atw - International Journal for Nuclear Power | 02.2022

nucmag.com
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?

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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

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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

atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März
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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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].
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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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Optimized Clean Hydrogen Production using Nuclear Small Modular Reactors and Renewable Energy Sources: a Review ı Mustafa Ciftcioglu, Filippo Genco, Akira Tokuhiro

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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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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Safety Manager - Dresden
Station, Exelon, USA
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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
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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
Spotlight on Nuclear Law
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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
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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

atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März
(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

atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März
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

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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

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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
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Author
Dr. Mirela Nitoi
Coordinator of RATEN ICN
“International Cooperation” Program
Institute for Nuclear Research,
Mioveni, Arges, Romania
mirela.nitoi@nuclear.ro
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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:
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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
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into electronic systems. The individual author is held responsible for the contents
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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

atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März
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
Fernbediente Zerlegung und Verpackung von Reaktordruckbehälter-Einbauten und Core-Schrotten im Kernkraftwerk Brunsbüttel ı Frederic Weigert, Ronald Strysewske

atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März
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.
Decommissioning and Waste Management
Fernbediente Zerlegung und Verpackung von Reaktordruckbehälter-Einbauten und Core-Schrotten im Kernkraftwerk Brunsbüttel
ı Frederic Weigert, Ronald Strysewske

atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März
| 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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Fernbediente Zerlegung und Verpackung von Reaktordruckbehälter-Einbauten und Core-Schrotten im Kernkraftwerk Brunsbüttel ı Frederic Weigert, Ronald Strysewske

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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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Fernbediente Zerlegung und Verpackung von Reaktordruckbehälter-Einbauten und Core-Schrotten im Kernkraftwerk Brunsbüttel
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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.
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 53
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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).
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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.
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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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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

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Für weitere Informationen besuchen Sie unsere Website
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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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ASSOCIATION OF TURKEY
NPPES
NUCLEAR POWER PLANTS
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On Behalf Of The
Organizing Committee
Koray TUNCER
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