atw - International Journal for Nuclear Power | 03.2022

nucmag.com

2022

3

ISSN · 1431-5254

32.50 €

Die Deutsche Energiepolitik

nach dem 24. Februar 2022

Perspektiven der

Energieversorgung in

Deutschland

Nuclear Threat Resulting from

Russian Military Occupation of

Chornobyl Exclusion Zone

Programmvorschau

3Bis die Welt zusammenfällt

atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 3 ı Mai

Liebe Leserinnen und Leser, der seit dem 24. Februar 2022 tobende Krieg in der Ukraine hat zu vielerlei strategischen Neubestimmungen

geführt, im Rahmen der NATO hinsichtlich der Truppenstationierungen an ihrer Ostflanke und der möglichen Aufnahme von Schweden

und Finnland als Mitgliedern, in der EU im Blick auf die Finanzierung von Waffenlieferungen in ein Kriegsgebiet und eine möglichst

schnelle Aufnahme der Ukraine als Mitglied sowie in Deutschland etwa in Bezug auf ein Sondervermögen zur Ausrüstung der Bundeswehr in

Höhe von 100 Milliarden Euro neben dem Bundeshaushalt und die auch von den Grünen unterstützte, sogar vehement geforderte Lieferung

von Waffen in ein Kriegsgebiet.

EDITORIAL

Auch in der Energiepolitik Deutschlands und der EU ist die von

Bundeskanzler Scholz verkündete Zeitenwende deutlich spürbar,

mit dem Ziel der Europäischen Kommission, die EU bis 2027 von

Energieträgern aus Russland unabhängig zu machen, einer seit

Wochen andauernden Diskussion über ein Embargo russischer Energielieferungen

sowie der Bereitschaft der Bundesregierung, den

Fahrplan für den Kohleausstieg für eine noch unbestimmte Zeit und

in unbestimmtem Umfang auszusetzen. Für einen kurzen Augenblick

rückte sogar die Möglichkeit in den Blick, auch die Kernenergie

zur Energiesicherung in einer Krisensituation für einige Zeit weiter

zu nutzen. Während aber in der Außen-, Sicherheits-, Verteidigungs-,

Rüstungs-, und sogar Energiepolitik die heiligen Kühe wie

am Fließband geschlachtet wurden, hat man beim Thema Kernenergie

schnell, innerhalb von Tagen die ideologischen Reihen in der

Regierung geschlossen. Stand der Abfassung dieses Editorials

erscheint es nun kaum mehr denkbar, dass auch nur eine kleine

Änderung am Kernenergieausstiegsfahrplan von 2011 vorgenommen

wird, so dass wir damit rechnen dürfen, in der Halbzeit des

kommenden Winters die letzten 4 Gigawatt Kernkraftkapazität zu

verlieren und sich die Betreiber von Kohlekraftwerken freuen dürfen,

ab 2023 neben einer unbestimmten aber erheblichen Menge an

Stromerzeugung mit Erdgas auch die rund 33 TWh Strom aus Kernenergie

ersetzen zu dürfen, die von den letzten drei Anlagen in

diesem Jahr noch produziert werden dürften. Zu diesem Thema

findet sich mehr in einem eigenen Dossier in dieser Ausgabe.

Gänzlich anders reagiert man energiepolitisch auf den Krieg und

das Problem der Abhängigkeit von Russland im Vereinigten Königreich,

wo eine neue Energiesicherheitsstrategie insbesondere für den

Ausbau der Kernenergie nun sehr deutliche Impulse setzen soll, um

langfristig die Versorgungssicherheit des Vereinigten Königreiches

zu gewährleisten. Auch in Südkorea hat der gewählte Präsident Yoon

Suk-yeol angekündigt, wegen der hohen Strompreise und zur

CO 2 -Einsparung die Kernenergieausstiegspolitik seines noch amtierenden

Vorgängers zu revidieren.

Ein anderes direkt durch den Krieg in der Ukraine aufgeworfenes

Thema findet ebenfalls seinen Widerhall in dieser Ausgabe, der russische

Angriff auf Kernkraftwerke und kerntechnische Einrichtungen

in der Ukraine. Auch diese Handlungen gegen den Standort Tschernobyl,

das Kernkraftwerk Saporischschja, zwei Abfalllager für radioaktive

Reststoffe und einen unterkritischen Reaktor zur Forschung

und Isotopenherstellung qualifizieren sich als völkerrechtswidrige

Kriegsverbrechen. Waren auch die Ziele nicht so ausgewählt bzw.

das Maß an Gewalt nicht so bemessen, ernsthaften Schaden in

größerer Dimension zu verursachen, bleiben es doch Handlungen

von großer Verantwortungslosigkeit, die den internationalen Prinzipien

der nuklearen Sicherheit Hohn sprechen. Dies wiegt umso

schwerer, als Russland nicht nur eine Kernwaffenmacht, sondern

eine führende Nation in der Kerntechnik insgesamt ist, mit großer

Erfahrung und Kompetenz.

Jenseits des alle Aufmerksamkeit absorbierenden Realitätsschocks

in Osteuropa, aber doch damit verbunden, zeigt sich, dass

einer der großen Hoffnungsträger der Energiewende, die Windkraft,

in wirtschaftlich schwieriges Fahrwasser zu geraten droht. Auf dem

großen Branchentreffen WindEurope 2022 beklagten große

Hersteller, dass der finanzielle Druck der Auktionierungsverfahren

in Verbindung mit höheren Rohstoff- und Logistikkosten, die durch

den Krieg noch verschärft wurden, zu Verlusten führt, die auf Dauer

nicht tragbar sind und es der Branche unmöglich machen, die europäischen

Ausbauziele zu erfüllen. Dies bezieht sich insbesondere auf

das Ziel der EU, in ihrem Plan REPowerEU zur Erlangung von Energieunabhängigkeit

von Russland die Windkraftkapazität in der EU

bis 2030 von 190 auf 480 GW zu steigern. Ein Branchenvertreter

machte darauf aufmerksam, dass die Komponenten für Windkraftanlagen

zu 85 % aus China stammten und insoweit die Gefahr

bestehe, die Energieunabhängigkeit Europas mit einer Lieferkettenabhängigkeit

erreichen zu wollen.

Schließlich sei noch erwähnt, dass in der deutschen Bevölkerung

anders als in der Bundesregierung der Ukraine-Krieg tatsächlich zu

einem gewissen Umdenken hinsichtlich der Kernenergie geführt hat.

In einer Umfrage des Instituts für Demoskopie Allensbach haben auf

die Frage, ob die Laufzeiten der Kernkraftwerke in Deutschland über

2022 hinaus verlängert werden, oder man die letzten Kernkraftwerke

dieses Jahr planmäßig abschalten sollte, im Februar 42 % der

Befragten für das Abschalten und 35 % für die Verlängerung plädiert.

Im März gab es auf dieselbe Frage dann 57 % Zustimmung für eine

Verlängerung und nur noch 25 % sprachen sich für die pünktliche

Abschaltung aus. Das zeigt nicht nur, dass die Bevölkerung durchaus

vernünftig ist – es haben sich auch 57 % der Befragten gegen ein

schnelles Energieembargo gegen Russland ausgesprochen – sondern

auch, dass die Kernenergie eben nicht so unbedingt abgelehnt wird,

wie es oft dargestellt wird.

Nicolas Wendler

– Chefredakteur –

Editorial

Bis die Welt zusammenfällt


4

CONTENTS

Ausgabe 3

2022

Mai

Inhalt

Editorial

Bis die Welt zusammenfällt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3

Did you know? 5

Seminarprogramm INFORUM Mai 2022. . . . . . . . . . . . . . . . 7

Kalender 8

Energy Policy, Economy and Law

Die Deutsche Energiepolitik nach dem 24. Februar 2022 . . . . . . . .9

Martin Neumann

Update on U.S. Nuclear Energy Policy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Edward Kee

Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power

Perspektiven der Energieversorgung in Deutschland . . . . . . . . . 15

Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich

Environment and Safety

Nuclear Threat Resulting from Russian Military Occupation

of Chornobyl Exclusion Zone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

Anatolii V. Nosovskyi, Vyacheslav M. Shestopalov, Iurii Shybetskyi, Jürgen Krone

KERNTECHNIK 2022

Programmvorschau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Spotlight on Nuclear Law

Wäre ein Gesetz zur Laufzeitverlängerung rechtlich möglich? . . . 34

Christian Raetzke

KernD Brancheninformation

Dossier: Debatte über den Weiterbetrieb von Kernkraftwerken

zur Energiesicherung im Zusammenhang mit dem

Krieg in der Ukraine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

KTG – Fachinfo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

News . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

Cover:

Reaktordruckbehälter KKI2 beim Entladen während

der Revision 2021 (© PreussenElektra GmbH)

Vor 66 Jahren

Internationale Kernforschung und Atomwirtschaft . . . . . . . . . . 72

KTG Inside . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

Impressum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

Inhalt


Did you know?

Die neue Britische Energiesicherheitsstrategie – 24 GW Kernenergie für die

Versorgungssicherheit

Wie in Deutschland hat auch in Großbritannien der Krieg

in der Ukraine einen starken Einfluss auf die energiepolitische

Diskussion und führte dazu, dass neben dem

klimapolitischen Ziel der Beendigung der Nutzung fossiler

Energierohstoffe auch und dringend das Ende des

Imports von Energierohstoffen und -produkten aus Russland

zu einem strategischen Ziel wurde. Darum hat die

britische Regierung am 7. April 2022 neben den bestehenden

energiepolitischen Strategiepapieren aus 2021

Ten point plan for a green industrial revolution“ und „Net

zero strategy“, die „British energy security strategy“ veröffentlicht.

Mit Hilfe der Strategie, die sämtliche heutigen Energietechniken

und Energieverwendungen sowie Effizienzmaßnahmen

umfasst, sollen bis 2030 100 Milliarden

Pfund private Investitionen in grüne und saubere Technologien

mobilisiert werden. Ähnlich wie im „Osterpaket“

des Bundeswirtschaftsministeriums gehört zur Strategie

auch der beschleunigte Ausbau von erneuerbaren Energien,

der Abbau von regulatorischen Hemmnissen und

die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren in

diesem Bereich. Als Ziele sind etwa der Ausbau der

offshore Windkraft auf bis zu 50 GW installierte Leistung

bis 2030 oder die Verfünffachung der installierten Solarleistung

von 14 auf 70 GW bis 2035 vorgesehen. Übergeordnete

Zielsetzung ist es, bis 2030 zu 95 % CO 2 -armen

Strom zu erzeugen und den Stromsektor bis 2035 vollständig

zu dekarbonisieren, soweit die Versorgungssicherheit

gewährleistet ist.

Im großen Unterschied zu Deutschland spielt in der britischen

Energiestrategie aber auch die Kernenergie eine

große Rolle, die nach dem durchwachsenen Erfolg der

Wiederbelebung der Kernenergie in Großbritannien im

vergangenen Jahrzehnt nun vehement angeschoben

werden soll. In dem Strategiepapier wird beklagt, dass

sukzessive Regierungen die notwendigen Investitionen in

die britische Kernenergie nicht getätigt hätten und es

wird angekündigt, dass diese jahrzehntelange Kurzsichtigkeit

und das Unterinvestment nun mit einem massiven

Investitionsprogramm korrigiert werden und auch zur

Kostensenkung in den kommenden 30 Jahren in großem

Maßstab investiert werden solle. Begründet wird dies

damit, dass die Kernenergie die einzige großskalige Technologie

sei, die CO 2 -arm und verlässlich auch dann Strom

produzieren könne, wenn der Wind nicht wehe und die

Sonne nicht scheine. Es wird dabei herausgestellt, dass

auf gleicher Fläche ein Kernkraftwerk 100 Mal soviel

Strom erzeugen könne wie eine Solaranlage und dass nur

mit der Kernenergie eine ausreichende Grundlastversorgung

gewährleistet werden könne.

Zunächst wird auf bereits erfolgte Maßnahmen im

Rahmen des Zehn-Punkte-Programms hingewiesen. Im

Bereich der Kernenergie sind das die Bereitstellung von

1,7 Milliarden Pfund um eine Investitionsentscheidung

für ein weiteres Neubauprojekt bis 2024 herbei zu führen,

die Bereitstellung von 100 Millionen Pfund, um das

Projekt Sizewell C voranzubringen, 210 Millionen Pfund,

um die Entwicklung eines britischen SMR mit Rolls Royce

voranzubringen und 120 Millionen Pfund für den Future

Nuclear Enabling Fund, mit dessen Hilfe Markteintrittsbarrieren

für neue Reaktortypen überwunden werden

sollen.

Die Zielvorgabe für die Kernenergie in der British energy

security strategy ist nun bis 2050 ein Aufbau von

DID YOU EDITORIAL KNOW? 5

Kernenergie: Großartige britische Kernenergie mit ehrgeizigen Zielen, Erfahrung und projektbezogener Unterstützung verwirklichen

Schlüsselvorhaben Ziel Ende 2022 Ziel 2023 Ziel 2024 Ziel 2030 Ziel 2050

Bis zu 8 Reaktoren

über die nächste

Projektserie

voranbringen

Das Great British

Nuclear Vehicle

(GBN) soll

bestimmt sein und

Bis zu 8 Rektoren

sollen sich in einem

fortgeschrittenen

Stadium befinden

Bis 2050 24 GW

installierte

Leistung erreichen,

um 25 % des

Strombedarfs zu

decken

Beginn der

Eruierung des

Great British

Nuclear

Development

Vehicle ab dem

kommenden

Monat (Mai 2022)

aufgebaut werden

Die Finanzierung

des Future Nuclear

Enabling Fund soll

stehen

Der Auswahl

prozess für

weitere

Kernenergieprojekte

soll

begonnen

werden

Bis 2024 soll die

abschließende

Investitionsentscheidung

für

ein Kernenergie-

Neubauprojekt

getroffen sein

Bis zu 24 GW

installierte Kernenergieleistung

für

bis zu 25 % des

Strombedarfs

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 know?


DID YOU EDITORIAL KNOW? 6

insgesamt bis zu 24 GW installierter Leistung Kernenergie

– einschließlich der 7 GW der Projekte Hinkley Point C und

Sizewell C. Damit sollen in 2050 bis zu 25 Prozent des –

gestiegenen – Strombedarfs mit Kernenergie gedeckt

werden, statt ca. 15 % heute und rund 20 % bis vor einigen

Jahren. Diese Zielvorgabe ist eine deutliche Abweichung

nach oben im Vergleich zu den beiden anderen Dokumenten,

in denen die Kernenergie eher stiefmütterlich behandelt

wurde und es keine wirklichen vorwärtsgerichteten

Ambitionen in diesem Bereich gab. Konkret sollen bis

2024 die Investitionsentscheidung für ein zusätzliches

Projekt fallen, bis 2030 dann für zwei weitere. Dabei gilt

jeweils die Bedingung der Kostengünstigkeit und des

Vorliegens der erforderlichen Genehmigungen. Es soll

neue Anlagen an insgesamt acht Standorten geben und

das Tempo des Ausbaus der Kernenergie soll von aktuell

einer neuen Anlage pro Jahrzehnt in der Tendenz auf einen

neuen Reaktor pro Jahr beschleunigt werden.

Eine weitere Maßnahme ist die Etablierung des Great

British Nuclear Vehicle als Körperschaft in Kooperation mit

der Industrie, die die Umsetzung der Projekte in jeder

Phase unterstützen und eine stabile Pipeline nuklearer

Projekte ermöglichen soll. Der Auswahlprozess für

unterstützungswürdige Projekte soll bereits 2023 beginnen

und die Projekte sollen finanziell unterstütz oder ggf.

mit staatlichen Finanzmitteln versehen werden. Bei

Aufrechterhaltung eines hohen Niveaus nuklearer Sicherheit

sollen Genehmigungsprozesse gestrafft und die Anforderungen

bereinigt werden.

In der Energiesicherheitsstrategie wird auch das Thema

Wasserstoffwirtschaft behandelt. Die Produktionskapazität

soll bei 10 GW liegen, davon die Hälfte mittels Elektrolyse.

Bis 2025 soll es im Vereinigten Königreich Elektrolyseure

mit einer Produktionskapazität von 1 GW in Betrieb

oder in Bau geben. Als Energiequelle für Wasserstoff ist

auch Kernenergie möglich.

Die britische Regierung strebt bei der Entwicklung von

kleinen modularen Reaktoren auch internationale

Partnerschaften an und möchte die Kompetenz in Sachen

Urananreicherung und Brennelementfertigung in eine

internationale strategische Kooperation zur Erlangung von

Energieunabhängigkeit von Russland einbringen. Auf der

vorherigen Seite finden Sie die wesentlichen Meilensteine

der Energiesicherheitsstrategie für die Kernenergie in

tabellarischer Form.

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Slovenské

Elektrárne

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Did you know?

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Referent

RA Kay Höft M.A. (BWL)

Rechtsanwalt der Kanzlei für

Außenwirtschaftsrecht, Hamburg

Grundlagenschulung: Einführung in die Kern- und Entsorgungstechnik

TERMIN 18. - 20. MAI 2022

PREIS 1.398,– € zzgl. gesetzl. USt.

WEBINAR

Referent

Dipl.-Ing. Christoph Leichmann

ENGIE Deutschland GmbH

English for the Nuclear Industry

TERMIN 19.-20. MAI 2022


Referentin

Angela Lloyd

Language trainer (English Native Speaker)

ORT

BERLIN

Atomrecht – Was Sie wissen müssen

TERMIN 25. MAI 2022


WEBINAR

Referenten Akos Frank LL. M. (SULS Boston)

Experte für Handelsrecht,

Group Senior Legal Counsel, NKT A/S

Dr. Christian Raetzke

Rechtsanwalt, Leipzig

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www.kernd.de/kernd/seminare

Anfragen und Anmeldungen: seminare@kernd.de


Kalender

CALENDAR 8

2022

04.05. – 06.05.2022

NUWCEM 2022 – 4th International

Symposium on Cement-Based Materials for

Nuclear Wastes.

SFEN, Avignon, France

www.new.sfen.org

08.06. – 09.06.2022

Virtual Conference

Nuclear Innovation Conference 2022.

NRG

www.nuclearinnovationconference.eu

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

15.05. – 20.05.2022

PHYSOR 2022 – International Conference

on Physics of Reactors 2022.

ANS, Pittsburgh, PA, USA,

www.ans.org

DECOM 2022.

cvent, Shropshire, UK

web-eur.cvent.com

20.07.2022

18.05. – 20.05.2022

International Power Summit 2022.

Progressive Media International, Berlin, Germany

registration.pmi-live.com/tc-events/international-power-summit-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

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

22.05. – 25.05.2022

NURER 2022 – 7th International Conference

on Nuclear and Renewable Energy Resources.

ANS, Ankara, Turkey,

www.ans.org

Postponed TBD

IYNC - International Youth Nuclear Congress.

IYNC

iync2022.org

09.06. – 10.06.2022

Virtual Conference

Safety in Nuclear Power Plants 2022.

Prospero Events

www.prosperoevents.com

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

30.05. – 03.06.2022

FISA 2022 – EURADWASTE ’22.

European Commission, Lyon, France

events.foratom.org

21.06. – 22.06.2022

KERNTECHNIK 2022.

KernD and KTG, Leipzig, Germany

www.kerntechnik.com

06.06. – 07.06.2022

Nuclear Journey to 2050.

FORATOM, Helsinki, Finland

events.foratom.org/nuclear-europe-2022

06.06. – 10.06.2022

RRFM - European Research Reactor Conference.

ENS, Budapest, Hungary

ens.eventsair.com/research-reactorconference-2022

04.07. – 06.07.2022

DAEF 2022 - Conference on Key Topics in Deep

Geological Disposal.

KIT, Cologne, Germany

www.daef2022.org

06.07. – 08.07.2022

GLOBAL 2022 – International Conference

on Nuclear Fuel Cycle

SFEN, Reims, France,

www.new.sfen.org

15.11. – 16.11.2022

12th International Symposium

Release of Radioactive Materials | Provisions for

Clearance and Exemption.

TÜV Nord, Frankfurt, Germany

www.tuev-nord.de

07.06. – 09.06.2022

Hybrid

Nordic Nuclear Forum.

