt. Darauf gründete auch die Klage, die beim

Verwaltungsgericht Bremen erhoben wurde, das dann

den Sachverhalt dem Bundesverfassungsgericht zur

Entscheidung hinsichtlich der Verfassungskonformität

vorlegte.

In der Entscheidungerkannte das Bundesverfassungsgericht

die Bremer Regelung „für unvereinbar mit den Vorschriften

des Grundgesetzes über die Verteilung der Gesetzgebungskompetenzen

zwischen Bund und Ländern“.

Damit wurde die Auffassung des Verwaltungsgerichts Bremen

und der Kläger bestätigt. Der vom Bremischen Gesetzgeber

gewählte Weg einer so genannten Entwidmung

der Bremischen Häfen für den Umschlag von Kernbrennstoffen

wurde als Umgehung der Kompetenz des

Bundes zurückgewiesen.

Die Entscheidungdes Bundesverfassungsgerichts ist von

grundsätzlicher Bedeutung. Die Länder dürfen von den

vom Bund festgelegten Grundsatzentscheidungen für den

sicheren Transport radioaktiver Stoffe nicht abweichen

oder die Risikobewertungen des Bundes durch eigene, davon

abweichende Risikobewertungen unterlaufen. Das

betrifft nicht nur den Umschlag von Kernbrennstoffen in

Häfen, sondern ganz allgemein auch die Nutzung der Verkehrsinfrastruktur

für Transporte radioaktiver Stoffe.

75

KTG-FACHINFO

KTG-Fachinfo 01/2022 vom 19.01.2022

Umschlagverbot von

Kernbrennstoffen in Bremer Häfen

verfassungswidrig

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,

das Bundesverfassungsgericht hat nach nunmehr fast 10

Jahren am 11. Januar 2022 seine Entscheidung in einer

Klage von drei Firmen der Kerntechnikbranche veröffentlicht,

bei der die Unternehmen vom Branchenverband

Kerntechnik Deutschland e.V. bzw. dessen Vorgänger

Wirtschaftsverband Kernbrennstoff-Kreislauf und Kerntechnik

e.V. unterstützt wurden. Die Klage richtete sich

gegen eine Änderung des Bremischen Hafenbetriebsgesetzes

im Jahr 2012, mit der ein Verbot des Umschlags,

also letztlich des Transports von Kernbrennstoffen

eingeführt wurde. Erklärte Motivation war es in der

ursprünglichen Entschließung der Bremischen Bürgerschaft

von 2010, die seinerzeitige Kernenergiepolitik der

Bundesregierung im Zusammenhang mit der

Verlängerung der Laufzeiten der deutschen Kernkraftwerke

zu konterkarieren. Bereits zum Zeitpunkt der

Somit ist es den Bundesländern nun auch künftig dauerhaft

erschwert, Transporte von Kernbrennstoffen und anderen

radioaktiven Materialien mit willkürlichen Auflagen

oder gesetzlichen Sonderregelungen zu behindern. Aus

diesem Grund wurde das Verfahren vom Branchenverband

maßgeblich unterstützt und ist sein für die Branche

erfolgreicher Ausgang trotz der langen Dauer und der

vielfachen Änderung der Rahmenbedingungen in diesem

Zeitraum wichtig.

KTG-Fachinfo 21/2021 vom 16.12.2021

Ihre KTG-Geschäftsstelle

Nicolas Wendler, Thomas Behringer

Ausbau der Kernkraft in den

Niederlanden

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,

am 15.12.2021 wurde nach den bislang längsten

Koalitionsverhandlungen in der niederländischen

KTG-Fachinfo


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

76

KTG-FACHINFO

Geschichte zwischen der konservativ-liberalen VVD von

Ministerpräsident Rutte, der linksliberalen D66 sowie den

christdemokratischen Parteien CDA und ChristenUnie ein

Koalitionsvertrag geschlossen. Bei den Verhandlungen

war der Ausbau der Kernenergie ein wichtiges Thema,

nachdem auf Initiative von Ministerpräsident Rutte eine

Diskussion über den Ausbau der Kernenergienutzung

begonnen wurde und das Parlament im vergangenen Jahr

die Regierung mit der Prüfung entsprechender

Möglichkeiten beauftragt hatte (vgl. atw 03/2021; S. 35ff).

Im Ergebnissoll nun das Kernkraftwerk Borssele bei Gewährleistung

der Betriebssicherheit länger betrieben, vor

allem aber der Neubau von zwei Kernkraftwerken vorbereitet

werden. Die Maßnahme steht im Kontext mit dem

Ziel der Dekarbonisierung des Energiesektors und wird damit

begründet, dass die Kernenergie eine Ergänzung für

Strom aus Sonne, Wind und Geothermie bietet sowie zur

Wasserstofferzeugung beitragen und die Abhängigkeit

der Niederlande von importiertem Gas verringern kann.

Dafür soll ein regulatorischer Rahmen auch im

Energiemarkt geschaffen und eine finale Entsorgungslösung

für radioaktive Abfälle bestimmt werden. Für den

Ausbau der Kernenergie werden bis 2030 Fördermittel in

Höhe von bis zu fünf Milliarden Euro vorgesehen, deren

erste Tranche von 50 Millionen Euro bereits für 2023 zur

Verfügung stehen soll.

Mit dieser Festlegungim niederländischen Koalitionsvertrag

wird die Gruppe kernenergiefreundlicher Staaten in

der Europäischen Union deutlich gestärkt, was sich mutmaßlich

auch auf die Entscheidungen zur Taxonomie oder

bei der Reform der Beihilferegelung für den Energiesektor

in der europäischen Rechtsetzung bemerkbar machen

wird. Auch in der deutschen Öffentlichkeit, die sich vermutlich

in weiten Teilen der – in der Tat geringen – Kernenergienutzung

in den Niederlanden gar nicht bewusst

sein dürfte, wird diese Entscheidung der neuen Koalitionsregierung

vermutlich einige Aufmerksamkeit erregen.

Ihre KTG-Geschäftsstelle

Nicolas Wendler

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KTG-Fachinfo


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

Inside

Die KTG gratuliert an dieser Stelle unseren besonderen Jubilaren ab und in ihren „ Neunzigern“.

Wir danken für die lange und treue Mitgliedschaft in der KTG und wünschen noch viele glückliche Lebensjahre.

April 2022

91 Jahre | 1931 9. Dr. Klaus Penndorf, Geesthacht

KTG INSIDE 77

91 Jahre | 1931 28. Dipl.-Ing. Rudolf Eberhart, Burgdorf

Mai 2022

92 Jahre | 1930 9. Dr. Hans-Jürgen Hantke, Kempten

94 Jahre | 1928 10. Dr. Heinz Büchler, Sankt Augustin

98 Jahre | 1924 22. Prof. Dr. Fritz Thümmler, Karlsruhe

Herzlichen Glückwunsch!

Die KTG gratuliert ihren Mitgliedern sehr herzlich zum Geburtstag und wünscht ihnen weiterhin alles Gute!