FinNuclear, Helsinki, Finland

nordicnuclearforum.fi

15.11. – 17.11.2022

ICOND 2022.

Aachen Institute for Nuclear Training, Aachen,

Germany

www.icond.de

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

Calendar


Die Deutsche Energiepolitik nach dem

24. Februar 2022

Prof. Dr. Ing. Martin Neumann

Vieles was vor dem 24. Februar als Maßstab in der deutschen Energiepolitik galt, muss in Anbetracht der

aktuellen geopolitischen Lage neu bewertet werden. Die Szenarien des Ausstiegs aus der Braunkohleverstromung

– idealerweise bis 2030 – und die Abschaltung der letzten noch am Netz befindlichen Kernkraftwerke

– alles Makulatur? Klar ist, der Krieg Putins in der Ukraine offenbart, dass eine Neuausrichtung der

Energiepolitik nun zügiger erforderlich ist – es müssen vor allem viele bisher sicher geglaubte Wege verlassen

werden. Eine stärker werteorientierte Ausrichtung unserer Energiepolitik ist eine der großen Herausforderungen.

Die Rohstoffe dieser Welt liegen zum großen Teil

nicht unter dem Boden demokratischer Staaten,

ihre Verteilung hat sich durch den Krieg gegen die

Ukraine nicht verändert. Hinzukommt, dass

Deutschland bisher nicht autark war und es auch in

Zukunft nicht sein wird. Deutschland wird also

auch in Zukunft regelmäßig zu rund 70 % auf Energieimporte

angewiesen sein. Durch Putins Krieg

gegen die Ukraine hat sich diese Situation nicht

verändert. Mindestens genauso wichtig wie die

Absicherung unserer Energieversorgung ist die

Rückkehr zu einem Dialog auf Augenhöhe.

Die Sanktionen gegen Russland sind zurzeit wahrscheinlich

zumindest teilweise wirksam. Aber zu

oft zeigt sich bei Sanktionen – wie am Beispiel

Nordkorea, Venezuela oder Iran –, dass diese nicht

zu den erhofften Ergebnissen führen. Nur als wirtschaftlich

starkes Land kann Deutschland in der EU

maßgeblich zu Sicherheit und Stabilität in Europa

und der Welt beitragen. Voraussetzung für wirtschaftliche

Stärke ist eine bezahlbare und sichere

Energieversorgung.

– Energieimporten zu verringern. Wieviel Energie

lässt schon dadurch einsparen, wenn eine Heizungsanlage

richtig eingestellt wird. Beim sogenannten

hydraulischen Abgleich einer Heizungsanlage kann

bis zu 40 % der Energie eingespart werden, ohne

dass es zu Komforteinbußen kommt. Und das auch

noch für relativ wenig Geld. Aber auch im Umgang

mit Heizungsanlagen fehlt es beim Nutzer oft an

einfachen, aber notwendigen Informationen. Wenn

ich in Deutschland ein Bügeleisen kaufe, bekomme

ich eine umfangreiche Gebrauchsanweisung –

warum nicht als Mieter oder Eigentümer eine angemessene

Information zum Umgang mit der

Heizungsanlage. Die Palette sinnvoller Maßnahmen

lässt sich deutlich verlängern.

ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 9

Die Kooperation mit Russland bzgl. der Energieversorgung

war auch für uns sehr vorteilhaft und ist

nicht der Grund des aktuellen Konfliktes. Der Krieg

in der Ukraine verändert aber (fast) alles und offenbart

Fehler und politische Fehleinschätzungen der

Vergangenheit bei der Struktur, Gestaltung und

Entwicklung des nationalen Energiemix. Versorgungssicherheit,

Verfügbarkeit, bezahlbare Kosten

und Wirtschaftlichkeit sowie die Verminderung der

Treibhausgasemissionen, können und müssen

durch echte Technologieoffenheit in der Energieversorgung

und breite Diversifikation beim Energieträgerimport

erreicht werden.

Es sind Entscheidungen zu treffen, um die Abhängigkeit

von – insbesondere russischen

| Abb. 1

Primärenergieverbrauch nach Energieträgern (* vorläufige Angaben).

(Quelle: AG Energiebilanzen)

Der Primärenergieverbrauch Deutschlands betrug 2021 12.193* Petajoule.

Rund 70 % des Primärenergiebedarfs muss Deutschland durch Importe decken (Stand 2020).

Wie geht es weiter, wenn Russland tatsächlich die

Lieferung einstellt, weil nicht mit Rubel bezahlt

wird? Oder einfach andere Dinge passieren, die


Die Deutsche Energiepolitik nach dem 24. Februar 2022 ı Prof. Dr. Ing. Martin Neumann


Primärenergieimporte


Energieträger Importquote 2020*

momentan nicht für möglich gehalten werden? Der

Blick auf konkrete Zahlen zeigt die Zusammenhänge

klar und deutlich: Die bisherigen deutschen

Importe aus Russland lagen 2021 für Steinkohle bei

50 %, bei Mineralöl bei fast 50 % und bei Erdgas bei

55 %. Auch bei Uran war Russland für die EU mit

rund 20 % ein wichtiger Lieferant.

Wenn wir jetzt wissen, dass große Mengen von nur

einem Lieferanten große Probleme schaffen

können, dann lohnt sich immer darüber nachzudenken,

Importquoten aus einer Bezugsquelle zu

Anteil des Energieträgers

am Primärenergieverbrauch 2020

Anteil des Energieträgers

an der Bruttostromerzeugung 2020

Braunkohle -2,2 % 8,0 % 16,0 %

Steinkohle 100,0 % 7,5 % 11,3 %

Uran 100,0 % 5,9 % 11,3 %

Mineralöl 98,0 % 34,3 % 16,1 %

Erdgas** 94,4 % 26,5 % 0,8 %

Erneuerbare Energien*** 0,8 % 16,5 % 43,9 %

* Anteil des Primärenergieverbrauchs, der nicht durch Gewinnung im Inland gedeckt ist. (Eine negative Angabe bedeutet,

dass im Inland vom jeweiligen Energieträger mehr gewonnen als verbraucht wurde. Der Überschuss wurde entweder

exportiert oder den Vorräten hinzugefügt.)

** Importquote für Naturgase (Erdgas, Erdölgas, Grubengas)

*** Importiert werden Anteile der Energieträger "feste biogene Stoffe" (darunter Holzkohle),

"flüssige biogene Stoffe" und "Biokraftstoffe"

| Abb. 2

Primärenergieimporte.

Quelle: Umweltbundesamt, Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik

(AGEE-Stat) und auf Basis von: AG Energiebilanzen, Auswertungstabellen

zur Energiebilanz für die Bundesrepublik Deutschland 1990 bis 2020, Stand

09/2021; AG Energiebilanzen, Bruttostromerzeugung in Deutschland von

1990 bis 2020 nach Energieträgern, Stand 02/2021

begrenzen. Ich habe zuletzt Diskussionen erlebt –

sind es nun 10 oder 20 – vielleicht sogar 30 % von

einem Lieferanten? Wichtig bleiben die Fragen, wer

liefert und ist der Lieferant zuverlässig?

Erdgas ist der Energieträger, der für Industrie und

Haushalte, für Prozesswärme aber auch für Gebäudeheizung

und vieles andere eine besondere Bedeutung

hat. Sind wir doch alle bisher davon ausgegangen,

dass Erdgas als Brücke zur Grundlastfähigkeit

alternativer Energien dienen wird. Als Brücke

zu modernen Wasserstofftechnologien. War es

| Abb. 3

Strommix 2021 - Stromerzeugung in Deutschland [Netto].

(Quelle: STROM-REPORT.de)




Naivität, Fahrlässigkeit oder einfach nur Politikversagen?

Russland hat immer, auch in Zeiten des

kalten Krieges, zuverlässig geliefert sagen viele, die

die jetzige Situation bis zum 24. Februar nicht für

möglich gehalten haben.

Brauchen wir jetzt nicht eine Inventur der real

verfügbaren Energieträger auf der einen Seite und

des Energiebedarfs von Wirtschaft und Verbrauchern

auf der anderen Seite? Viel spannender ist

deshalb die Frage wo in den Haushalten, aber auch

in der Industrie Erdgas in der Anwendung bei Fernwärme,

in der Industrie und im Stromsektor wirtschaftlich

sinnvoll reduziert werden kann. Wie

stellt sich nun die aktuelle Situation konkret dar?

Parallel zum Ausbau der Erneuerbaren Energien

sollen u. a. alle deutschen Kohlekraftwerke planmäßig

bis spätestens 2038 stillgelegt werden. Im

Koalitionsvertrag der Ampelregierung ist die Rede

von einem Ausstieg – idealerweise – bereits 2030.

Im Moment ist aber kaum etwas ideal. Zur Gewährleistung

der Versorgungssicherheit ist der Ausbau

von wetterunabhängigen Gaskraftwerken vorgesehen,

die langfristig mit Biogas und/oder Wasserstoff,

übergangsweise aber auch mit Erdgas (mit/

ohne CCS) betrieben werden sollen.

Sollten Biogas, Wasserstoff und Erdgas oder die

erforderlichen Kraftwerkskapazitäten nicht rechtzeitig

in ausreichender Menge zur Verfügung

stehen, ist ein vorübergehender Weiterbetrieb von

Kohlekraftwerken einzuleiten. Hierzu ist rechtzeitig

und regelmäßig eine Überprüfung zuverlässiger

Brennstoffversorgung vorzunehmen.

denkbar. Um auch künftig über genügend

Planungszeit zu verfügen, wäre der Ausbau der

Kapazität der Gasspeicher mit einer Reichweite

von z. B. einem Jahr denkbar.

Wärmeversorgung von Haushalten und

Industrie

Während eine Umstellung der Stromversorgung,

ob der ohnehin stattfindenden Energiewende

relativ einfach möglich scheint, ist eine Umstellung

der sehr kleinteiligen und maßgeschneiderten

Wärmeversorgung nur langfristig zu realisieren.

Ca. 50 % des Wohnungsbestandes wird vor Ort mit

Erdgas und etwa 25 % mit Heizöl beheizt.

Für eine Umstellung wäre in der Regel ein neuer

Kessel oder eine Therme zu installieren. Dieser

Prozess betrifft Haus- und Wohnungsbesitzer, die

durch geeignete Maßnahmen, unterstützt werden

sollten, um den Erdgasverbrauch zu reduzieren und

die Effizienz insgesamt zu steigern. Dazu gehört

u. a. eine objektbezogene und ganzheitliche Energieberatung.

Wesentlich ist, dass in jedem Fall

Investitionssicherheit gewährleistet wird.


Gaskraftwerke

Kurz- und mittelfristig sind bisher wegen der relativ

geringen CO2-Emissionen Gaskraftwerke als Substitution

von Kohle- und Kernkraftwerken vorgesehen.

Langfristig mit dem Aufbau einer ausreichenden

und zuverlässigen Wasserstoffinfrastruktur

sollen Gaskraftwerke komplementär zur

volatilen Stromerzeugung durch Photovoltaik- und

Windkraftanlagen betrieben werden. Im Ausbauzustand

wäre also eine Versorgung mit Wasserstoff

oder Biogas sicherzustellen. Kurz- und mittelfristig

sollte eine diversifizierte Beschaffung organisiert

werden. Aus Kostengründen ist ein Bezug über

Pipeline vorteilhaft. Aus Sicht der Versorgungssicherheit

sollte der schon diskutierte direkte Zugang

zu LNG zügig umgesetzt werden. Der Bau und

Betrieb von Schiffsterminals in Deutschland, aber

auch der Zugang und die Nutzung von LNG-

Terminals im Ausland, eventuell mit Anbindung

per Pipeline stellen eine Alternative dar. Parallel

wäre ein Ausbau von Lieferungen aus Norwegen

| Abb. 4

Beheizungsstruktur des Wohnungsbestandes in Deutschland 2021.

(Quelle: BDEW)

Deutschland braucht mindestens 2.700 TWh für

die nationale Gesamtenergieversorgung. Davon

sind ca. 20 % Strom – die restlichen 80 % kommen

für Gebäude, Wärme und Kälte, aber auch Verkehr

und Landwirtschaft zur Anwendung. Argumentiert

wird, dass der Ausbau alternativer Energien

schneller erfolgen muss. Das ist im Ansatz ein




10.05.2021 Folie 1 SP-V/Ba


Installierte Leistung und Erzeugung 2020*

Gesamte Elektrizitätswirtschaft

Wind auf See

Wind an Land

Photovoltaik

Biomasse und

sonst. Erneuerbare Energien

sonstige konv. Energieträger

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Kernenergie

Wasserkraft

Quellen: Destatis, BDEW; Stand 04/2021

24,0%

4,2%

4,8%

13,4%

10,7%

9,2%

3,6%

| Abb. 5

Elektrizitätswirtschaft – Installierte Leistung und Erzeugung 2020*.

(Quellen: Bestatis, BDEW)

richtiger Weg. Aber was wird sich jetzt ändern bzw.

was müsste sich ändern und ist es damit tatsächlich

getan? Das Problem der Dunkelflauten ist damit

nicht gelöst. Orientiert man sich an den Berichten

der Vergangenheit, dann sind wir auch schon in den

vergangenen Monaten gefährlich nah an den Punkt

gelangt, an dem das Licht plötzlich ausgehen kann.

Damit das nicht passiert, muss verantwortliche

Politik alle bisherigen Ausstiegsszenarien zügig

und ergebnisoffen unter den Aspekten Versorgungssicherheit,

Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit

überprüfen und für einen Weiterbetrieb

abwägen. Wichtig sind dabei nicht nur die über das

gesamte Jahr insgesamt gelieferten Energiemengen

– die sogenannten bilanziellen Energiemengen -

sondern vor allem die zu jeder Zeit lieferbaren

Energiemengen aus wetterabhängigen – den sogenannten

volatilen – und den konventionellen Energieanlagen.

Der Wechsel hin zu einem verstärkten Wasserstoffeinsatz

braucht grundsätzlich sehr viel Strom – und

deshalb die Unterstützung durch Klimaschutzverträge.

Strom muss preiswert sein und deshalb von

staatlichen Preisbestandteilen befreit werden. Es

lohnt auch der Blick auf die Gesetze, die im Zuge

der Energiewende beschlossen wurden. Was muss

aktualisiert, vielfach aber auch novelliert werden?

Manchmal würde es schon reichen, diese Gesetze

einfacher und verständlicher zu machen. Das

beginnt schon bei der Eigenstromversorgung wo

man vieles für den Nutzer wirtschaftlicher und

anwendungsfreundlicher machen könnte.

3,4% 5,0%

24,2% 19,1%

Installierte Leistung**

224,7 GW (netto)

9,3%

8,6%

3,8%

16,6%

7,2%

15,7%

11,3%

2,5% 3,4%

Stromerzeugung

539,4 TWh (netto)

*vorläufig **ohne Einspeiseleistung von Stromspeichern

Die 2022 als letzte am Netz verbliebenen drei Kernkraftwerke

(KKE Emsland, GKN-2 Neckarwestheim

und KKI-2 Isar) haben eine Leistung von

zusammen ca. 4,3 GW und können ca. 34 TWh

Strom p.a. erzeugen. Die Ende 2021 vom Netz

genommenen Kernkraftwerke (Grohnde, Gundremmingen

C, Brokdorf) hatten eine Leistung von

zusammen ca. 4,1 GW. In vielen Diskussion geht es

nun um die Frage eines befristeten Weiterbetriebs

über 2022 hinaus. Hierzu müssten aber auch

Personal zumindest teilweise reaktiviert und neu

rekrutiert und neue Brennelemente beschafft

werden. Zur politischen Entscheidung für oder

gegen einen lückenlosen Weiterbetrieb der Kernkraftwerke

müssen somit eine Reihe von Fragen

schnell geklärt werden. Für einen Weiterbetrieb

spricht die schnelle und sichere Verfügbarkeit von

weitgehend treibhausgasfreier Erzeugung von

Strom in relevanten Mengen.

Die schwerwiegenden Veränderungen der weltpolitischen

Rahmenbedingungen erfordern deshalb

schnelle Entscheidungen ohne Denkverbote.

Wesentlich bleibt, dass alle einheimischen Energieträger

und Technologien, die klimaneutral sind,

wichtig für die Grundlast als Teil der Gesamtlösung

und damit für die Versorgungssicherheit bleiben.

Das betrifft u. a. Biomasse, Geothermie und

Abwärme.

Energieeffizienz spielt in allen Betrachtungen eine

entscheidende Rolle. In einer umfangreichen

Studie wurde festgestellt, dass deutschlandweit ca.

80 % der Heizungsanlagen im Bestand, zwei- bis




dreimal größer in der Leistung ausgelegt sind, als

eigentlich nach der Heizlast notwendig wäre. Mit

Blick auf den resultierenden Energieumsatz ist es

wesentlich, ob die Heizungsanlage auf 10 kW oder

eben 20 kW ausgelegt ist. Die Praxis liefert dafür

ausreichend Beispiele.

Energie dann zu nutzen, wenn diese gerade ausreichend

vorhanden ist, wird auch Flexibilität

genannt. Das kann durch Anreizsysteme oder in

gekoppelten Systemen funktionieren. Das dafür

notwendige komplexe Management funktioniert

nicht manuell, sondern muss als Teil eines digital

organisierten Systems funktionieren.

Es gehört zu den Irrungen in der deutschen Energiepolitik

sich in bilanziellen Betrachtungen buchstäblich

zu sonnen, denn „Überschüsse“ entstehen

zu Zeiten, in denen das Angebot die Nachfrage

deutlich übersteigt und mangels Alternativen

Stromexporte notwendig werden. Klar, warum das

so ist. Wenn Energie über Windräder oder

PV-Anlagen in Strom umgewandelt wird und nicht

ausreichend Netze oder Speicher vorhanden sind,

passiert so etwas schon mal.

Energieversorgung braucht eine auskömmliche

Finanzierung, braucht aber vor allem Investitionen

und Zeit. Und da alles sehr komplex ist,

sollte der Gesamtprozess ab sofort von einen

Expertengremium zielorientiert begleitet

werden.

Autor

Prof. Dr. Ing. Martin Neumann MdB a.D.

ehem. Sprecher für Energiepolitik der FDP Bundestagsfraktion

prof.m.neumann@web.de

Prof. Dr. Ing. Martin Neumann studierte Maschinenbau an der TU Dresden und

promovierte anschließend an der Hochschule Cottbus. Von 2017 bis 2021 war er

Mitglied des 19. Deutschen Bundestages - Sprecher für Energiepolitik sowie 2009

bis 2013 Mitglied des 17. Deutschen Bundestags- Sprecher für Forschungspolitik.

In 2007 war er Mitglied der Arbeitsgruppe „Klimawandel“ beim Ministerium für

Landwirtschaft und Umwelt des Landes Sachsen-Anhalt und hält seit 1999 die

Professur für Technische Gebäudeausrüstung (TGA) an der Hochschule

Magdeburg-Stendal.


Dies offenbart eine weitere – schon lange bekannte

– Schwäche deutscher Energiepolitik. Es fehlt

grundsätzlich die systemische Integration oder

einfacher gesagt, Strom der produziert wird, muss

direkt über Leitungen zum Verbraucher oder es

müssen brauchbare Speicher her. Und daran

mangelt es. Aber nicht nur dort. Eine wichtige Frage

in diesem Zusammenhang ist auch die nach der

Verantwortlichkeit für die nationale Versorgungssicherheit.

Hier braucht es eine klare Struktur und

klare Handlungsoptionen für die praktische Umsetzung.

Damit können Verbraucher sicher mit Energie

versorgt werden aber auch bezahlbare Preise durch

Marktwirtschaft und Wettbewerb ermöglich

werden.

Bleibt die Frage, wer die Kabel in die Erde legt, die

vielen PV-Anlagen anschließt und in Betrieb

nimmt. Fachkräfte fehlen überall – es fehlt aber

gerade hier an guten Ideen um verstärkt Fachkräfte

für die Energiewende zu gewinnen. Wenn für die

Anwendung bzw. Umsetzung wichtiger Gesetze

Juristen beteiligt werden müssen und Bauteile in

einem System – die noch einwandfrei und sicher

funktionieren – einfach ausgetauscht werden

müssen, nur weil es so in der Norm steht, wird klar,

wo weitere Probleme liegen.

Und eines wird jetzt noch deutlicher: Der umfangreiche

Prozess der Transformation der



Die Technische Universität München betreibt mit der Forschungs-Neutronenquelle Heinz Maier-Leibnitz (FRM II) in Garching bei

München eine der leistungsfähigsten und modernsten Neutronenquellen weltweit. Als Serviceeinrichtung für die Wissenschaft und

Dienstleister für die Industrie nehmen wir eine Spitzenstellung im Bereich der Forschung mit Neutronen und deren technischer

Nutzung ein.

Zur Unterstützung des Betriebs unserer Anlage ist zum ehest möglichen Zeitpunkt in Vollzeit (40,1h/Woche) die Stelle

Fachbereichsleiter (m/w/d) Reaktorbetrieb

zu besetzen.

Ihr Aufgabengebiet

Als Fachbereichsleiter Reaktorbetrieb sind Sie für einen Fachbereich von mehr als 30 Mitarbeiter*innen zuständig, der sich in die

Teilbereiche Reaktorschichtpersonal, Maschinentechnik, Fachkundeerhalte sowie Wiederkehrende Prüfungen und Wartungskoordination

gliedert.

Zu Ihrem zukünftigen Verantwortungs- bzw. Aufgabenbereich gehören:

• der sichere Betrieb des Reaktors, auch der sekundären Quellen, gemäß Betriebsplan

• die Einhaltung von Auflagen und Vorschriften zum Betrieb des Reaktors inkl. dem vorbeugenden Brandschutz

• die Wartung und Instandhaltung der Anlage

• der Betrieb und die Instandhaltung der für den Reaktorbetrieb erforderlichen konventionellen Anlagen

• die Aktualisierung des Betriebshandbuches

• die Kommunikation mit Behörden und Sachverständigen

• die Sicherstellung und der Erhalt der erforderlichen Fachkunde des Personals in Zusammenarbeit mit dem/der Ausbildungsleiter/in

Anforderungsprofil

• Sie verfügen über ein abgeschlossenes Hochschulstudium (Dipl. Ing. Univ., Master Univ. oder Promotion) im

ingenieurwissenschaftlichen oder naturwissenschaftlichen Bereich.

• Sie begeistert die Zusammenarbeit mit Kollegen aus einem breitgefächerten technischen Umfeld bei der Findung und Umsetzung

konstruktiver technischer Problemlösungen.

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Bereitschaft, sich in neue Fragestellungen einzuarbeiten.

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bevorzugt eingestellt. Die TUM strebt eine Erhöhung des Frauenanteils an. Bewerbungen von Frauen werden daher ausdrücklich begrüßt.

Kontakt

Wir freuen uns auf Ihre aussagekräftige Bewerbung über unser Portal https://karriere.frm2.tum.de bis zum 05.06.2022

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Technische Universität München

Forschungsneutronenquelle Heinz Maier-Leibnitz (FRM II)

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D-85748 Garching

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Im Rahmen Ihrer Bewerbung um eine Stelle an der Technischen Universität München (TUM) übermitteln Sie personenbezogene Daten. Beachten Sie bitte hierzu unsere

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Durch die Übermittlung Ihrer Bewerbung bestätigen Sie, dass Sie die Datenschutzhinweise (https://www.tum.de/spezialseiten/datenschutz/) der TUM zur Kenntnis

genommen haben.


Perspektiven der Energieversorgung in

Deutschland

Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich

Im Jahr 2021 betrug der gesamte Primärenergieverbrauch in Deutschland 12.265 Petajoule (PJ). Dies entspricht

418,5 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten (Mio. t SKE). Zu den besonderen Kennzeichen der

deutschen Energieversorgung gehört die hohe Importabhängigkeit. 2021 mussten 71 % des Energiebedarfs

durch Einfuhren gedeckt werden. Der Anteil heimischer Energien an der Bedarfsdeckung hat sich in den

Abb. 1: vergangenen Energiegewinnung Jahrzehnten in Deutschland – trotz des 1990 starken bis 2021 Ausbaus der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung –

in Mio. t SKE

von 42 % im Jahr 1990 auf 29 % im Jahr 2021 vermindert.

200

150

100

50

0

212,4

129,4

141,8

1990 2000 2010 2020 2021

| Abb. 1

Energiegewinnung in Deutschland 1990 bis 2021 (in Mio. t SKE)

(Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB), September 2021 und eigene

Schätzung für 2021)

Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB), September 2021 und eigene Schätzung für 2021

115,9 121,1

Sonstige

Energien

Erneuerbare

Energien

Erdgas

Mineralöl

Braunkohle

Steinkohle

So war die inländische Gewinnung an Steinkohle,

die 1990 noch rund 71 Mio. t SKE betragen hatte,

Ende 2018 vollständig eingestellt worden. Der

Abbau von Braunkohle hat sich in dem genannten

Zeitraum um 63 % verringert. Zugleich ging in den

vergangenen Jahrzehnten auch die inländische

Förderung von Erdöl und Erdgas aufgrund der

zunehmenden Erschöpfung von Altfeldern und

Lagerstätten zurück, und zwar um 71 % bei Erdgas

und um 51 % bei Rohöl – jeweils im Vergleich zu

1990. Im Unterschied zur Entwicklung bei den

fossilen Energieträgern hat sich die Nutzung

erneuerbarer Energien bis 2021 im Vergleich zum

Stand des Jahres 1990 verzehnfacht (Tab. 1 und

Abb. 1). Seit dem Jahr 2015 haben die erneuerbaren

Energien die Braunkohle als zuvor wichtigste

heimische Energiequelle abgelöst. Das erklärt sich

vor allem durch die starken Zuwächse bei Wind und

Photovoltaik.

Energieträger 1990 2000 2010 2021

Energiegewinnung im Inland in Mio. t SKE

Steinkohle

Braunkohle

Mineralöl

Erdgas/Erdölgas

Erneuerbare Energien

Sonstige Energien

71,3

107,2

5,3

19,2

6,8

2,5

34,5

52,1

4,5

21,8

14,2

2,2

| Tab. 1

Energiegewinnung und Primärenergieverbrauch in Deutschland.

13,2

52,4

3,6

15,4

48,5

8,7

0,0

39,3

2,6

5,6

66,3

7,3

Summe 212,4 129,4 141,8 121,1

Primärenergieverbrauch in Mio. t SKE

Steinkohle

Braunkohle

Mineralöl

Erdgas/Erdölgas

Erneuerbare Energien

Kernenergie

Sonstige Energien

78,7

109,2

178,4

78,2

6,7

56,9

0,5

69,0

52,9

187,6

101,9

14,2

63,2

2,6

58,5

51,6

159,8

108,2

48,2

52,3

6,5

35,6

38,5

135,1

112,2

66,4

25,7

5,0

Summe 508,6 491,4 485,1 418,5

(Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen: Auswertungstabellen zur Energiebilanz Deutschland

(September 2021) sowie Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2021. Berlin, März 2022)

Fläche des Landes:

357.000 km²

Bevölkerung: 83 Millionen

Bruttoinlandsprodukt 2021:

3.567 Mrd. €

Ranking nach globaler

Wirtschaftsleistung:

Nr. 4 hinter USA, China

und Japan

SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 15

Braunkohle wird in Deutschland noch in zehn Tagebauen

– verteilt auf drei Reviere – abgebaut. Die

vergleichsweise geringe Erdgas- und Erdölförderung

konzentriert sich insbesondere auf den Norden

der Bundesrepublik Deutschland (Abb. 2). Windanlagen

sind – aufgrund der dort günstigeren Windverhältnisse

– vor allem im Norden Deutschlands

(onshore und offshore) installiert, während die

Stand: Februar 2022

| Abb. 2

Schwerpunkte der Energiegewinnung.

(Quelle: H.-W. Schiffer, Energiemarkt Deutschland)

Solarenergie stärker im Süden als im Norden ausgebaut

worden ist.


Perspektiven der Energieversorgung in Deutschland ı Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich



Starker Anstieg der Energie-

Importabhängigkeit Deutschlands

Im Zeitraum 1990 bis 2021 haben sich die Nettoimporte

an Erdgas um rund 67 % auf 100 Mio. t SKE

erhöht. Die Nettoimporte an Steinkohlen waren

von 6,1 Mio. t SKE im Jahr 1990 auf 54,8 Mio. t SKE

im Jahr 2016 gestiegen und sind in der Folge auf

35,2 Mio. t SKE im Jahr 2021 zurückgegangen. Die

Nettoimporte an Mineralölen sind seit Mitte der

1990er Jahre gesunken. Sie betrugen 2021 rund

133 Mio. t SKE. Das waren 23 % weniger als 1990.

Für Kernenergie wird in den Statistiken der Arbeitsgemeinschaft

Energiebilanzen für 2021 ein Nettoimport

von 25,7 Mio. t SKE ausgewiesen. Das

entspricht knapp der Hälfte des Vergleichswertes

von 1990. In internationalen Statistiken, etwa der

International Energy Agency, wird die in verschiedenen

Ländern genutzte Kernenergie dort den

heimischen Energien zugerechnet, auch wenn das

Uran importiert werden muss. Das wird damit

begründet, dass der Kernenergie angesichts der in

den einzelnen Ländern vorgehaltenen Brennstoffvorräte

mit mehrjähriger Reichweite praktisch der

gleiche Stellenwert in Bezug auf Versorgungssicherheit

beizumessen ist wie heimischen Energien.

Wenn man diese Praxis auch für Deutschland

anwendet, würde sich die für 2021 berechnete

Energie-Importabhängigkeit auf 65 % verringern.

Mit der Stilllegung der letzten drei noch verbliebenen

Kernkraftwerke zum Jahresende 2022 existieren

ab 2023 in Deutschland aber keine Anlagen

auf Basis dieser Technologie mehr, die einen Beitrag

zur Versorgungsicherheit leisten könnten.

„Für die Verletzbarkeit der deutschen Volkswirtschaft

gegenüber Energiekrisen spielt die Verfügbarkeit und

die damit verbundene Möglichkeit einer heimischen

Gewinnung und Nutzung von Energierohstoffen eine

wichtige Rolle. Grundsätzlich senkt eine höhere

Inlandsgewinnung die Einfuhrabhängigkeit und

reduziert damit die Gefahr von Angebotsstörungen

oder -unterbrechungen sowie das Preisrisiko für die

heimische Wirtschaft.“ 1

Neben der Höhe der Importabhängigkeit spielen

auch der Grad an Diversifizierung der Bezugsquellen,

das Maß an Sicherheit, das die Lieferländer

bei der Bereitstellung von Öl, Erdgas und Kohle

bieten, sowie der Konzentrationsgrad der

Vorkommen, aus denen die internationalen Märkte

bedient werden, eine wichtige Rolle für die Beurteilung

der Sicherheit der Versorgung mit

Energie-Rohstoffen. Ebenso können liquide Großhandelsmärkte

zu einer Erhöhung der Versorgungssicherheit

führen: der Ausfall eines Lieferanten

kann dann unproblematisch durch neue Lieferbeziehungen

ersetzt werden. Insbesondere Energieträger,

die verschifft werden können, z. B. Erdöl

oder Flüssigerdgas (LNG 2 ), bieten hier besondere

Vorteile.

Zu den bedeutendsten Energie-Rohstofflieferanten

der Bundesrepublik Deutschland zählten 2021

Russland, Norwegen, USA, Kasachstan, Großbritannien,

Niederlande, Australien und Kolumbien.

Russland steht bei Rohöl, Erdgas und Steinkohle

auf Platz 1 der für Deutschland wichtigsten Energie-

Rohstofflieferanten. Aus Norwegen bezieht

Deutschland Rohöl und Erdgas, aus den USA Steinkohle

und Erdöl. Schwerpunkt der Lieferungen aus

Großbritannien ist Erdöl, im Falle der Niederlande

ist es Erdgas. Aus Kasachstan führt Deutschland

Rohöl ein. Australien und Kolumbien waren 2021 –

nach Russland und USA – die wichtigsten Steinkohle-Lieferanten

(Abb. 3).

120

100

80

60

40

20

0

Russland

Norwegen

Angaben in Mio. t SKE

Erdöl Erdgas Steinkohle

USA

Kasachstan Großbritannien

Niederlande Australien Kolumbien

| Abb. 3

Energie-Rohstofflieferanten Deutschlands 2021.

(Quelle: H.-W. Schiffer; Datenquellen: Rohöl: Basis BAFA; Erdgas: Bruegel, Preparing for the

first winter without Russian gas, 28. Februar 2022; Steinkohle: Statistisches Bundesamt)

Abb. 4: Energie-Importabhängigkeit Deutschlands im

Jahre 2021

140

120

100

80

60

40

20

0

135,1 Mio. t

SKE

98%

112,2 Mio. t

SKE

95%

66,4 Mio. t

SKE

100%

2% 5%

Öl Erdgas Erneuerbare

Energien

Importabhängigkeit gesamt:

Inland 29 %

Importe 71 %

38,5 Mio. t

SKE

100%

35,6 Mio. t

SKE

100%

25,7 Mio. t

SKE

Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 03/2022 (Prozentzahlen als Anteile der Inlandsförderung am jeweiligen Primärenergieverbrauch

errechnet); einschließlich Sonstiger Energien, wie o. a. Außenhandelssaldo Strom, von 5,0 Mio. t SKE ergibt sich der gesamte

Primärenergieverbrauch von 418,5 Mio. t SKE.

| Abb. 4

Nettoimporte

Inlandsförderung

Braunkohle Steinkohle Kernenergie

Energie-Importabhängigkeit Deutschlands im Jahre 2021.

(Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 03/2022 (Prozentzahlen als Anteile der

Inlandsförderung am jeweiligen Primärenergieverbrauch errechnet); einschließlich

Sonstiger Energien, wie o. a. Außenhandelssaldo Strom, von 5,0 Mio. t SKE ergibt sich

der gesamte Primärenergieverbrauch von 418,5 Mio. t SKE.

1 Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (2020): Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2019. Berlin/Bergheim, März 2020

2 LNG = liquefied natural gas




Eine mit 98 % überproportional hohe Abhängigkeit

von Lieferungen aus dem Ausland besteht bei Mineralöl,

dem nach wie vor mengenmäßig wichtigsten

Energieträger. Bei Erdgas belief sich der Einfuhranteil

2021 auf 95 %. Bei Steinkohle ist Deutschland

zu 100 % auf Importe angewiesen. Demgegenüber

sind Braunkohle sowie Wasser, Windkraft, Solarenergie,

Bio-Energie und Geothermie praktisch in

vollem Umfang der Inlandsgewinnung zuzurechnen

(Abb. 4).

Mangelnde Diversifizierung der

Energieimporte nach Herkunftsländern

Bei der Einschätzung der Sicherheit der Versorgung

durch die Herkunftsländer für Öl, Erdgas und

Steinkohle bestehen deutliche Unterschiede. So

konzentrieren sich die weltweiten Vorkommen an

Erdöl und Erdgas stark auf die sogenannte strategische

Ellipse (Abb. 5). Dazu gehören – neben

verschiedenen Staaten Eurasiens, darunter Russland

– insbesondere Länder des Mittleren Ostens.

Im Unterschied dazu sind die Vorkommen an

Abb. 5: Weltweite Verteilung der Reserven* an Erdöl und

Erdgas

(Mrd. t SKE)

Erdöl

Nordamerika

20

51

Sonstiges

Mittel- und

Südamerika

insgesamt:

Venezuela

7

Afrika

350 Mrd. t SKE

Erdgas insgesamt: 267 Mrd. t SKE

68

3

5

21

24

Europa

3 3

| Abb. 5

Weltweite Verteilung der Reserven* an Erdöl und Erdgas (Mrd. t SKE).

Quelle: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), BGR Energiestudie

2021, Hannover, Februar 2022

Abb. 6: Weltweite Verteilung der Kohlereserven

in Mrd. t SKE

Naher

Osten

161

GUS

88**

29

„Strategische Ellipse“

62 % der weltweiten

Erdöl- und Erdgasreserven

Austral-Asien

9

21

Australien

* einschließlich nicht-konventionelle Reserven

** davon 62 Mrd. t SKE Russland

Quelle: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), BGR Energiestudie 2021, Hannover, Februar 2022

104

Bild 5

Steinkohlen weltweit breit gestreut. Sie lagern zum

größeren Teil in politisch stabilen Regionen, wie

Nordamerika und im Raum Asien/Pazifik (Abb. 6).

Die Versorgung Deutschlands mit Rohöl erfolgte

2021 aus insgesamt 30 Staaten. Die fünf wichtigsten

Lieferländer waren Russland, USA,

Kasachstan, Norwegen und Großbritannien. Auf

Russland entfielen 34 % der Rohöleinfuhren. 17 %

der importierten Rohölmengen stammten aus

OPEC-Mitgliedstaaten. 3

In den letzten drei Jahrzehnten

hat sich der Anteil der OPEC an der Rohölversorgung

Deutschland, der 1990 noch bei 41 %

gelegen hatte, zwar verringert. Im Gegenzug haben

die Lieferungen aus Russland ein verstärktes

Gewicht bekommen.

Bei der Versorgung des deutschen Marktes mit

Erdgas dominieren zwei Staaten. Das sind Russland

und Norwegen. Eine besonders starke Position hat

Russland inzwischen erreicht. Die Lieferungen aus

Russland waren im Jahr 2021 mit 55 % an den

Erdgaseinfuhren bzw. 52 % am Gesamtaufkommen

(einschließlich Inlandsförderung) beteiligt. Auf

Norwegen entfielen 30 % des Aufkommens. Die

Lieferungen aus den Niederlanden haben sich in

den vergangenen Jahren deutlich vermindert –

zugunsten eines wachsenden Anteils von Russland.

2021 lag der Anteil der Niederlande am Erdgasaufkommen

Deutschlands bei 8 %. Neben den aus

diesen Herkunftsländern per Pipeline nach

Deutschland gelieferten Erdgasmengen entfielen

etwa 5 % auf LNG-Mengen, die über Terminals in

den Niederlanden und in Belgien angelandet und

von dort über das bestehende Pipelinenetz nach

Deutschland verbracht wurden. Innerhalb der

vergangenen zehn Jahre hat sich der Anteil der

Lieferungen Abb. 7: Erdgasaufkommen aus Russland stark zur Versorgung vergrößert. in (Abb. Deutschland 7)

nach der Herkunft 2011 und 2021 im Vergleich


13

192

Braunkohle

Steinkohle

1

Mittel- und

Südamerika

8

Europa

23* 24

1

Afrika

12

**

46 GUS

114***

Indien 2

87

2

sonstiges

Asien

2

VR

China

111

insgesamt: 766 Mrd. t SKE

davon Steinkohle: 642 Mrd. t SKE

Braunkohle: 124 Mrd. t SKE

4

Indonesien

7

20

Australien

24

68

3 1

Neuseeland

2011

DK/GB/Sonstige

Nordamerika

6%

13%

Inlandsförderung

22%

Niederlande

27%

Norwegen

Russland

32%

2021

Inlandsförderung

Niederlande

5%

8% 5% LNG

Norwegen

30%

Russland

52%

* davon 11 Mrd. t SKE Deutschland *** darunter 54 % Russland, 24 %, Ukraine und 19 % Kasachstan

** davon 45 Mrd. t SKE Russland und 1 Mrd. t SKE Ukraine

Quelle: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), BGR Energiestudie 2021, Hannover, Februar 2022

Bild 6

Quelle: BAFA und eigene Schätzung

Bild 7

| Abb. 6

Weltweite Verteilung der Kohlereserven (Mrd. t SKE).

(Quelle: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), BGR Energiestudie

2021, Hannover, Februar 2022)

| Abb. 7

Erdgasaufkommen zur Versorgung in Deutschland nach der Herkunft 2011 und 2021

im Vergleich.