April 2022

50 Jahre | 1972

18. Dr. Volker Schoß, Weisendorf

65 Jahre | 1957

19. Dipl.-Ing. (FH) Matthäus Kutter,

Landshut/Altdorf

72 Jahre | 1950

6. Dr. Bernhard Kienzler, Stutensee

72 Jahre | 1950

28. Dr. Wolfgang Wiesenack, Halden / NO

74 Jahre | 1948

26. Dr. Rainer Heibel, Neston / GB

74 Jahre | 1948

22. Dr. Heinz-Dietmar Maertens, Arnum

74 Jahre | 1948

9. Ing. Herbert Moryson, Essen

80 Jahre | 1942

9. Prof. Dr. Hans-Christoph Mehner,

Dresden

80 Jahre | 1942

27. Dr. Dieter Sommer, Mosbach

82 Jahre | 1940

18. Dipl.-Ing. Norbert Granner,

Bergisch Gladbach

84 Jahre | 1938

5. Dr. Hans Fuchs, Gelterkinden / CH

84 Jahre | 1938

4. Prof. Dr.-Ing. Klaus Kühn,

Clausthal-Zellerfeld

84 Jahre | 1938

28. Prof. Dr. Georg-Friedrich Schultheiss,

Lüneburg

84 Jahre | 1938

9. Dr. Carl Alexander Duckwitz,

Alzenau-Kälberau

85 Jahre | 1937

13. Dr. Martin Peehs, Bubenreuth

86 Jahre | 1936

11. Dipl.-Ing. Bernhard-F. Roth,

Eggenstein-Leopoldshafen

86 Jahre | 1936

6. Dipl.-Ing. Hans Pirk, Rottach-Egern

87 Jahre | 1935

15. Prof. Dr. Hans-Henning Hennies,

Karlsruhe-Bergwald

Mai 2022

35 Jahre | 1987

3. Thomas Romming, Obermichelbach

55 Jahre | 1967

9. Ralf P. Zilezinski, Berlin

55 Jahre | 1967

10. Dr. Petra-Britt Hoffmann, Erlangen

60 Jahre | 1962

4. Albin Gensler, Erlangen

60 Jahre | 1962

11. Stefan Böttger, Ronnenberg

71 Jahre | 1951

15. Dr. Wolf Timm, Hausen

76 Jahre | 1946

22. Dipl.-Ing. Jürgen Huismann,

Bedburg/Hau

76 Jahre | 1946

23. Dr.-Ing. Heinz Geiser, Titz-Rödingen

77 Jahre | 1945

30. Dr. Klaus Kasper, Essen

77 Jahre | 1945

11. Dipl.-Ing. Dieter Kreckel, Mainz

78 Jahre | 1944

12. Peter Faber, Rödermark

79 Jahre | 1943

3. Dipl.-Ing. Hans Lettau, Effeltrich

79 Jahre | 1943

24. Dipl.-Ing. Rudolf Weh,

Stephanskirchen

79 Jahre | 1943

22. Dr. Wolfgang Schütz, Bruchsal

80 Jahre | 1942

17. Dr. Heinz-Peter Holley, Forchheim

80 Jahre | 1942

5. Hans-Bernd Maier, Aschaffenburg / AT

80 Jahre | 1942

28. Dr. Wolf-Dieter Krebs, Bubenreuth / NL

80 Jahre | 1942

11. Dr. Erwin Lindauer, Köln

81 Jahre | 1941

16. Dr. Jürgen Baier, Höchberg

81 Jahre | 1941

8. Prof. Dr.-Ing. Helmut Alt, Aachen

Wenn Sie künftig eine

Erwähnung Ihres

Geburtstages in der atw

wünschen, teilen Sie dies

bitte der KTG-

Geschäftsstelle mit.

KTG Inside

Lektorat:

Kerntechnische

Gesellschaft e. V. (KTG)