(Quelle: BAFA und eigene Schätzung)

3 Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (2020): RohölINFO Dezember 2021 (Rohölimporte). Eschborn, 2022



Abb. 8: Deutsche Steinkohlenimporte 2021


Kraftwerkskohle: 25,8 Mio t Kokskohle: 11,9 Mio t


Kolumbien

9%

USA 13%

Südafrika

4%

Sonstige

4%

Russland 70%

Quelle: Statistisches Bundesamt, Außenhandelsstatistik, März 2022

| Abb. 8

Deutsche Steinkohlenimporte 2021.

(Quelle: Statistisches Bundesamt, Außenhandelsstatistik, März 2022)

Bei Steinkohle stellt sich die Importstruktur nach

Lieferländern differenziert dar – abhängig von der

Kohlenart. Knapp zwei Drittel der Einfuhren

entfallen auf Kraftwerkskohle. In diesem Markt

hält Russland mit 70 % einen dominierenden

Anteil. Im Unterschied dazu handelt es sich bei den

wichtigsten Lieferanten von Kokskohle um Australien

und USA. Russland steht bei dieser – bevorzugt

in der Stahlindustrie genutzten Kohlenart – an

dritter Stelle in der Rangliste der für Deutschland

wichtigsten Herkunftsländer (Abb. 8). An den

gesamten Steinkohlen-Einfuhren Deutschlands im

Jahr 2021 waren die Lieferungen aus Russland mit

50 % beteiligt.

Außenwirtschaftliche Energierechnung

Deutschlands

2021 wurden Energieträger im Wert von

104,9 Mrd. € nach Deutschland importiert. Dies

entspricht 8,7 % gemessen an den gesamten

Australien

45%

Kanada

11%

Russland

12%

USA 31%

Einschließlich Anthrazit, Briketts und Koks beliefen sich die Gesamteinfuhren an Steinkohle

2021 auf 41,1 Mio. t.

Energieträger 1990 2000 2010 2021

Saldo aus Importen und Exporten in Mrd. €

Kohle

Erdgas

Erdöl

Uran

Strom

- 0,3

3,5

15,8

0,2

0,0

1,3

7,7

29,6

0,1

0,0

4,5

20,2

50,5

0,8

- 1,1

| Tab. 2

Außenwirtschaftliche Energierechnung der Bundesrepublik Deutschland.

4,7

28,3

37,9

- 0,2

- 2,2

Insgesamt 19,2 38,7 74,9 68,4

Warenimporten der Bundesrepublik Deutschland

von 1.202,2 Mrd. € im Jahr 2021. Abzüglich der

Energieexporte in Höhe von 36,5 Mrd. € belief sich

die Energierechnung Deutschlands (netto) auf

68,4 Mrd. €. Dies stellt mehr als eine Verdreifachung

im Vergleich zum Jahr 1990 dar (Tab. 2). Im

Jahr 2022 könnte die Netto-Energierechnung

Deutschlands erstmals die 100 Mrd. €-Marke überschreiten.

Die Entwicklung der außenwirtschaftlichen Energierechnung

wird – neben der Menge und der

Struktur der eingeführten Energieträger – vor

allem durch die Preise auf den internationalen

Märkten bestimmt. Rohöl kommt unverändert eine

Leitfunktion zu (Abb. 9). Neben den in US$

notierten Weltmarktpreisen spielt die Entwicklung

des Wechselkurses des € im Vergleich zum US$ eine

wichtige Rolle für die Höhe der Importpreise für

Energierohstoffe. Die Entwicklung der Einfuhrpreise

für Rohöl, Erdgas und Steinkohle – umgerechnet

auf einen einheitlichen Heizwert und

ausgedrückt in € – ist für den Zeitraum 1990 bis

Anfang 2022 in Abb. 10 ausgewiesen.

Energie-Importabhängigkeit im

internationalen Vergleich

Sonstige 1%

Im internationalen Vergleich gehört Deutschland

zu der Gruppe von Staaten, die durch einen

geringen Selbstversorgungsgrad, also durch eine

hohe Abhängigkeit von Importen, gekennzeichnet

sind. Bei einem Vergleich innerhalb der




140

120

100

80

60

40

20

Abb. 9: Entwicklung Rohölpreis

in USD/Barrel

Abb. 10: Entwicklung ausgewählter Primärenergiepreise

frei deutsche Grenze

| Abb. 9

Entwicklung Rohölpreis (in USD/Barrel).

(Quelle: EIA und MWV)

€/t SKE

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Iranische

Revolution

Yom Kippur Krieg

OPEC-Embargo

Krieg Iran-

Irak

Überfall Irak

auf Kuwait

Offizieller Preis für Saudi Arabian Light (bis 1973/74)

Rohöl

Unruhen in Venezuela

Militäraktionen im Irak

Erdgas

Unruhen in Nord-afrika/Naher Osten

Verstärkte Nachfrage Finanz-investoren

auf Rohstoffmärkten

Schwache Nachfrage

bei hohem Angebot

Konflikt Libanon/Israel;

Pipeline-Leckagen Alaska

Hurrikans im Golf von Mexiko

Lieferstörungen Irak/Nigeria

Nachfrageanstieg, insb. China

Finanz- und Wirtschaftskrise:

Abschwächung Nachfrage

Krisen in

Venezuela und

Libyen

Net-Back-Preise

Überangebot u.a. wegen

0

eingeführt Asien-Krise Bedarf < Angebot Rezession

Nachfrageeinbruch Corona

Jan 70 Jan 75 Jan 80 Jan 85 Jan 90 Jan 95 Jan 00 Jan 05 Jan 10 Jan 15 Jan 20

Durchschnittlicher Weltmarktpreis für Rohöl (fob)

Steinkohle

(Kraftwerkskohle)

Einmarsch Russland

in die Ukraine

Produktionskürzungen

OPEC

bei robuster

Nachfrage

Preiskrieg zwischen

Saudi Arabien und

Russland sowie

Nachfrageeinbruch

wegen Corona-Krise

Bild 1


| Quelle: Abb. 10 Statistisches Bundesamt: Rohöl und Erdgas; Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle sowie VDKi: Steinkohle

Entwicklung ausgewählter Primärenergiepreise frei deutsche Grenze.

(Quelle: Statistisches Bundesamt: Rohöl und Erdgas; Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle sowie VDKi: Steinkohle)

G20, also zwischen den zwanzig weltweit wirtschaftsstärksten

Staaten bzw. Staatenverbünden,

stellt sich die Situation wie folgt dar: 4

p Der Kategorie mit einem geringen Selbstversorgungsgrad

(Anteil der heimischen Energien

geringer als ein Drittel gemessen am Primärenergieverbrauch)

sind Italien, Türkei, Japan,

Südkorea sowie Deutschland zuzuordnen. Allerdings

weist beispielsweise Japan eine deutlich

breitere Diversifizierung als Deutschland sowohl

hinsichtlich der genutzten Energietechnologien

als auch in Bezug auf die Herkunftsländer für

die Energieimporte auf. Der Anteil Russlands an

den Energiebezügen Japans liegt mit 4 % bei Öl,

9 % bei Gas und 12 % bei Kohle deutlich unter

den für Deutschland genannten Werten.

p Einen Selbstversorgungsgrad zwischen 50 und

90 % weisen Frankreich – dort wegen des hohen

Anteils der Kernenergie – sowie Großbritannien,

Indien, China, Mexiko und Argentinien auf.

Auch die EU-27 liegt mit einem Anteil inländischer

Förderung (einschließlich Kernenergie)

am Primärenergieverbrauch von 55 % in dieser

Spannweite.

4 International Energy Agency (2021): World Energy Balances. Paris, 2021





p In den USA und in Brasilien entspricht die

inländische Erzeugung in Summe praktisch der

Höhe des Verbrauchs. Seit 1953 waren die USA

Netto-Importeur von Energie. Die Versorgung

über die Weltmärkte, die mit Öl insbesondere

aus dem Mittleren Osten gespeist wurde, spielte

eine essentielle Rolle. Diese Abhängigkeit ist

Vergangenheit. Im Zuge der stark gewachsenen

und weiter steigenden Öl- und Gasförderung

sind die USA seit 2020 zum Netto-Exporteur

von Energie geworden. 5

p Nettoexporteure aus dem Kreis der G20 sind

Kanada, Australien, Indonesien, Russland und

Saudi-Arabien. Auch in Südafrika übersteigt

die Förderung den Verbrauch des Landes. Eine

Netto-Exportbilanz weist Australien insbesondere

bei Steinkohle und daneben bei Erdgas

auf. Bei Kanada sind es Erdöl und Erdgas sowie

außerdem – wenn auch in deutlich geringerem

Umfang – Steinkohle. Die USA sind bei Steinkohle

und inzwischen zusätzlich bei Erdgas

Netto-Exportland. Indonesien exportiert insbesondere

Kohle und daneben auch Erdgas.

Südafrika ist zwar stark von Öl- und Erdgasimporten

abhängig; allerdings übersteigt die

Gewinnung an Steinkohle die Nachfrage im

eigenen Land deutlich. Per Saldo ist die heimische

Energieproduktion in etwa so hoch wie

der gesamte Energieverbrauch des Landes.

Russland ist Nettoexporteur von Öl, Erdgas und

Steinkohle. Saudi-Arabien exportiert drei

Viertel der geförderten Erdölmengen. 6

Mit der Beendigung der Nutzung der Kernenergie

Ende 2022 und dem schrittweisen

Ausstieg aus der Kohleverstromung bis spätestens

Ende 2038 wird sich die Abhängigkeit

Deutschlands von Energieimporten künftig

weiter vergrößern, zumal die inländische Ölund

Erdgasförderung voraussichtlich noch

weiter abnehmen. Zwar wird sich der Beitrag der

erneuerbaren Energien, die 2021 mit 16 % an

der Deckung des Primärenergieverbrauchs in

Deutschland beteiligt waren, weiter erhöhen.

Der Anstieg wird insbesondere durch den fortgesetzten

Ausbau von Wind- und Solaranlagen

bewirkt. Diese sich abzeichnende Entwicklung

macht aufgrund der fluktuierenden Darbietung

dieser erneuerbaren Energieformen die

verstärkte Nutzung von Speichermöglichkeiten

erforderlich.

Unverzichtbarkeit von Erdgas als kurzund

mittelfristige Brücke

Die Bedeutung von Erdgas zur Energieversorgung

in Deutschland hat sich in den vergangenen Jahrzehnten

kontinuierlich erhöht. War dessen Beitrag

1973 noch auf 8,7 % begrenzt, so kletterte der

Anteil bis 1990 auf 15,4 %, lag im Jahr 2000 bei

20,7 % und im Jahr 2010 bei 22,3 % und erreichte

2021, gemessen am Primärenergieverbrauch,

26,8 %. Damit hat sich Erdgas zum zweitwichtigsten

Energieträger in Deutschland entwickelt.

Mineralöl steht trotz der verzeichneten Einbußen

an erster Stelle. Die erneuerbaren Energien halten

inzwischen den dritten Rang. 7

Erdgas wird in Deutschland vor allem energetisch

genutzt (Abb. 11). Haupteinsatzbereich ist die

Erzeugung von Wärme. Hierzu wird Erdgas in

privaten Haushalten, im Sektor Gewerbe/Handel/

Dienstleistungen (GHD) sowie in der Industrie

genutzt. Eine weitere energetische Nutzung von

Erdgas stellt dessen Umwandlung in Strom und

Fernwärme dar. Im Verkehrssektor kommt Erdgas

lediglich eine Nischenfunktion zu.

Die Industrie (Bergbau und Verarbeitendes

Gewerbe) ist in Deutschland der Sektor mit der

stärksten Erdgas-Nachfrage. 2021 waren dies

372,5 TWh entsprechend einem Anteil von 37,2 %

am gesamten Erdgasabsatz von 1.001,0 TWh. Mehr

als ein Viertel der energetischen Nutzung von

Erdgas in der Industrie entfällt auf die Chemie, vor

allem auf die Grundstoffchemie. Gemessen an der

Höhe des Verbrauchs folgen die Branchen Ernährung,

Papier, Metallerzeugung, Glas und Keramik,

Verarbeitung von Steinen und Erden, NE-Metalle/

Gießereien, Metallbearbeitung, Fahrzeugbau sowie

Maschinenbau.

In der Industrie dient die energetische Nutzung von

Energie vor allem der Bereitstellung von Prozesswärme.

Auf diesen Anwendungsbereich entfielen

2020 rund 86,5 % des gesamten Endenergieverbrauchs

der Industrie. Raumwärme- und Warmwasserbereitung

machten zusammen 10,8 % aus.

Für mechanische Energie wurden 2,7 % benötigt.

Vor allem in der Chemischen Industrie hat neben

der energetischen auch die stoffliche Verwendung

von Erdgas Relevanz. Etwa 30 % des von der Chemischen

Industrie genutzten Erdgases dienen diesem

Zweck. Beispiele sind die Gewinnung von

5 Energy Information Administration (2022): Annual Energy Outlook 2022. Washington DC, 2022

6 BP (2021): BP Statistical Review of World Energy. London, July 2021

7 Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen: Auswertungstabellen zur Energiebilanz Deutschland. Stand: September 2021 sowie Jahresbericht 2021, März 2022



Abb. 11: Energetische Nutzung von Erdgas in den


Kundengruppen. Die Anwendung in den Wärmebereichen

dominiert.

Mechanische

Energie 3%

Quelle: bdew und AG Energiebilanzen

| Abb. 11

Energetische Nutzung von Erdgas in den Kundengruppen. Die Anwendung in den Wärmebereichen dominiert.

(Quelle: bdew und AG Energiebilanzen)

Ammoniak (zur weiteren Herstellung von Düngemitteln),

von Methanol (als Grundstoff zur Essigsäureherstellung

und Biodieselproduktion) oder

zur Herstellung von Wasserstoff.

Der Erdgasverbrauch der privaten Haushalte belief

sich 2021 auf 312,1 TWh. In diesem Sektor dient

Erdgas vornehmlich der Wohnungsbeheizung. Seit

Anfang der 1990er Jahre hat Erdgas das Heizöl als

wichtigste Energiequelle für die Wohnungsbeheizung

abgelöst. 49,5 % des Wohnungsbestandes in

Deutschland wurden 2021 mit Erdgas beheizt.

Inzwischen ist Heizöl nur noch in 25 % des

Wohnungsbestandes die primäre Heizenergie. Es

folgen Fernwärme mit 14 %, Strom- und Elektro-

Wärmepumpen mit jeweils knapp 3 % und sonstige

Energien, wie Holz, Holzpellets, sonstige Biomasse,

und Kohleprodukte, mit 6 %.

Im Durchschnitt der letzten zehn Jahre (2012 bis

2021) lag der Erdgas-Verbrauch der privaten Haushalte

relativ stabil bei rund 300 TWh pro Jahr.

Schwankungen um diesen Durchschnittswert

erklären sich vor allem durch die jeweiligen Temperaturverhältnisse

in den einzelnen Heizperioden.

2020 entfielen 83,8 % des Endenergieverbrauchs

an Erdgas im privaten Haushaltssektor auf die

Deckung der Raumwärme. 15,4 % dienten der

Warmwasser-Bereitung und 0,9 % sind dem Anwendungsbereich

Mechanische Energie zuzurechnen.

Prozesswärme 1%

Warmwasser 5%

Prozesswärme 12%

Klimatisierung 1%

Bei Wohnungs-Neubauten ist der Anteil von Erdgas

zugunsten von Strom (vornehmlich Elektro-

Wärmepumpen) seit 2015 zurückgegangen. Er lag

2020 aber mit einem Anteil von einem Drittel

immer noch fast gleichauf mit Elektro-Wärmepumpen.

Im Jahr 2021 ist der Anteil der Elektro-

Wärmepumpen bei den neu zum Bau genehmigten

Wohnungen auf 43,6 % gestiegen 8 . Erdgas war mit

26,2 % gleichwohl noch die zweitwichtigste Energiequelle

bei den neu zum Bau genehmigten

Wohnungen. Das bedeutet, dass sich die absolute

Zahl der primär mit Erdgas beheizten Wohnungen

auch in den kommenden Jahren noch weiter

erhöhen wird. Auch bei Fortsetzung der Verbesserung

der Effizienz von Heizsystemen und der energetischen

Sanierung von Gebäuden wird Erdgas

somit in den bevorstehenden Jahren im Haushaltssektor

noch in gegenwärtiger Größenordnung

nachgefragt werden.

Im GHD-Sektor wurden 2021 rund 127,3 TWh

Erdgas verbraucht. Auch in diesem Sektor dient

Erdgas vornehmlich der Deckung des Bedarfs an

Raumwärme. 2020 9 macht der Anteil der Anwendung

für die Raumwärme 81 % aus. Auf Warmwasserbereitung

entfielen 6 %. Prozesswärme kam auf

12 %. Für Klimakälte und Prozesskälte wurde ein

Anteil von 1 % ausgewiesen. Die Anwendung

Mechanische Energie war mit lediglich 0,3 % am

Erdgasverbrauch dieses Sektors beteiligt.

Bild 2


8 bdew, Entwicklung der Beheizungsstruktur im Wohnungsneubau: 10-Jahre-Rückblick bis heute, 17. März 2022

9 Die Zahlen für 2021 lagen noch nicht vor.





Gas

Strom

Gasanschluss

Neu

GuD

„Brownfield“

oGT/Gasmotor

„Brownfield“

2022 2023 2024 2025 2026 2027

Fortgeschrittene

Planung Kraftwerk

führt zu

erkennbarem

Planungsbedarf

auf der Gasseite.

Bebauungsplan

EPC

BImSch

G etc.

Bebauungsplan

EP

C

Bebauungsplan (verbindlicher Bauleitplan):

BImSch

G etc.

Instrument Bebauungsplan der Raumplanung in Deutschland (verbindlicher (Langform: Bauleitplan): Gesetz zum Schutz Instrument vor schädlichen der Raumplanung in Deutschland

oGT: offenes Gasturbinen-Kraftwerk

EPC: Engineering, EPC: Procurement Engineering, and Construction, Procurement Umwelteinwirkungen and Construction, durch Luftverunreinigungen, kurz EPC, (zu Deutsch: Detail-Planung

kurz EPC, (zu Deutsch: Detail-Planung und Kontrolle, und Kontrolle,

Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge)

Beschaffungswesen, Ausführung der Bau- und Montagearbeiten)

Beschaffungswesen, Ausführung der Bau- FID: Final Investment Decision (endgültige

BImSchG: Bundes-Immissionsschutzgesetz (Langform: Gesetz zum Schutz vor schädlichen

Montagearbeiten)

Investitionsentscheidung)

Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und

| Abb. 12

ähnliche Vorgänge)

Typischer Zeitplan für ein gasbefeuertes Kraftwerk.

FID: Final Investment Decision (endgültige Investitionsentscheidung)

GuD: Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk

Demgegenüber oGT: hält offenes mechanische Gasturbinen-Kraftwerk

Energie im der Stromerzeugung auf Basis von Erdgas (2020:

Verkehrssektor einen Anteil von 100 % am Erdgasverbrauch.

Allerdings ist der Einsatz von Erdgas im

16,5 %).

Verkehrssektor mit 2,0 TWh im Jahr 2021 sehr Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD-Anlagen)

gering. 2021 hat der Bestand an Fahrzeugen, die erzielen unter allen fossil befeuerten Kraftwerksarten

die höchsten Wirkungsgrade. Inzwischen

mit komprimiertem Erdgas (CNG) bzw. mit verflüssigtem

Erdgas (LNG) angetrieben werden, in werden bei Neubau-Anlagen Wirkungsgrade von

Deutschland erstmals die Marke von 100.000 überschritten.

Die gut 80.000 mit Erdgas betriebenen Erzeugung von Strom und Wärme (KWK-Anlagen)

60 % und mehr erreicht. In Anlagen mit zeitgleicher

Pkw machen mehr als 80 % des Gesamtbestandes werden sogar Wirkungsgrade von mehr als 80 %

dieser Fahrzeugkategorie aus.

realisiert. Ein weiterer Vorteil von GuD-Anlagen

besteht in der vergleichsweise kurzen Anfahrzeit

dieses Kraftwerkstyps sowie in der großen Flexibilität,

auf Laständerungen schnell zu reagieren. Diese

Anwendungsvorteile gewinnen mit fortgesetztem

Ausbau von Anlagen auf Basis Wind und Sonne mit

fluktuierender Einspeisung von Strom zunehmend

an Bedeutung.

Zur Stromerzeugung (einschließlich BHKW, aber

ohne Industriekraftwerke gerechnet) wurden in

Deutschland 2021 rund 91,1 TWh Erdgas eingesetzt.

Im Verlauf der vergangenen zehn Jahre war

folgende Entwicklung zu verzeichnen: Die zur

Stromerzeugung eingesetzten Erdgasmengen

waren von 2010 bis 2015 um fast ein Drittel

gesunken. In der Folge war allerdings bis 2020 ein

Wiederanstieg zu verzeichnen. 2020 lag der Erdgaseinsatz

zur Stromerzeugung um mehr als 50 % über

dem vergleichbaren Stand des Jahres 2015 und

überschritt damit das Niveau des Jahres 2010.

Entscheidende Gründe waren die in der zweiten

Hälfte des vergangenen Jahrzehnts gesunkenen

Erdgaspreise und die gestiegenen Notierungen für

CO 2 -Emissionszertifikate. Damit konnten Gaskraftwerke

erhebliche Anteile von Kohleverstromung

verdrängen. Angesichts der 2021 stark gestiegenen

Erdgaspreise kehrte sich diese Entwicklung allerdings

wieder um. So basierten 2021 rund 15,3 %

Planfeststellungsverfahren

(zwei bis drei Jahre)

Genehmi

-gung

Genehmi

-gung

FID

BImSchG: Bundes-Immissionsschutzgesetz

Bau

Bau der Pipeline

(ca. 1 Jahr)

Bau

Inbetriebnahme

GuD: Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk

Inbetriebnahme

Daneben kann Erdgas in Gasturbinen in Strom

umgewandelt werden. Durch den Verzicht auf

Dampfturbinen brauchen diese Anlagen weder Kühltürme

noch aufwändige Anlagen zur Rauchgasreinigung,

da bei Verbrennung im Unterschied zu anderen

fossilen Brennstoffen kaum Asche frei-gesetzt wird.

Die Anlagen haben zudem den Vorteil, dass sie in

relativ kurzer Zeit errichtet werden können und die

Herstellungsinvestitionen im Vergleich zu Dampfkraftwerken

mit vergleichbarer Leistung deutlich

geringer sind. Der Nachteil dieser Anlagen ist der im

Vergleich zu GuD-Kraftwerken deutlich niedrigere

Wirkungsgrad, der mit höheren spezifischen



Der 10-Punkte-Plan der IEA


Keine neuen Gaslieferverträge

mit Russland

Ersetzen russischer

Lieferungen durch Gas

aus alternativen Quellen

Einführung von

Mindestspeicherverpflichtungen

Beschleunigung neuer

Wind- und Solarprojekte

| Abb. 13

Der 10-Punkte-Plan der IEA.

Quelle: (Quelle: Basierend auf IEA, IEA, März März 2022) 2022

Brennstoff- und CO 2 -Zertifikate-Kosten verbunden

ist. Allerdings hat dieser Nachteil nicht in allen

Anwendungsfällen ein hohes Gewicht: für Anlagen,

die nur sehr wenige Betriebsstunden im Jahr

aufweisen z. B. als Netzreserve steht der beträchtliche

Mehraufwand einer GuD-Anlage in keinem

guten Verhältnis zur Nutzung der einfacheren

Gasturbine.

Quelle: Basierend auf IEA, März 2022

Zur Fernwärme-/Kälteversorgung (einschließlich

BHKW) wurden 2021 rund 94,1 TWh Erdgas eingesetzt.

Dies erfolgt zu etwa zwei Drittel in Heizkraftwerken

mit Wirkungsgraden über 80 %. Erdgas ist

der dominante Energieträger zur Versorgung mit

Fernwärme. An der Beheizung des Wohnungsbestandes

in Deutschland ist die Fernwärme – wie

erwähnt – mit 14 % beteiligt.

Perspektivisch wird Erdgas bei der Verstromung

wichtiger werden. Die im Jahr 2030 notwendige

steuerbare Leistung beläuft sich nach den Analysen

des EWI auf 71 GW. Im Falle eines Ausstiegs aus der

Kohleverstromung bis 2030 müsste bis 2030 ein

Nettozubau von 23 GW wasserstofffähiger Gaskraftwerke

erfolgen. Neben der gegenwärtig installierten

Gas-Leistung von 31,7 GW werden vom EWI 8 GW

Leistung auf Basis Biomasse, 5 GW auf Basis Wasserkraft

und 3 GW auf Basis sonstiger konventioneller

Energien ausgewiesen. Der mit einem Zubau von

23 GW wasserstofffähiger Gaskraftwerkskapazität

gewährleisteten steuerbaren Leistung von insgesamt

71 GW stünde eine Nachfragespitze von 95 GW im

Jahr 2030 gegenüber. 10

Dies wurde mittlerweile auch von der Politik erkannt.

Die Umsetzung eines beschleunigten Kohleausstiegs

und die Einhaltung der verschärften Klimaziele

erfordert laut Koalitionsvertrag von SPD, Bündnis

90/DIE GRÜNEN und FDP – neben dem massiven

Ausbau der erneuerbaren Energien – „die Errichtung

1

2

3

4

Beschleunigte Verbesserung

der Energieeffizienz in

Gebäuden und

in der Industrie

Beschleunigter Ersatz

von Gaskesseln durch

Wärmepumpen

Kurzfristige Maßnahmen,

um schutzbedürftige

Verbraucher vor hohen

Preisen zu schützen

Maximierung der

Stromerzeugung aus

vorhandenen, abschaltbaren,

emissionsarmer Quellen

8

7

6

5

Vorübergehende

Thermostateinstellung

durch die Verbraucher

Diversifizierung und

Dekarbonisierung der

Flexibilitätsquellen

des Stromsystems

Der 10-Punkte-Plan der IEA für

die Europäische Union

vom März 2022

moderner Gaskraftwerke, um den im Laufe der

nächsten Jahre steigenden Strom- und Energiebedarf

zu wettbewerbsfähigen Preisen zu decken.“ Zur

Gewährleistung dieses Ausbaus bedarf es ausreichender

Investitionsanreize, damit ein marktgetriebener

Prozess von Planung, Genehmigung und Bau

entsprechender Anlagen in Gang kommt. Es bestehen

allerdings Zweifel, dass dies über das gegenwärtig in

Deutschland bestehende Marktdesign erreicht

werden kann. 11

Angesichts der vergleichsweise geringen zu erwartenden

Jahresvolllaststunden ist unter alleiniger

Berücksichtigung von Erlösen auf dem Energy-Only-

Markt die Wirtschaftlichkeit entsprechender Investitionen

voraussichtlich nicht gegeben, selbst wenn

Preisspitzen in besonderen Knappheitssituationen

auftreten. Hinzu kommt das unsichere regulatorische

Umfeld. Aktuell ist nicht klar, ob und unter

welchen Bedingungen Investitionen in Gas Infrastruktur

als nachhaltige Investments klassifiziert

werden können. Hinzu kommen weitere Unsicherheiten

in Bezug auf die zukünftige Verfügbarkeit von

grünen Gasen oder Wasserstoff.

Daraus ergibt sich die Notwendigkeit für eine wettbewerblich

organisierte Steuerung des Ausbaus gesicherter

Leistung auf Basis Gas mittels eines Kapazitätsmarktes.

Zur Sicherstellung der Errichtung einer

als ausreichend angesehenen Leistung auf Gasbasis

bis 2030 sind die Weichen für eine Neugestaltung des

Strommarkt-Designs bereits 2022 zu stellen.

Planung, Genehmigungsverfahren und Bau von

Gaskraftwerken erfordern nämlich einen Zeitrahmen

von mindestens sechs Jahren (Abb. 12). Dies

gilt im optimalen Fall, der nicht durch Verzögerungen

beeinträchtigt ist. Dabei sind Gaskraftwerke

auch wesentlich, um die saisonalen Schwankungen

bei der Stromnachfrage zwischen Sommer und

Winter bzw. längere, bis zu überjährlichen

9

10

Bild 14


10 EWI (2021): Auswirkungen des Koalitionsvertrags auf den Stromsektor 2030. Köln, 6.12.2021. URL: https://www.ewi.uni-koeln.de/de/publikationen/auswirkungendes-koalitionsvertrags-auf-den-stromsektor-2030/

11 Energate messenger (2021)



dem 10-Punkte-Plan der IEA



| Abb. 14

Veränderung der Erdgasimporte in die EU nach dem 10-Punkte-Plan der IEA (in Mrd. Kubikmeter).

(Quelle: Basierend auf IEA, März 2022)

Schwankungen im Grünstromangebot zu kompensieren.

Die Perspektiven für Gasimporte

in

Quelle:

die

Basierend

EU

auf IEA, März 2022

Die International Energy Agency (IEA) 12 adressierte

kürzlich in einem 10-Punkte-Plan, wie die Europäische

Union ihre Abhängigkeit von Gasimporten aus

Russland reduzieren kann. Dabei wird kein sofortiger

Ausstieg aus der Nutzung von Erdgas vorgeschlagen,

sondern ein möglichst rascher Wechsel bei

den Bezugsquellen, die effizientere Nutzung von

Erdgas und den Beibehalt existenter bzw. den

forcierten Zubau klimaneutraler Stromerzeugung.

(Abb. 13)

Nach Schätzungen der IEA kann sich durch die

Umsetzung der genannten zehn Maßnahmen, die

Importabhängigkeit der EU deutlich verringern. Im

Jahr 2021 importierte die Europäische Union im

Durchschnitt mehr als 380 Millionen Kubikmeter

(mcm) Gas pro Tag über Pipelines aus Russland, was

etwa 140 Milliarden Kubikmeter (bcm) für das

gesamte Jahr entspricht. Darüber hinaus wurden

rund 15 Mrd. Kubikmeter in Form von verflüssigtem

Erdgas (LNG) geliefert. Die insgesamt 155 Mrd.

Kubikmeter, die aus Russland importiert wurden,

machten im Jahr 2021 rund 45 % der Gaseinfuhren

der EU und fast 40 % ihres gesamten Gasverbrauchs

aus.

Eine Reihe von Maßnahmen könnte dazu führen,

dass der jährliche Bedarf der EU an russischen

Gasimporten innerhalb eines Jahres um mehr als 50

Mrd. Kubikmeter sinkt - eine Reduzierung um mehr

als ein Drittel. Diese Zahlen berücksichtigen die

Notwendigkeit einer zusätzlichen Auffüllung der

europäischen Gasspeicher im Jahr 2022. Weitere

Maßnahmen würden sogar die Importe um mehr als

80 Mrd. Kubikmeter senken, aber zu einer

verlangsamten Reduktion der Treibhausgasemissionen

führen.

Bis 2030 laufen Lieferverträge mit Gazprom im

Volumen von rund 40 Mrd. Kubikmeter aus, womit

sich für die Gasunternehmen in der EU die Möglichkeit

eröffnet, nach alternativen Gaslieferanten zu

suchen.

Die installierten LNG-Importkapazitäten würden

eine Erhöhung der Importe um etwa 60 Mrd. Kubikmeter

erlauben. Das ist allerdings eine rein technische

Betrachtung. In Anbetracht der starken Nachfrage

nach LNG, welche schon 2021 weltweit zu

beobachten war, ist eine kurzfristige Anhebung der

Importmengen um 20 Mrd. Kubikmeter realistisch.

Andere europäische Pipelines können rund 10 Mrd.

Kubikmeter zusätzlich liefern.

Eine wichtige Möglichkeit ist auch die Reduzierung

der Methanleckagen aus europäischen Pipelines. Die

IEA schätzt das Volumen auf rund 2,5 Mrd. Kubikmeter

jährlich ein. Eine kurzfristige Steigerung von

Bioerdgas wird von der IEA nicht erwartet, da die

Vorlaufzeit der dazu nötigen Projekte dem entgegensteht.

Gelingt es, den Zubau an erneuerbaren Energien aus

PV und Wind zu beschleunigen, rechnet die IEA mit

einem Zuwachs der Strommenge um 35 TWh für die

EU. Umgerechnet würde diese eine geringere

Gasnachfrage um 6 Mrd. Kubikmeter bedeuten.

Durch die verlängerte Nutzung von Kernkraftwerken

(20 TWh) und die intensivere Nutzung von Biomasseverstromung

(50 TWh) würden nochmals 13 Mrd.

Kubikmeter Erdgas weniger verbraucht werden.Der

Ersatz von Gasheizungen durch Elektrowärmepumpen

würde zu rund 2 Mrd. Kubikmeter niedrigerem

Gasverbrauch in einem Jahr führen. Zum gleichen

Betrag würde die Umsetzung von

12 International Energy Agency (2022): A 10-Point Plan to Reduce the European Union’s Reliance on Russian Natural Gas. Paris (3 March 2022)




Energieeffizienzmaßnahmen führen. In beiden

Fällen sind jedoch Vorlaufzeiten und der kurzfristig

hohe Bedarf an Handwerkern eine ernstzunehmende

Hürde. Überraschend hoch ist der Hebel durch niedrigere

Heiztemperaturen: Ein Senken der Thermostate

in Gebäuden um lediglich 1° C würde zu einer

Nachfragesenkung um 10 Mrd. Kubikmeter führen.

Insgesamt können also die Gasimporte für Europa

deutlich gesenkt werden – ein Verzicht darauf ist

aber kurzfristig nicht möglich (Abb. 14). Damit

verbunden ist also die Aufgabe für Gasimporteure,

mit neuen Gaslieferanten für Europa und für

Deutschland Verträge auszuhandeln. Hier spielt

Flüssigerdgas eine entscheidende Rolle: die Abhängigkeit

von einzelnen Lieferantenländern wird

hiermit drastisch reduziert, da man Zugriff auf die

global aktiven Anbieter hat. Allerdings ist bedingt

durch Verflüssigung, Transport, Regasifizierung mit

höheren Preisen als für Pipelinegas zu rechnen.

Erschwerend kommt hinzu, dass der globale Wettbewerb

um LNG intensiver ist, da vor allem Teilnehmer

aus den asiatischen Märkten starke Nachfrager sind.

Insgesamt bestehen 13

in der EU-28 rund 212 Mrd.

Kubikmeter Importkapazitäten für Erdgas. Eine

Erweiterung dieser Kapazitäten um die erforderlichen

50 bis 100 Mrd. Kubikmeter entspricht also

einer Steigerung zwischen 25 % und 50 %. GIE stellte

jedoch auch 2019 fest, dass sich LNG-Terminals mit

einer Gesamtkapazität von 109 Mrd. Kubikmeter in

der Planung befinden. Es ist nicht anzunehmen, dass

alle Projekte realisiert werden – allerdings können in

Anbetracht der aktuellen Lage auch weitere Projekte

hinzukommen und die Realisierungswahrscheinlichkeit

der bisherigen Pläne deutlich erhöhen.

Bau von LNG-Terminals in Deutschland

In Deutschland gibt es bereits seit Jahren Diskussionen

um den Bau von LNG-Terminals an den drei

Standorten Brunsbüttel, Wilhelmshaven und Stade.

Die Investitionsentscheidung wurde jedoch aufgrund

der günstigen Bezugsbedingungen von Pipelineerdgas

aus Russland, Norwegen und den Niederlanden

bisher sehr zögerlich entschieden. Das hat

sich nun geändert. Die Umsetzung einer etwaigen

Investitionsentscheidung wird allerdings etwas

dauern. Die Anträge für Brunsbüttel wurden Mitte

2021 gestellt, eine Genehmigung durch das Wirtschaftsministerium

Schleswig-Holstein wird frühestens

im Herbst 2023 erwartet. Sofern diese Genehmigung

nicht durch Klagen in der Umsetzung verzögert

wird, kann bei einer Bauzeit von rund drei

Jahren mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2026

gerechnet werden. Die geplante Kapazität beträgt

rund 8 Mrd. Kubikmeter. Das Jahr 2026 wird auch

für Stade genannt (12 Mrd. Kubikmeter). Das Projekt

in Wilhelmshaven war schon recht fortgeschritten,

bis die Investition zunächst gestoppt wurde – daher

kann bei einer Wiederaufnahme des Projekts sogar

mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2025 gerechnet

werden (bis zu 10 Mrd. Kubikmeter). Inzwischen gibt

es sogar zunehmend Bestrebungen, die Genehmigungsverfahren

schneller ablaufen zu lassen, damit

die Inbetriebnahme der LNG-Terminals zu einem

früheren Zeitpunkt stattfindet. In der Zwischenzeit

kann Deutschland auf bestehende LNG-Terminals

innerhalb Europas zugreifen und über das dichte

europäische Pipelinenetz das regasifizierte Erdgas

importieren. Durch die in Deutschland vorhandenen

Gasspeicher kann der Importbedarf verstetigt

werden, wodurch saisonale Schwankungen kompensiert

werden können.

Die IEA betont die Rolle von Gasspeichern und

schlägt Mindestspeicherverpflichtungen vor, um die

Widerstandsfähigkeit der Gasmärkte zu stärken. Die

Bundesregierung plant aktuell (Stand Ende März

2022), im April ein Gesetz zu beschließen, bei

welchem Mindestfüllstände für die deutschen

Gasspeicher vorgeschrieben werden. Demnach

sollen die Füllstände zum 1. August bei 65 % liegen,

zum 1. Oktober bei 80 % und zum 1. Dezember bei

90 %. Anfallende Kosten werden dann über die Netzentgelte

auf die Gasverbraucher umgelegt.

Der globale Markt für Flüssigerdgas (LNG)

Flüssigerdgas (LNG) spielt schon seit Jahrzehnten

eine wichtige Rolle in der weltweiten Erdgasversorgung.

Eine erste Anwendung erfolgte bereits 1940 in

Cleveland, Ohio, zur Speicherung von Erdgas auf

möglichst kleinem Raum („peak shaving“). Die erste

experimentelle LNG-Fracht erreichte 1959 Canvey

Island in Großbritannien, und nur fünf Jahre später,

d. h. 1964, versorgten die staatlichen Erdgasförderunternehmen

von Algerien und später Libyen die

europäischen Länder Frankreich (ab 1972), Großbritannien

(ab 1984), Italien (ab 1971) und Spanien (ab

1969) mit LNG. Der erste LNG-Import nach Japan

begann 1969. Die ersten Importe nach Südkorea

erfolgten 1974, nach Taiwan 1990. Australien

begann 1991 mit dem Export von LNG und Trinidad

und Tobago 1999.

Der große Durchbruch für LNG erfolgte Mitte des

ersten Jahrzehnts dieses Jahrhunderts als Folge der


13 Gas Infrastructure Europe GIE, LNG Map 2019, May 2019



Abb. 15: LNG Importeure und ihre Quellen


Europa

Japan


China

| Quelle: Abb. 15 BP Statistical Review of World Energy 2021

LNG-Importeure und ihre Quellen (in Mrd. Kubikmeter).

(Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2021)

Schiefergas-Revolution in den USA. Die starke Veränderung

des Gleichgewichts zwischen Angebot und

Nachfrage in den USA führten zu einem starken Interesse

von US-Firmen an Gas-Exporten. Parallel dazu

exportieren auch die Gasförderländer am Golf

verstärkt LNG. In beiden Fällen war Asien der interessante

Zielmarkt, da hier die Gasnachfrage sehr

stark wuchs. Den Vorsprung Asiens bei LNG-

Importen kann man Abb. 15 entnehmen: hier wird

deutlich, dass alleine die drei Länder China, Japan

und Südkorea bei den LNG-Importen Europa deutlich

überflügeln. Trotz der jetzigen Sondersituation,

dass Pipelineimporte nach Europa durch LNG

kompensiert werden müssen, kann davon ausgegangen

werden, dass die Gasnachfrage in Asien das

europäische Nachfragewachstum in den Schatten

stellen werden – sofern also nicht auch Exportkapazitäten

für LNG stark ausgebaut werden, ist nicht mit

sinkenden LNG-Preisen zu rechnen.