Berliner Straße 88A,

13467 Berlin

E-Mail: info@ktg.org

www.ktg.org

KTG Inside


atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März

KTG INSIDE 78

82 Jahre | 1940

15. Dipl.-Phys. Ludwig Aumüller,

Freigericht

82 Jahre | 1940

24. Dipl.-Ing. Herbert Krinninger,

Bergisch Gladbach

84 Jahre | 1938

16. Dr. Hans-Dieter Harig, Hannover

84 Jahre | 1938

13. Dr. Heinrich Werle, Karlsdorf-Neuthard

84 Jahre | 1938

13. Dipl.-Ing. Otto A. Besch, Geesthacht

84 Jahre | 1938

21. Dr. Hans Spenke, Bergisch Gladbach

85 Jahre | 1937

27. Dr. Johannes Wolters, Düren

85 Jahre | 1937

28. Dipl.-Ing. Heinz E. Häfner, Bruchsal

85 Jahre | 1937

6. Dr. Peter Strohbach, Mainaschaff

86 Jahre | 1936

10. Dr. Peter Reinke, Röttenbach

87 Jahre | 1935

28. Dipl.-Ing. Anton Zimmermann,

Hamburg

87 Jahre | 1935

29. Dipl.-Ing. Karlheinz Orth, Marloffstein

87 Jahre | 1935

8. Dipl.-Ing. Klaus Wegner, Hanau

88 Jahre | 1934

11. Dr. Eckhart Leischner, Rodenbach

88 Jahre | 1934

26. Dr. Günter Kußmaul, Manosque / FR

89 Jahre | 1933

25. Dr. Reinhold Mäule, Walheim

86 Jahre | 1936

Röttenbach

Nachruf

Die Kerntechnische Gesellschaft nimmt Abschied von ihrem langjährigen Mitglied

Dr. rer. nat. Andreas Hölzler

11. Mai 1940

1. Oktober 2021

in Berlin

in Nürnberg

Nach dem Studium der Theoretischen Physik an der RWTH

Aachen und der TU Berlin promovierte Herr Dr. Hölzler an der

Universität Saarbrücken. Der Titel seiner Dissertation lautet:

„Die Bestimmung der atomistischen Struktur von

Versetzungen und zweidimensionalen Punkt-defekten in

Gittermodellen mit Hilfe gittertheoretischer Green-

Funktionen“.

Nach Abschluß der Promotion und seiner Tätigkeit als

Wissenschaftlicher Mitarbeiter am Institut für Theoretische

Physik begann er seine berufliche Laufbahn im Dezember

1976 bei der Kraftwerk Union AG (KWU) in Erlangen mit der

Durchführung von Sicherheitsanalysen des Nuklearen

Dampferzeugungssystems.

Die theoretische Physik, und die

damit untrennbar verbundene

Mathematik, die seit seiner Studienzeit

immer stärker in den

Mittelpunkt seiner Interessen

gerückt waren, und zu seiner

Leidenschaft wurden, ließen ihn

auch nach seiner Pensionierung

nicht los. Insbesondere die

Quantenmechanik hatte es ihm angetan, und er beschäftigte

sich bis zu seinem Tode intensiv mit diesem Themenkreis.

Auch gab er sein Wissen in Form von Mathematik- und

Physikunterricht an einem Gymnasium mit Erfolg an die

Schüler weiter, wobei ihm offenbar eine gewisse

pädagogische Eignung zu Hilfe kam.

Zu seinen sportlichen Interessen zählten Golf, Tennis,

Schwimmen und Tauchen. Und er liebte gute Literatur.

Im Jahre 1979 wechselte Dr. Hölzler von der Fachabteilung in

die Projektleitung, wo er in den Folgejahren in der Errichtungsund

Inbetriebsetzungsphase des Kernkraftwerks Grohnde

tätig war.

Nichts ist gewisser als der Tod,

nichts ist ungewisser als seine Stunde

(Anselm von Canterbury)

Nach Inbetriebnahme und Übergabe des Kernkraftwerks an

den Kunden im September 1984 wechselte er, inzwischen

zum Fachreferenten ernannt, in die übergeordnete

Stabsabteilung "Geschäftsfeldentwicklung" und später in das

neu geschaffene Bereichsreferat "Geschäftspolitische

Planung". Dort war er bis zu seinem Eintritt in den Ruhestand

im Jahre 2003 mit der Bearbeitung der Aufgaben des

Referates "Wettbewerberanalysen, Technologiebewertungen"

betraut.

Wir trauern um unseren Bruder, Schwager und Onkel

Die Brüder Georg und Erwin Hölzler,

im Namen der Familie

KTG Inside


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On Behalf Of The

Organizing Committee

Koray TUNCER

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