Der große Vorteil von LNG im Unterschied zu

leitungsgebundenem Gas ist die Angebotsvielfalt:

LNG kann aus einer Reihe von Exportländern geliefert

werden, so dass es zu keiner Abhängigkeit von

einem einzelnen Lieferantenland führen kann. Das

kann u.U. auch eine Rolle für zukünftige Wasserstoffimporte

spielen: Importe per Schiff können hier

als die flexiblere und damit attraktivere Lösung

gesehen werden. Bei LNG hat man aktuell die Wahl

zwischen 20 Exportländern (Abb. 16), wobei die drei

größten Exporteure Australien, Katar und die USA

einen Marktanteil von zusammen über 55 % haben.

Südkorea

Zum Verschiffen des LNG stehen knapp 650 Schiffe

zur Verfügung.

Moderne Technologie erlaubt sogar weitergehende

Flexibilisierungsmöglichkeiten: die Prelude von

Shell ist ein Floating LNG-Schiff (FLNG), d. h. das

Schiff ermöglicht die Erdgasförderung auf dem Meer,

die Verflüssigung und Speicherung auf dem Schiff.

Frachtschiffe können dann von der Prelude mit LNG

beladen werden. Analog gibt es auch FSRU, Floating

Storage and Regasification Units. Das sind schwimmende

LNG-Terminals mit integrierter Regasifizierung.

Diese Form des Anlandeterminals kann z. B.

eingesetzt werden, bis ein landgestütztes LNG-

Terminal fertiggestellt worden ist.

Der inzwischen recht liquide LNG-Markt führt seit

einigen Jahren zu zunehmenden Preisgleichheiten

weltweit – allerdings immer unter Einbezug der

Transportkosten, die natürlich stark von der Länge

des zurückzulegenden Frachtweges abhängen. Die

typischen Kosten für eine LNG-Fracht an einem

Anlandehafen bestehen aus den relevanten Marktpreisen

für Erdgas am Verladehafen (z. B. Henry Hub

für die LNG hubs Sabine Pass oder Cameron), die

Transportkosten des Erdgases zum Verladehafen,

Kosten für Verflüssigung des Erdgases und der

Schiffsbeladung, die Frachtkosten, Treibstoffkosten,

„boil off“ (Verluste während des Transportes),

etwaige Kanalgebühren (z. B. Panama-Kanal für

Exporte von der Ostküste der USA nach Asien) und

die Regasifizierungskosten. Der intensivere Handel



Abb. 16: Übersicht zum globalen LNG-Markt


Nachfrageseite

43 Importländer 20 Exportländer

| Abb. 16

Übersicht zum globalen LNG-Markt.

1 MTPA 1 MTPA = million tonnes tonnes per per annum annum . . . . . . . . 1 million tonnes LNG = 48.0279467 bcf

1 million (Quelle: tonnes GIIGNL GROUPE LNG = INTERNATIONAL 48.0279467 bcf DES IMPORTATEURS DE GAZ NATUREL LIQUÉFIÉ https://giignl.org , Annual Report 2021)

mit LNG weltweit hat zu einer Parallelisierung der

Preise an den Großhandelsmärkten für Erdgas

geführt. In Folge wird der europäische Gashandel

noch stärker als bisher auf globale Gaspreisentwicklungen

reagieren. Im letzten Jahr war dies (sogar

noch gedämpft) der Fall, als viele asiatische Länder

ihre leeren Gasspeicher nach einem kalten Winter

auffüllten und in Erwartung eines weiteren kalten

Winters sehr rasch sehr hohe Mengen auf dem Weltmarkt

kauften. Eine Sonderrolle spielt hier Japan, da

die weggefallende nukleare Stromerzeugung durch

Gaskraftwerke ersetzt wurde – und damit die Nachfrage

nach LNG sowie die Zahlungsbereitschaft sehr

hoch ist.

Teilweise können die LNG-Importe – ausreichende

Regasifizierungskapazitäten vorausgesetzt – auch

Gasspeicher partiell unterstützen, da saisonale

Schwankungen mit erhöhten LNG-Importen beantworten

werden können. Ebenso können LNG-Schiffe

auch als schwimmender Gasspeicher genutzt

werden, wenn man bereit ist die Chartergebühren

für den benötigten Zeitraum zu zahlen.

Die Perspektive für Wasserstoffimporte

Der globale Handel mit LNG kann in vielerlei Hinsicht

als Vorläufer eines globalen Handels mit Wasserstoff

oder mit Energieträgern auf Basis von neutral produziertem

Wasserstoff. Experten sehen aktuell nicht

nur Wasserstoff als möglichen Energieträger für

Exporte, sondern ebenso synthetisches Methan,

Methanol, Ammoniak oder andere synthetische

Treib- und Brennstoffe. Diese „synfuels“ werden mit

Angebotsseite

947 MTPA 1 Regasifizierungskapazität insgesamt 454 MTPA Verflüssigungskapazität insgesamt

71% der globalen LNG-Nachfrage kommt aus Asien 41% der globalen Lieferungen aus dem pazifischen

Becken

Die größten 5 Importländer:

• Japan (74,43 MTPA; 20,9%)

• China (68,91 MTPA; 19,3%)

• Südkorea (40,81 MTPA; 11,5%)

• Indien (26,63 MTPA; 7,5%)

• Taiwan (17,76 MTPA; 5,0%)

Die größten 5 Exportländer:

• Australien (77,77 MTPA; 21,8%)

• Katar (77,13 MTPA; 21,7%)

• USA (44,76 MTPA; 12,6%)

• Malaysia (23,85 MTPA; 6,7%)

• Nigeria (20,55 MTPA; 5,8%)

LNG Tankerflotte: 642 Frachtschiffe mit 95.2 Million Kubikmeter Transportkapazität

• Gesamtes Importvolumen: 356,1 MTPA (354,7 MT in 2019; 313 MT in 2018)

• Typische Vertragsdauer der lang- und mittelfristigen Verträge 11,7 Jahre

• Importierte Mengen auf Basis eines Spot- oder Kurzfristvertrages (≤ 4 years): 40% des gesamten LNG-

Handelsvolumens

klimaneutral erzeugtem Wasserstoff erzeugt. Sie

können entweder Vorteile beim Transport bieten

und/oder bei ihrer Nutzung. Synthetisches Methan

beispielsweise kann als Erdgasersatz dienen – das

hat den Vorteil, dass Transport- und Verteilnetze für

Erdgas weiter genutzt werden können, ebenso die

erdgasbetriebenen Heizungen. Allerdings muss zur

Herstellung von synthetischem Methan ein Kreislauf

mit eingefangenem CO 2 eingerichtet werden, was zu

einem relevanten Kostenblock führt. Wasserstoff

oder Ammoniak würden keine direkten CO 2 -Emissionen

hervorrufen, ihr Transport ist aber wegen der

extrem niedrigen Temperaturen für flüssigen

Wasserstoff oder der Toxizität von Ammoniak mit

anderen Herausforderungen zurechtkommen muss.

Quelle: GIIGNL GROUPE INTERNATIONAL DES IMPORTATEURS DE GAZ NATUREL LIQUÉFIÉ https://giignl.org , Annual Report 2021

Vorliegenden Schätzungen zufolge wird 2050

weniger als ein Drittel der im Inland für alle Einsatzzwecke

benötigten Mengen an Wasserstoff aus inländischen

Elektrolyse-Anlagen kommen können 14 .

Gemäß Koalitionsvertrag von SPD, Bündnis 90/DIE

GRÜNEN und FDP aus November 2021 soll in

Deutschland bis 2030 eine Elektrolyse-Kapazität von

10 GW errichtet werden. Damit könnten ca. 0,8 Mio.

Tonnen Wasserstoff auf Basis von erneuerbar

erzeugtem Strom produziert werden. Bei knapp drei

Viertel wird Deutschland auf Importe angewiesen

sein. Die Nationale Wasserstoff-Strategie trägt dieser

Tatsache Rechnung. 15 Internationale Partnerschaften

zur Realisierung entsprechender Vorhaben können

dazu einen wesentlichen Beitrag leisten. 16 Aktuelle

Gespräche zum Thema LNG-Importe beinhalten

daher nahezu immer einen Bezug zu Wasserstoffimporten.

Global werden sich dabei aller Voraussicht

nach Regionen bilden, die vor allem synthetische

Bild 13


14 La Revue de l´Énergie, octobre 2021, Decarbonised hydrogen imports into the European Union: challenges and opportunities

15 Die Bundesregierung (2020)

16 Ludwig-Bölkow-Systemtechnik und Weltenergierat – Deutschland (2020)





Treibstoffe importieren werden und exportierende

Regionen 17 . Dies ist bedingt durch die Gestehungskosten

für erneuerbare Energien und vor allem die zu

erwartenden Volllaststunden. Die Produktionskosten

für Wasserstoff sinken sehr stark, wenn die

Elektrolyseure nahezu rund um die Uhr mit klimaneutralem

Strom betrieben werden können. Eine

sehr sporadische Auslastung der Wasserstoffproduktion

für nur wenige hundert Stunden im Jahr führt

jedoch zu sehr hohen Produktionskosten, so dass

Importe ökonomisch attraktiver werden.

Ausblick

Der Krieg in der Ukraine hat einen gewaltigen

Einfluss auf die Versorgung mit Energierohstoffen

Deutschland und Europas. Er verstärkt erheblich die

Notwendigkeit zur Diversifizierung der Energie-

Rohstoffbezüge.

Perspektivisch sind darüber hinaus drei weitere

Punkte für eine sichere Energieversorgung von

Bedeutung.

Erstens: Der Ausbau erneuerbarer Energien und der

Zubau an benötigten Kurzfristspeichern führen zu

einem großen Bedarf an nicht-fossilen Rohstoffen.

Russland steht bei den seltenen Erden weltweit zwar

nur für 1 % der Produktion, aber 18 % der Reserven,

China für 60 % der Produktion und 37 % der Reserven.

18 Die Abkehr von fossilen Rohstoffen führt daher

zu einer geringeren Abhängigkeit von Öl-, Kohle- und

Erdgasimporten – erhöht dafür aber die Abhängigkeit

bei Importen anderer Rohstoffe. Darauf wurde

schon mehrfach hingewiesen. 19 Importe sind dabei

keineswegs generell negativ zu bewerten, es sollte

jedoch darauf geachtet werden, dass die Quellen

ausreichend diversifiziert sind.

Zweitens: Der zeitliche Druck, Lösungen zu liefern,

ist deutlich gewachsen. Neben einem beschleunigten

Ausbau erneuerbarer Energien eröffnen sich hier

wachsende Möglichkeiten für den Import von

Wasserstoff und Wasserstoffderivaten. Dieser Import

kann dabei – ggf. nach erfolgter Ertüchtigung – auf

wesentliche Teile der existenten Erdgasinfrastruktur

zurückgreifen. Damit stellen erdgasbasierte

Lösungen wie z. B. LNG-Importe oder H2-ready

Gaskraftwerke kein „lock-in“ von Emissionen dar,

sondern sind Bestandteile einer zukünftigen Wasserstoffwelt.

Drittens: Langfristig bietet die Herstellung von

Wasserstoff und von synthetischen Brenn- und

Kraftstoffen aus erneuerbar erzeugtem Strom, die

Power-to-X (PtX)-Technologie, eine Option für die

Langzeitspeicherung. Die Bereitstellung von Wasserstoff

und von synthetischen Brenn- und Kraftstoffen

dürfte aber ganz überwiegend durch Lieferungen

aus dem Ausland erfolgen. So herrschen dafür

beispielsweise in Nordafrika oder im Mittleren Osten

deutlich günstigere Bedingungen als in Deutschland.

Die Importquote bei der Energieversorgung wird

also künftig – auch im Falle einer erfolgreichen

Umsetzung der PtX-Strategie – kaum gedämpft

werden. Die PtX-Technologie bietet andererseits aber

vielversprechende Optionen zur Realisierung von

Sektorenkopplung und stellt damit durch den indirekten

Einsatz von erneuerbaren Energien über den

Umweg Wasserstoff einen wichtigen Beitrag zur

Dekarbonisierung der Energieversorgung dar. Für

die Sicherheit der Stromversorgung dürfte damit auf

absehbare Zeit jedoch noch kein größerer Beitrag

resultieren.

Autoren

Prof. Dr. Hans-Wilhelm Schiffer

Lehrbeauftragter der RWTH Aachen, Deutschland

HWSchiffer@t-online.de

Prof. Dr. Hans-Wilhelm Schiffer ist Mitglied des Studienausschusses des World

Energy Council, London und Gastdozent für Energiewirtschaft an der RWTH

Aachen.

Prof. Dr. Schiffer studierte Wirtschaftswissenschaften an der Universität Köln und

an der Pennsylvania State University. Seine berufliche Laufbahn begann er als

wissenschaftlicher Mitarbeiter am Institut für Energiewirtschaft der Universität

Köln. Anschließend arbeitete er als Beamter im Bundeswirtschaftsministerium,

unter anderem beim britischen Energieministerium und im

Bundesumweltministerium in Bonn, und anschließend für den RWE-Konzern in

Essen. Er ist Autor des im November 2018 bei Springer Vieweg erschienenen

Standardwerks Energiemarkt Deutschland.

Prof. Dr. Stefan Ulreich

Professor für Energiewirtschaft,

Hochschule Biberach, Deutschland

ulreich@hochschule-bc.de

Prof. Dr. Stefan Ulreich lehrt Energiewirtschaft an der Hochschule Biberach mit den

Schwerpunkten Rohstoffhandel, Risikomanagement, Energiepolitik und

Digitalisierung. Stefan Ulreich studierte Theoretische Physik an der Ludwig-

Maximilians-Universität in München. Seine Karriere startete er bei Dresdner

Kleinwort Benson im Investment Banking. Danach arbeitete er für den E.ON-

Konzern als Energiehändler und Originator, in der Energiepolitik und in der

Energiestrategieabteilung. Stefan Ulreich leitet die Task Force Renewables der

European Federation of Energy Traders (EFET) und ist im World Energy Council

aktiv.

17 Ram M., Galimova T., Bogdanov D., Fasihi M., Gulagi A., Breyer C., Micheli M., Crone K. (2020). Powerfuels in a Renewable Energy World - Global volumes, costs, and

trading 2030 to 2050. LUT University and Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena). Lappeenranta, Berlin

18 U.S. Geological Survey, Mineral Commodity Summaries, January 2022

19 IEA, The Role of Critical Minerals in Clean Energy Transitions, May 2021; acatech, Rohstoffe für die Energiewende, Februar 2017




PROGRAMMVORSCHAU

29

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

p Gremientag KernD/KTG

09:00–16:45 Uhr

p Mitgliederversammlung KTG

17:00–18:30 Uhr

p Get Together

18:30–21:00 Uhr

p Industrieausstellung

p Plenarvorträge

p Vorträge zu „Special Topics“

p Technical Sessions

p Young Scientists Workshop

p Poster Session

p Gesellschaftsabend

in der Industrieausstellung

p Industrieausstellung

p Plenarvorträge

p Vorträge zu „Special Topics“

p Technical Sessions

p Young Scientists Workshop

p Poster Session

p Preisverleihungen

KERNTECHNIK 2022

KEY NOTES

Dienstag, 21. Juni 2022

Dr. Guido Knott

Vorsitzender der Geschäftsführung

der PreussenElektra

09:20–09:50 Uhr | PreussenElektra – Vom Betreiber zum

Rückbauer

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

09:50–10:20 Uhr | Entwicklung der Kernenergie in

Tschechien und Zusammenarbeit CZ–DE

Prof. Dr. Christian Linsmeier

Director IEK-4 Plasma Physics

bei Forschungszentrum Jülich

11:00–11:30 Uhr | Status quo der Kernfusion

Herbert Saurugg

Präsident der Österreichischen Gesellschaft

für Krisenvorsorge

11:30-12:00 Uhr | Energieversorgung nach dem Ausstieg –

ganz ohne Kernenergie?

Mittwoch, 22. Juni 2022

Lukas Aebi

Geschäftsführer Nuklearforum Schweiz

13:30–14:00 Uhr | Status quo und aktuelle Ziele

der Schweizer Atomwirtschaft

Peter Berben

Head of Decommissioning and Radioactive

Waste Management at ENGIE Corporate

14:00–14:30 Uhr | Status on ENGIE’s Belgian nuclear power

plant decommissioning

Prof. Dr. Bruno Merk

Royal Academy of Engineering Chair

in Emerging Technologies, University of Liverpool

14:30–15:00 Uhr | The current situation of nuclear new build

and nuclear technologies in the UK

Myrto Tripathi

President and founder of „Voix du Nuclear“

15:30–16:00 Uhr | The future of nuclear in France

Dr. James Conca

Trustee at Herbert M. Parker Foundation

16:00–16:30 Uhr | The Status of the U.S. Nuclear Waste

Disposal Program

SPECIAL TOPICS


Dr. Chris Breuer

Communications & PR Manager URENCO Germany

14:45–15:05 Uhr | 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

14:45–15:05 Uhr | Kohleausstieg, Klimawandel,

Sektorkopplung – braucht Klimaschutz die Kerntechnik?

Ulf Kutscher TBC

Commercial Director Orano

15:50–16:10 Uhr | The new French Initiative on Nuclear

Power and Orano's Contribution

Dr. Björn Peters

Chief Financial Officer Dual Fluid Energy

15:50–16:10 Uhr | Internationale Energiewende –

nur mit striktem Design-to-Cost Ansatz


Dirk Ebert

Director Spare Parts at Westinghouse Electric Germany

11:00–11:20 Uhr | Data Analytics for Managing Obsolescence

Dr. Christian Reiter

Leiter der Reaktorphysik am FRM II, TU München

11:00–11:20 Uhr | TUM Center for Nuclear Safety and

Innovation

Jari Makkonen

Head of Sales and Marketing, Posiva Solutions

11:20–11:40 Uhr | Trial Run of Final Disposal

Dr. Konrad Linnemann

Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung

11:20–11:40 Uhr | New SCO-III Regulations to Ship Large

Objects as Surface Contaminated Objects

SPECIAL GUEST


Daniel D. Eckert

Finanzredakteur „Die Welt“

18:15–19:00 Uhr | 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


TECHNICAL SESSIONS

30

Kompetenz und

Sicherheit

Internationale Trends

und Entwicklungen

Rückbau und

Abfallbehandlung

Zwischen- und

Endlagerung

KERNTECHNIK 2022

PROGRAMMAUSSCHUSS

Dr. Jens Schröder (Vorsitzender)

GNS Gesellschaft für Nuklear-Service

Frank Apel

Kraftanlagen Heidelberg

Erik Baumann

Framatome

Florian Gremme

RWE Technology International

Dr. Sebastian Hahn

PreussenElektra

Dr. Christian Müller-Dehn

PreussenElektra

Tatiana Salnikova

Framatome

Dr. Angelika Bohnstedt

Karlsruher Institut für Technologie

Dr. Martin Brandauer

OECD Nuclear Energy Agency

Dr. Chris Breuer

Urenco Deutschland

Prof. Dr. Ron Dagan


Eckehard Göring

EDL Anlagenbau Gesellschaft

Dr. Thorsten Hollands

Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit

Michael Köbl

GNS Gesellschaft für Nuklear-Service

Prof. Dr. Marco K. Koch

Ruhr-Universität Bochum

Andreas Loeb

Siempelkamp NIS Ingenieurgesellschaft

Thomas Mull

Framatome

Dr. Andreas Schaffrath

Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit

Dr. Norbert Schröder

Steag Energy Services

Thomas Seipolt

NUKEM Technologies Engineering Services

Dr. Anke Traichel

EWN Entsorgungswerk für Nuklearanlagen

Dr. Walter Tromm


TECHNICAL SESSIONS


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

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

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

Dr. Henning Hartmann GNS Gesellschaft für Nuklear-Service

Fertigung von CASTOR® Behältern – Serienfertigung für Deutschland und

kundenspezifische Lösungen für ausländische Kunden

Dr. 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

KERNTECHNIK 2022

Programmvorschau


PROGRAMMVORSCHAU

31

TECHNICAL SESSIONS


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)

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

KERNTECHNIK 2022

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

10:15-10:30 Stelios Michaelides KIT – Karlsruher Institut für Technologie

Boiling Crisis Experiments under Oscillation Flow

11:40-11:55 Dr. Christoph Bratfisch Ruhr-Universität Bochum

Analyse der AC²-Kondensationsmodellbasis anhand von Simulationen der

PPP-Versuchsanlage

11:55-12:10 Johannes Hoffrichter Ruhr-Universität Bochum

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

dissolutiaon in an atmosphere containing carbon dioxide

12:10-12:25 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

12:25-12:40 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

Dr. Thomas Fischer GNS Gesellschaft für Nuklear-Service

Rückführung von HAW-Glaskokillen aus Sellafield mit dem Behälter

CASTOR®HAW28M und radiologische Prüfungen

Mark Linssen BGZ Gesellschaft für Zwischenlagerung

Die BGZ und ihr Auftrag – Schritt für Schritt zum autarken Zwischenlager

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

Rainer Slametschka NUKEM Technologies Engineering Services

Pyrohydrolysis of bituminised waste drums

Dr. Dominic Krupp Safetec Entsorgungs- und Sicherheitstechnik

Gebäudefreigabe 2.0

Teemu Seitomaa 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

POSTER SESSION

Dienstag, 21. Juni 12:45–13:30 Uhr und 17:30–18:15 Uhr sowie Mittwoch, 22. Juni 2022 13:15–13:45 Uhr

Dr. Marina Sokcic-Kostic

NUKEM Technologies Engineering Services

Measurement Systems for Nuciear Fuel Cycle

Dr. Laurent Coquard

Framatome

Non-destructive verification of the material characterization

of radioactive waste packages with QUANTOM®

Peter Stängle

RODIAS

OPTIRA – Optimierung komplexer Planungsvorhaben mit

Hilfe mathematischer Methoden

Hauke Rathjen

PreussenElektra

A Citizen Initiative – „PRO Kernenergie”

Josef Schindler

Framatome

Cybersecurity Risk Management During all

NPP Lifecycle Phases

Mika Milan

ÚJV Řež

Recyclable decontamination medium for

decommissioning of nuclear facilities

Mika Milan

ÚJV Řež

Long Term Storage of Spent Nuclear Fuel

and Radioactive Waste

KERNTECHNIK 2022

Programmvorschau


PROGRAMMVORSCHAU

32

KERNTECHNIK 2022

YOUNG SCIENTISTS WORKSHOP

We welcome 17 Young Scientists with interesting lectures on nuclear research and innovation.

The three best papers will receive a competence award sponsored by

YOUNG SCIENTISTS WORKSHOP JURY

Dr. Katharina Stummeyer

Head of Project Management Agency Gesellschaft

für Anlagen- und Reaktorsicherheit

Prof. Dr. Jörg Starflinger

Head of the Institute of Nuclear Technology and

Energy Systems, University of Stuttgart

Prof. Dr. Marco K. Koch

Head of Plant Simulation and Safety Group, Faculty of

Mechanical Engineering, Ruhr-Universität Bochum

Matthias Daichendt

Head of Engineering

Kraftanlagen Heidelberg

YOUNG SCIENTISTS WORKSHOP

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

13:30-13:45 Sergio Iván Cáceres Castro Universität Stuttgart

Experimental investigation on the startup behavior of a straight

two-phase closed thermosyphon bundle for passive heat transfer

from spent fuel pools

13:45-14:00 Sinem Çevikalp Usta Universität Magdeburg

Validation of ATHLET for bayonet heat exchangers with natural

convection heat transfer

14:00-14:15 Muhammad Chaudhry KIT Karlsruher Institut für Technologie

Treatment of radioactive secondary waste from waterjet abrasive

suspension cutting using separation techniques

14:15-14:30 Eduard Diaz-Pescador Helmholtz-Zentrum Dresden – Rossendorf

NuScale SMR 3-D modelling and analysis of boron dilution

transient with system code ATHLET in the framework of McSAFER

14:30-14:45 Lars Heibges Technische Universität Kaiserslautern

Analytical methods for simulation of hard projectile impact on

reinforced concrete structures

14:45-15:00 Lukas Helm Technische Universität Kaiserslautern

Self-centering ring spring dampers for seismic design of steel

frames

15:50-16:05 Maximilian Hoffmann Ruhr-Universität Bochum

Influence analysis of selected concrete properties and the

heating capacity on the heat transfer coefficient between

concrete and melt using the BETA experiments with COCOSYS

16:05-16:20 Marc Kirsch Universität Stuttgart

Experimental investigation on the long-term operational behaviour

of two-phase closed thermosyphon bundles for passive heat

transfer from spent fuel pools under normal, abnormal, and accident

conditions

09:00-09:15 Julia Krieger Ruhr-Universität Bochum

Simulation of the OSU-MASLWR test facility with the system

code AC 2

09:15-09:30 Florian Krist Ruhr-Universität Bochum

Analysis of the AC² model basis for mapping the fission product

release using simulations of the Phébus FPT1 and FPT3 integral

tests

09:30-09:45 Silvia lo Muzio Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit

Simulation of CEFR Neutronic Start-up Tests with FENNECS

and Coupled Pin-by-pin FENNECS/ATHLET Model of a CEFR

Subassembly

09:45-10:00 Ina Münch Technische Universität Kaiserslautern

Nonlinear dynamic calculation of impact tests on induced

vibrations: IRIS-3

10:00-10:15 Michael Pfau KIT – Karlsruher Institut für Technologie

Development of a universally applicable internal pipe separation

system for hard-to-reach (contaminated) areas (RoTre)

10:15-10:30 Eric Rentschler KIT – Karlsruher Institut für Technologie

Development of a mobile, automated, optical inspection system

for radioactive drums

11:00-11:15 Nelson Felipe Rincón-Soto Universität Stuttgart

Assessment and validation of ATHLET-Code for simulating

residual heat removal via a two-phase large-scale loop

thermosyphon

11:15-11:30 René Vennemann Ruhr-Universität Bochum

Simulation of pool scrubbing experiments performed in the

large-scale SAAB facility

11:30-11:45 Shanyao Zhang KIT Karlsruher Institut für Technologie

Comparison of performance parameters of the prototypes

for a dry-mechanical decontamination of corners, edges and

imperfections in nuclear facilities

KERNTECHNIK 2022

Programmvorschau


33

PARTNER, AUSSTELLER, SPONSOREN UND MEDIENPARTNER

Ingenieurgesellschaft für wissenschaftlich

technischen Umweltschutz

Atkins Energy Germany GmbH

atw – International Journal for Nuclear Power

August Alborn GmbH & Co. KG

Brenk Systemplanung GmbH

Framatome GmbH

GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH

INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft mbH

KernD – Kerntechnik Deutschland e. V.

Kraftanlagen Heidelberg GmbH

Krantz GmbH

KTG – Kerntechnische Gesellschaft e. V.

NUKEM Technologies Engineering Services GmbH

Steag Energy Services GmbH

Studsvik GmbH & Co. KG

TÜV Nord Ensys GmbH & Co. KG

URENCO Deutschland GmbH

Westinghouse Electric Germany GmbH

Women in Nuclear Germany e. V. (WiN)

KERNTECHNIK 2022

Czech Partners

Association of Nuclear Veterans (CZ)

CE Industries, AG

CVUT – Czech Technical University in Prague

Embassy of the Czech Republic in Berlin

Chemcomex, AG

ÚJV Rež, AG

21.–22. Juni 2022

HYPERION Hotel, Leipzig

Branchentreff, Ausstellung, Wissenschaftsdiskurs,

Young Scientists Workshop und Networking Plattform

Sichern Sie sich jetzt Ihr Ticket!

KERNTECHNIK 2022

Programmvorschau


Wäre ein Gesetz zur Laufzeitverlängerung rechtlich möglich?

SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 34

Christian Raetzke

Die durch den russischen Angriffskrieg gegen die Ukraine ausgelöste Versorgungskrise hat die Diskussion

um eine Verlängerung der Laufzeiten der noch laufenden drei Konvoi-Anlagen und auch der drei weiteren

Ende 2021 abgeschalteten Reaktoren wieder aufleben lassen. Minister Habeck hatte eine entsprechende

Prüfung angekündigt; am 7. März legte sein Ministerium gemeinsam mit dem Umweltministerium ein

Papier „Prüfung des Weiterbetriebs von Atomkraftwerken aufgrund des Ukraine-Kriegs“ 1

vor, das von

einem solchen Vorhaben abrät.

Wie eine Laufzeitverlängerung gesetzestechnisch

zu machen wäre, ist klar. Der Gesetzgeber müsste

die in § 7 Abs. 1a Satz 1 AtG für die betreffenden

Anlagen festgelegten Enddaten umstellen (z. B. für

die Konvoi-Anlagen auf „31. Dezember 2027“) und

die Strommengen in Anlage 3 zum AtG

entsprechend erhöhen – oder die Strommengen,

die heute nur noch historisch zu erklären sind, ab

2023 ganz abschaffen. Möglicherweise sind noch

ein paar Folgeänderungen nötig. Das gesamte

AtG-Änderungsgesetz würde aber auf eine Seite

passen.

Eine Neuerteilung von Genehmigungen wäre nicht

erforderlich. Bei den drei Konvoi-Anlagen ist das

offensichtlich: sie verfügen ja noch über

ungeschmälerte Betriebsgenehmigungen. Aber

auch bei den schon abgeschalteten Anlagen ist die

Betriebsgenehmigung noch vorhanden; nach

§ 7 Abs. 1a AtG ist mit Ablauf des 31. Dezember

2021 lediglich die „Berechtigung zum

Leistungsbetrieb“ erloschen. Damit ist keine einzige

konkrete Regelung der Betriebsgenehmigung

aufgehoben worden; sie hat nur für den

Leistungsbetrieb zur Stromerzeugung ihre

Gestattungswirkung verloren. Wird die

Gestattungswirkung per Gesetz wiederhergestellt,

ist die Genehmigung wieder vollständig gültig.

Wäre ein solches Gesetz denn verfassungsgemäß

mit Blick auf den grundrechtlich garantierten

Schutz von Leben und Gesundheit (Art. 2 Abs. 2

Satz 1 GG)? Die klare Antwort lautet: ja. Das BVerfG

hat schon 1978 im Kalkar-Beschluss entschieden,

der Gesetzgeber durfte die Kernenergie (damals

sogar: unbefristet) zulassen, da er mit der „nach

dem Stand von Wissenschaft und Technik

erforderlichen Vorsorge gegen Schäden“ in § 7 AtG

eine Genehmigungsvoraussetzung geschaffen hat,

die höchste Anforderungen stellt und den Eintritt

von Schäden praktisch ausschließt; das noch

verbleibende Restrisiko ist grundsätzlich

hinzunehmen. Diese Wertung hat das BVerfG bis

heute beibehalten. Auch der Ausstiegsgesetzgeber

von 2002 und 2011 hat nicht die Schadensvorsorge

in Frage gestellt, sondern eine politische

Entscheidung zur zeitlichen Begrenzung des

Restrisikos getroffen.

Wenn der Prüfvermerk der beiden Ministerien

nahelegt, die bestehenden Kernkraftwerke

gewährleisteten für einen Weiterbetrieb diese

Schadensvorsorge nicht (mehr), weil sie nicht dem

„EPR-Standard“ entsprächen, so geht das fehl. Der

„EPR-Standard“ (keine einschneidenden

Katastrophenschutzmaßnahmen außerhalb der

Anlage) ist seit den 1990er Jahren Stand von

Wissenschaft und Technik – aber für Neuanlagen,

nicht für bestehende Anlagen. Diese gewährleisten

durch Maßnahmen auf der Sicherheitsebene 4

einen fast so hohen Schutz; das verbleibende Delta

ist verfassungsrechtlich zulässig. An der

Gewährleistung der Schadensvorsorge ändert auch

der Umstand nichts, dass die Periodische

Sicherheitsüberprüfung (PSÜ) für vier der sechs

Anlagen – zulässigerweise (§ 19a Abs. 2 AtG) –

bereits länger als zehn Jahre zurückliegt. Hier

würde man eine Lösung finden können, etwa eine

auf die begrenzte Zusatzlaufzeit zugeschnittene

Nachholung der PSÜ.

Aus allen diesen Gründen wäre eine

Laufzeitverlängerung um ein paar Jahre rechtlich

zulässig. Hinzu kommt ein weiterer Aspekt. Bisher

sprach Art. 2 Abs. 2 Satz 1 GG bei der

gesetzgeberischen Abwägung immer nur gegen die

Kernenergie. Spätestens seit dem Klimabeschluss

des BVerfG von 2021 ist jedoch klar: der Staat muss

Leben und Gesundheit auch dadurch schützen, dass

er Maßnahmen gegen den Klimawandel ergreift.

Und da leistet die Kernenergie unstreitig einen

positiven Beitrag. Insofern fällt das Gewicht des

Grundrechts nunmehr, bildlich gesprochen, in

beide Waagschalen.

Muss der Gesetzgeber sonstige Anforderungen

beachten? Im Prüfvermerk wird argumentiert, ein

laufzeitverlängerndes Gesetz käme für die

1 https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/P-R/pruefvermerk-laufzeitverlaengerung-atomkraftwerke.html

Spotlight on Nuclear Law

Wäre ein Gesetz zur Laufzeitverlängerung rechtlich möglich? ı Christian Raetzke


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abgeschalteten Anlagen einer „Neugenehmigung“

gleich und der Gesetzgeber müsse daher genehmigungstypische

Verfahrensschritte – etwa Sachverhaltsermittlung

oder Anhörungen – durchlaufen.

Das trifft nicht zu. Der Gesetzgeber übernimmt

nicht die Rolle der Genehmigungsbehörde. Er hat

die Laufzeiten 2002/2011 begrenzt und nun verlängert

er sie wieder etwas. Die Genehmigungen sind

(siehe oben) noch vorhanden. Deshalb reicht ein

„normales“ Gesetzgebungsverfahren, das recht

schnell über die Bühne gehen könnte.

Aber muss man nicht wenigstens – wie vom Prüfvermerk

ins Spiel gebracht – eine Umweltverträglichkeitsprüfung

(UVP) durchführen? Das ist nicht

der Fall: bei einer Laufzeitverlängerung bedarf es

nur dann einer UVP, wenn sie mit erheblichen

Baumaßnahmen verbunden ist. Das hat der Europäische

Gerichtshof (EuGH) 2019 im Fall der belgischen

Reaktoren Doel 1 und 2, die nach Erreichen

der Design-Laufzeit von 40 Jahren mit umfangreichen

Baumaßnahmen für weitere zehn Jahre

ertüchtigt wurden, entsprechend entschieden. Auf

die hier in Rede stehenden sechs deutschen Kernkraftwerke

trifft das nicht zu. Sie haben die

Betriebszeit von 40 Jahren noch lange nicht

erreicht. Signifikante Nachrüstungen sind nicht

erforderlich. Der Fall, dass ein Land Reaktorlaufzeiten

aus politischen Erwägungen heraus erst

verkürzt hat und sie nun wieder etwas verlängert,

dabei aber innerhalb der technischen Lebensdauer

bleibt, wäre in Europa einmalig. Eine UVP ist

hierfür nicht erforderlich.

Fazit: Ein Gesetz zur Laufzeitverlängerung – wenn

denn die politische Willensbildung in diese

Richtung ginge – ist möglich und könnte zügig

verabschiedet werden.

Autor

Christian Raetzke

Rechtsanwalt

christian.raetzke@conlar.de

12 th

International

Symposium

Release of Radioactive

Materials Provisions for

Clearance and Exemption

15 th – 16 th Nov. 2022

Crowne Plaza Congress

Hotel Frankfurt, Germany

The new IAEA Safety Guide

DS500 on the “Application of

the concept of clearance” is in

the process of endorsement

and will provide detailed guidance

on the application of the

concept of clearance for materials.

We invite you to continue

the exchange of experience,

expertise and information in the

field of clearance.

More information:

www.tuev-nord.de/tk-rrm

SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 35

Dr. Christian Raetzke ist Rechtsanwalt und seit über 20 Jahren im Atom- und

Strahlenschutzrecht tätig. Von 1999 bis 2011 arbeitete er für die E.ON Kernkraft

(heute Preussenelektra) in Hannover. 2011 ließ er sich als Rechtsanwalt mit

eigener Kanzlei in Leipzig nieder. Er veröffentlicht regelmäßig

rechtswissenschaftliche Beiträge und ist Dozent auf Seminaren und an

internationalen Fortbildungseinrichtungen zum Atom- und Strahlenschutzrecht.


ENVIRONMENT AND SAFETY 36

Nuclear Threat Resulting from

Russian Military Occupation

of Chornobyl Exclusion Zone

Anatolii V. Nosovskyi, Vyacheslav M. Shestopalov, Iurii Shybetskyi, Jürgen Krone

The paper provides an overview and assessment of major nuclear threats arising from Russian military occupation

of the Chornobyl Exclusion Zone (ChEZ). After an overview on the ChEZ nuclear facilities and on

its accumulated radioactive waste and spent nuclear fuel (SNF), the paper presents a record of relevant

events and corresponding incidents since February 24, 2022. Next, the paper provides an assessment of the

resulting major nuclear threats that cannot be limited to ChEZ or Ukraine and its directly neighbouring

countries. Finally, the conclusion identifies and specifies how the Russian Federation and its military forces

have violated the basic principles of international law and nuclear safety and security.

Introduction

In the early morning of February 24, 2022, following

Russian Federation President Putin’s order to attack

Ukraine, Russian military forces fired missiles on

cities and military targets attacking the country

from three sides, in the south from the earlier occupied

Crimea, in the east from southwestern Russia,

and in the north from Belarus. In a clear attempt at

misleading the world, the Russian Federation trivialized

its war in Ukraine by naming it a “Special

Operation” [1]. Furthermore, the Russian Duma

passed a law criminalizing any other description of

the unprovoked invasion of Ukraine by Russian

military forces.

Violating basic principles of international law and

of nuclear safety and security, Russian military

forces entered from Belarus directly into the

bordering Chornobyl Exclusion Zone (ChEZ), with

the intent of using the ChEZ as a staging ground

and bridgehead for attacking the Ukrainian capital,

Kyiv, from the north. About 12 hours after their

initial missile and air strikes on Ukraine (5 p.m.

local time), Russian forces occupied all of the

nuclear facilities within ChEZ.

The paper provides an overview and assessment of

major nuclear threats arising from Russian military

occupation of the ChEZ. After an overview on the

ChEZ nuclear facilities and on its accumulated

radioactive waste and spent nuclear fuel (SNF), the

paper presents a record of relevant events and

corresponding incidents since the invasion began

on February 24, 2022. Next, the paper provides an

assessment of the resulting major nuclear threats

that cannot be limited to ChEZ or Ukraine and its

directly neighbouring countries. Finally, the conclusion

identifies and specifies how Russia and its military

forces have violated the basic principles of

international law and nuclear safety and security.

Overview on Nuclear Facilities at

ChEZ and Accumulated Radioactive

Waste and Spent Nuclear Fuel

The ChEZ was established, after the accident on

April 26, 1986 at the fourth reactor unit of Chornobyl

Nuclear Power Plant (ChNPP) to protect

people from the threats and legacies of the accident

and for managing them as safely as possible. The

current ChEZ conditions are strictly regulated by

law, which prohibits permanent resident population

inside ChEZ and limits any activity to managing

the reactor accident legacies safely [2].

The ChEZ is divided by an outer 30-kilometer (km)

perimeter and an inner 10-km perimeter. Entrance

to both is strictly limited and subject to special radiation

protection regulations. All nuclear facilities,

as well as major site contaminations, radioactive

waste and spent nuclear fuel (SNF) accumulations

are located within the 10 km-perimeter.

The accident released and distributed a large quantity

of radioactive materials over the surrounding

territory, although the majority of the materials

remains inside the damaged reactor unit 4 above

that the “Shelter Object” was built, and within the

local area (the Shelter Object site) that surrounds

the ruined unit at the ChNPP site territory.

It should be mentioned that nuclide composition of

these radioactive wastes to the first approximation

corresponds to the nuclide composition of irradiated

nuclear fuel of RBMK-1000 reactors with

average burnup of 11,000 megawatts (MW)*day/

ton (t). At that the ratio of activities of gamma and

beta emitting nuclides to alpha emitting nuclides is

approximately 100 to 1 [3]. Table 1 provides an

overview on the released activity of main radionuclides

and Figure 1 provides an overview on radioactive

site contamination inside the ChEZ.


Nuclear Threat Resulting from Russian Military Occupation of Chornobyl Exclusion Zone ı Anatolii V. Nosovskyi, Vyacheslav M. Shestopalov, Iurii Shybetskyi, Jürgen Krone


Tab 1. Activity of main radionuclides inside damaged Unit 4 between April 26

and May 6, 1986 and part of the released activity by May 6, 1986.

Nuclide

Activity inside unit four [10 15 Bq]

April 26, 1986 May 6, 1986

Released activity

by May 6, 1986

133

Хe 185 1.665 up to 100%

85m

Кг 5.6 — up to 100%

85

Кг — 33.30 up to 100%

131

I 167 270 20%

132

Те 148 48 15%

134

Cs 5.6 18.5 10%

137

Cs 11 37 13%

99

Мo 17 111 2.3%

95

Zг 17 141 3.2%

103

Ru 22 118 2.9%

106

Ru 7 59 2.9%

140

Ba 19 159 5.6%

141

Ce 15 104 2.3%

144

Се 17 89 2.8%

89

Sr 9 81 4%

90

Sr 0.56 8.14 4%

238

Pu 0.004 0.030 3%

| Tab. 1

Activity of main radionuclides inside damaged Unit 4 between April 26 and May 6,

1986 and part of the released activity by May 6, 1986.

Tab. 2. Radioactive waste volumes inside and at the Shelter Object site.

Waste

composition

Liquid Waste

Fuel-containing

materials

Containers with

HLW behind the

pioneer walls

Constructional

materials and

structures

Metal materials

Concurrent nonmetal

materials

Non-metal

materials

Waste characteristics

Inside Shelter Object

Free water in Shelter rooms

Pieces of the core and lava-like

fuel containing materials

Pieces of the core and other

high-level materials

Concrete, concrete plates and

units

Metal equipment and metal

structures

Filling material, serpentinite,

construction wastes

Burnable waste

Compactable waste

Shelter Object Site

Ground (crushed stone, sand,

gravel)

Waste

category

Waste Amount

(m³)

LLW 2,500

ILW 500

| Tab. 2

Radioactive waste volumes inside the Shelter Object and at Shelter Object site.

LLW = low-level radioactive waste ILW = intermediate-level radioactive waste

HLW = high-level radioactive waste

Most recently, in April of 2019, a team of experts led

by the National Centre for Nuclear Robotics (NCNR)

spent two weeks surveying the ChEZ. Using LIDAR

technology to measure the landscape and gamma-ray

spectrometers for radiation levels, the team flew

unmanned aerial vehicles (UAVs) in patterns,

mapping about 15 square kilometres within the

zone. At the most contaminated location within the

Exclusion Zone, Rudyy Lis (Red Forest), measured

gamma dose rates reached 0.1 to 10.0 mSv/h. [4]

Just directly before submitting this paper, details

(t)

HLW 3,000

HLW 1,700

L/ILW 300,000

HLW 90,000

L/ILW 20,000

HLW 22,000

HLW 9,000

L/ILW

200

5,000

LLW 137,000

ILW 2,000

HLW 600

Metal materials Metal structures LLW 1,440

| Fig. 1

137 CS Site contamination inside Chornobyl Exclusion Zone as of 2007.

became public that Russian soldiers had been

ordered to dig trenches in contaminated areas of the

ChEZ [5].

Radiological calculations performed within the

safety analyses of the Buriakivka repository

confirmed the dose rate due to inhalation of

radioactive aerosols of a bulldozer driver that

compacts contaminated soils would exceed the

expected gamma dose rate more than by an order of

magnitude [6].

In the case of trench digging the ratio between both

dose rates can be significantly higher due to the

higher exposure by radioactively contaminated dust

and small SNF particles. Thus, at locations within

the Red Forest doses significantly higher than 1

mSv/h or even 100 mSv/h could have been received.

According to unconfirmed press releases, new

trenches were found in the Red Forest as well and

several tens of Russian soldiers have been directed

from ChEZ to a radiological hospital in Gomel

(Belarus) for treating their radiation symptoms [7].

Due to the relatively dry weather conditions, several

tens of hours exposure to dust in highly contaminated

areas could have been sufficient for receiving a total

dose of 250 mSv or more from which deterministic

radiation syndromes have been observed in the past.

By 2005, the total activity that remained at the

Shelter Object had been assessed at

4.17 × 10 17 becquerel (Bq). Corresponding waste

volumes vary (according to different estimations) –

from 530 to 1,730 thousand cubic meters (m³). Table

2 provides an overview of these volumes.

The aging and hastily constructed original shelter,

i.e., the Shelter Object, above reactor Unit 4 raised

serious structural instability and radionuclide

release concerns. Thus, a new, unique shelter, the

New Safe Confinement, financed by numerous

sponsor countries was completed and operationally





Tab. 3.

Major radioactive waste dumps inside ChEZ.


Waste

Category

Low,

intermediate

and high

level

Low and

intermediate

level

Waste Dump

Volume

(m³)

Weight

(t)

Rudyy Lis 50,0000 250,000

Pischane plato 57,300 91,700

Naftobaza 102,000 181,000

Yaniv Station 30,000 15,000

Stara Budbaza 171,000 316,000

Nova Budbaza 150,000 70,000

Kopachi 110,000 90,000

Pripiyat 16,000 11,000

Waste Nature

Stones, metal

scrap, ground,

wood

Solid waste,

sand

Stones, metal

scrap, ground,

wood

Stones, metal

scrap, ground,

wood

Reinforced

concrete, metal

structures

Reinforced

concrete, metal

structures

Wood,

household

rubbish and

constructional

wastes

Reinforced

concrete

structures,

stones, metal

scrap

Activity

(10 12 Bq)

374

6.8

40

37

1,100

185

33.3

25.9

Chystohalivka 160,000 150,000

Equipment,

transport

facilities, etc.

3.7

| Fig. 2

Destroyed reactor building of Unit 4 with indications of storage places for HLW

containers.

commissioned in 2020. This new structure was

constructed and moved over the original shelter to

provide safe containment and conditions over the

next one hundred year to support the required

decommissioning activities for this nuclear legacy

site.

A considerable quantity of radioactive substances is

contained in the ChNPP cooling pond (see background

of Figure 2). Based on their low mobility,

the radionuclides were localized in sludge deposits

under a massive water layer, which served as

powerful barrier preventing atmospheric release.

However, after the shutdown of the last power unit,

the recharge of the cooling pond was turned off, as

a result of which the water level in the pond

dropped. This led to the exposure of radioactively

contaminated areas of the cooling pond, which in

turn increased the risk of wind-driven transfer of

radioactive contamination. In 2002, cooling pond

| Fig. 3

New Safe Confinement for safe containment of the destroyed reactor unit 4.

| Tab. 3

Major radioactive waste dumps inside ChEZ.

sludge deposit concentrations were estimated to be

(16 ±3) × 10 13 Bq for 137 Cs, (2.4 ±0.9) × 10 13 Bq for

90 Sr, and (5.3 ±1.9) × 10 11 Bq for Pu [3].

In addition to the tremendous number of radionuclides

contaminating the surrounding area accumulated

in soils, groundwater, and vegetation,

there is approximately 2,000,000 m³ of radioactive

waste resulting from early intervention and decontamination

activities. This waste is stored in

numerous waste dumps and three engineered

storage facilities that are well below state of the art.

An overview is provided in Tables 3 and 4 and

Figures 4 – 6 [8].

Following international agreements, operation of

reactor Units 1 through 3 were terminated and

await decommissioning. From all three power

units, nuclear fuel has been unloaded and moved to

Tab. 4.

Waste

Category

Intermediate

and high

level, longlived

Low and

Intermediate

level, longlived

Low and

intermediate

level, shortlived

Engineered radioactive waste storages inside ChEZ.

Waste

Storage

Pidlisnyi

3 rd line of

ChNPP

Volume

(m³)

Weight

(t)

7,040 14,080

| Tab. 4

Engineered radioactive waste storages inside ChEZ.

Waste Nature

Metal, wood,

waste

Activity

(10 12 Bq)

1.0

3,960 7,920 Reactor pieces 2,500

26,200 41900

Buryakivka 554,000 1,048,600

Ground, metal

scrap (partially in

containers)

Ground, scrap

metal, concrete,

equipment in

containers,

transport facilities

391

2,460




| Fig. 4

Sections of Pidlisny Waste Storage with ILW.

| Fig. 5

Stylized cross section of radioactive waste storage 3rd Line of ChNPP.

“compacted scheme” that included using the

reserve compartment.

Each RBMK-1000 SNF assembly consists of two fuel

bundles settled vertically on a central rod. A bundle

consists of 18 fuel elements, each of which is

3,640 to 3,644 mm long and a 13.57 to 13.9 mm

external diameter and a nominal cladding thickness

of 0.975 mm.


| Fig. 6

Trench-type near surface repository Buriakivka.

the wet/pool type Spent Nuclear Fuel Storage

Facility 1 (SNFSF-1), located at ChNPP site. Based

on its original design capacity, SNFSF-1, commissioned

in 1986, can store most but not all of the

Activity of 21,297 main SNF radionuclides assemblies in with RBMK-1000 a total heavy SNF assemblies metal at initial

enrichment equivalent of 2.4% of and 2,415 burnup t. Therefore, of 24 MWt·day/kg a technical U, solution

from was the adopted, reactor. and its safety was justified, to

20 years after

reloading

allow storage placement of the SNF according to a

Radionuclide

Activity [Bq]

85

Кr 5.80 × 10 12

90

Sr 7.82 × 10 13

90

Y 7.82 × 10 13

134

Cs 2.01 × 10 11

137

Cs 1.11 × 10 14

137m

Ba 1.05 × 10 14

154

Eu 1.17 × 10 12

155

Eu 1.89 × 10 11

238

Pu 1.65 × 10 12

239

Pu 3.43 × 10 11

240

Pu 9.64 × 10 11

241

Pu 5.64 × 10 13

241

Am 3.19 × 10 12

244

Cm 9.87 × 10 11

The ChNPP used standard fuel assemblies with

235 U with initial enrichments of 1.8 ± 0.05%, 2.0 ±

0.05%, and 2.4 ± 0.05%. Spent fuel plutonium

concentration produces 4 kg/t of uranium. Table 5

provides the main radionuclide activities 20 years

after reloading from the reactor for an initial

enrichment of 2.4% and burnup of 24 MWt·day/

kg U.

Recently, the internationally financed dry storage

facility SNFSF-2 was commissioned to replace

SNFSF-1 at the end of its designed lifetime in 2026.

In 2021, SNFSF-2 became operational and reloading

SNF from SNFSF-1 into the concrete modules of

SNFSF-2 began.

Although the design, construction, and commissioning

of several dedicated facilities for safely

managing and disposing this radioactive waste and

SNF is ongoing, due to significant delays, practically

all waste and SNF remains in existing facilities.

| Tab. 5

Activity of main radionuclides in RBMK-1000 SNF assemblies at initial enrichment

of 2.4% and burnup of 24 MWt·day/kg U, 20 years after reloading from the reactor.

| Fig. 7

Pool-type Spent Nuclear Fuel Storage Facility 1 (SNFSF-1) at ChNPP.





Location

Chamber 3, Row 2

Chamber 3, Row 4

Hot cell В

Hot cell С

Radiation protection box

Chamber 18, Row 7

Chamber 18, Row 8

Chamber 18, Cell 01/К



Chamber 18, Cell 06/І

Chamber 18, Cell 01/А



| Fig. 8

Dry SNF storage SNFSF-2 at Chornobyl NPP.

| Fig. 9

Central Storage for Spent Sealed Sources.

Furthermore, two Ukrainian-wide centralized

storage facilities have been commissioned in the

ChEZ – the central storage for WWER-1000 SNF

built in cooperation with the United States of

America (USA) and the central storage for spent

sealed sources (see Figure 9), built in cooperation

with United Kingdom (UK). Approximately 24,000

spent sealed sources have been loaded at the central

storage facility so far (see Table 6), whereas SNF

from WWER-1000 reactors has yet to be delivered

to the ChEZ. It was planned that the first spent

nuclear fuel from Ukrainian nuclear power plants

(NPP) would be loaded into a centralized storage

facility in April 2022.

Main

Radionuclides

Pieces

Activity (Bq)

60

Cо 58 5.75 E+13

239

Pu 19100 3.53 Е+09

60

Cо 16 1.22 E+09

241

Am

226

Ra

60

Cо

2

4

1

239

Pu 1,272

9.60 Е+06

3.23 Е+07

1.062 Е+10

239

Pu + Ве 24 4.497 Е+11

238

Pu + Ве 509 5.708 Е+12

137

Cs 198 3.19 Е+12

137

Cs 388 6,45 Е+12

60

Cо 14 1.88 Е+12

137

Cs 43 5.19 Е+13

90

Sr + 90 Y 70 3.1 5E+10

60

Cо 179 1.3 2Е+10

137

Cs 552 8.697 Е+12

Stored sources in total 22,430 1.36 Е+14

Free storage places 19,100

| Tab. 6

Inventory of the Central Storage for Spent Sealed Sources by June 30, 2021.

Record of Major Events and Corresponding

Incidents at ChEZ since

February 24, 2022

The following record summarizes primarily the

information published by the State Nuclear Regulatory

Inspectorate (SNRIU) at its website [9].

Thursday, February 24, 2022

5:00 a.m. The State Agency of Ukraine for the

Management of the Exclusion Zone (SAUMEZ)

orders the rapid evacuation of all nonessential

employees from the ChEZ. SAUMEZ directed the

National Guard of Ukraine military staff that were

on duty protecting ChNPP nuclear facilities and on

duty employees at these facilities to remain at their

duty stations to continue performing essential

tasks, recognizing but taking into account the enormous

threat to these workers safety, health, and

lives.

5:00 p.m. The Russian military takes control of all

nuclear facilities and captures all Ukrainian staff

remaining within the ChEZ. Their mobile phones

were confiscated and the guard staff disarmed.

9:30 p.m. SNRIU informs the International Atomic

Energy Agency (IAEA) that it had lost control of all

nuclear ChEZ facilities.

Friday, February 25, 2022

Numerous SAUEMZ radiation monitoring stations

identify unusual high radiation levels up to 7.6

higher normal values (see Figure 10) obviously

caused by military activities. Subsequently

monitoring station access was lost and remains

unrecoverable.

Sunday, March 6, 2022

Several Shelter Object neutron detectors are lost

and cannot be repaired, thereby, adversely affecting

reliable control of potential criticality conditions.

Wednesday, March 9, 2022

11:11 a.m. The ChNPP 750 kilovolt (kV) power line

is disabled, and electric power is lost at all facilities.

The power line cannot be repaired due to shelling.

Available diesel generators are activated to provide

emergency power to safety-relevant equipment but

these are designed for only 48 hours of continuous

operation.

Friday, March 11, 2022

Forest fires break out in the central and western

parts of the ChEZ and continue uncontrolled until

March 18, 2022. During this time the Russian military

prevented access of firefighting personal to the

fires.





| Fig. 10

Status of gamma radiation monitoring levels at ChEZ February 25, 2022.

Monday, March 14, 2022

Electric power is restored due to completed repair

works at 5:45 p.m. All diesel generators are shut

down.

Sunday, March 20, 2022

After 24 days, the Russian military finally allows 48

volunteers to replace 104 of the extremely

exhausted employees who had remained on shift at

their ChNPP duty stations since 24 February 2022.

However, the larger day shift personnel, including

the repair staff, did not return to ChNPP after its

evacuation February 24th, 2022.

Thursday, March 31, 2022

At about 8:00 p.m., the Russian occupiers left the

ChNNP territory. The radiation conditions at the

site and the parameters of the equipment controlled

by the operational personnel are within the limits

set by the relevant technological regulations of

nuclear installations. However, the day shift,

including repair and contractor personnel have not

been able to return to the site. The SNRIU started

analyzing the possibility of resuming regulatory

control over the state of nuclear and radiation safety

and of nuclear materials at the ChNPP site and the

Exclusion Zone.

Assessment of the Resulting Major

Nuclear Threats

By occupying the ChEZ by its military, Russian

President Putin caused and risked purposely and

recklessly high nuclear threats, caused by:

p Inappropriate working conditions and staffing

p Loss of electric power

p Forest fires

p Shelling and explosions.

The following sections provide a first assessment of

the resulting major nuclear threats.

Inappropriate working conditions and staffing

Starting on February 24, the remaining ChNNP

staff was taken as hostage and forced to work under

the close supervision of armed Russian soldiers.

Operational personnel constantly worked under

conditions of occupation, ensuring nuclear and

radiation safety of all elements and systems of the

nuclear facilities. The psychological state of the

workers who were taken hostage deteriorated daily,

with every hour of being under the constant supervision

of the occupiers without mobile communications,

which were confiscated by the Russian military

in the first days of the occupation.

Throughout the stressful and difficult conditions at

the ChNPP, its staff demonstrated a high level of

solidarity and responsible attitude in performing

their duties. It is very difficult to be in conditions of

total control by the occupier and the available information

about the plans of the Russian military to

arrange a terrorist attack at the ChNPP.

These undue working conditions could have led to

major mistakes and, consequently, to serious incidents

or accidents. Moreover, the significantly

reduced staffing and impossibility of calling for

help by other specialized staff made it impossible to

respond to arising repair needs and to implement

emergency response measures. Altogether, it has to





Location

Fire

Square

[km²]

Average Activity

[кBq/m 2 ]

137

Cs

March 11

90

Sr

Concerned Inventory

[Bq]

137

Cs

Stechanka 0.7 36 11.0 2.7E+10 8.0E+09

Poliske 0.8 540 8.6 4.3E+11 6.9E+09

Bober 8.5 1,400 5.7 1.2E+13 4.8E+10

Pukhove 3.8 950 4.1 3.6E+12 1.6E+10

March 16

Korolivka 2.0 160 2.6 3.3E+11 5.2E+09

Poliske 2.9 420 8.1 1.2E+12 2.4E+10

Kotovske 2.4 460 5.4 1.1E+12 1.3E+10

Rudnya-

Grezlyanska

March 17

90

Sr

5.0 390 10.6 2.0E+09 5.33E+07

March 18

Tarasi 2.3 310 7.0 7.1E+08 1.6E+07

Rudnya-

Grezlyanska

0.9 350 11.9 3.0E+08 1.0E+07

Khristinivka 4.9 312 8.1 1.5E+09 4.0E+07

| Tab. 7

137 Cs and 90 Sr inventories concerned by forest fires March 11 – 18, 2022.

be considered as great luck that such did not occur

as far as known so far.

Loss of electric power

In the case of complete loss of electric power, the

staff lose the ability to control the Chornobyl NPP

nuclear facilities safety parameters, in particular

the radiation state of both spent nuclear fuel storage

facilities and the SNFSF-1 spent fuel pool water

level and temperature. Moreover, fires cannot be

identified, alarms cannot be raised, water cannot

be added to maintain sufficient water levels, and

permanent cleaning of the spent fuel pool water

stops. Also, the ventilation systems will fail with no

possibility to take compensatory measures. Thus,

explosive hydrogen concentrations may be formed

due to the radiolysis reaction.

For the Shelter object, a blackout will cause the loss

of control over the parameters characterizing the

state of nuclear and radiation safety, as well as the

state of unstable structures. Additionally, under a

blackout scenario the operation of the ventilation

systems, which are important for safety, and the

integrated control system will cease. In particular

the neutron absorber injection system would cease

to function. Ventilation system interruptions can

cause the New Safe Confinement to lose its negative

pressure, which could result in the release of

gaseous radionuclides. In this situation radioactive

aerosols can neither be captured, monitored, nor

retained by HEPA filters.

Because of the loss of electric power at the ChNPP

nuclear facilities and the limited capabilities of the

stressed and exhausted operational personnel, the

control of the safety parameters at the facilities

cannot be guaranteed. Consequently, impacting the

ability of the staff to effectively respond to both

potential internal and external emergency events.

This inability of the staff to effectively respond to

these events could lead to severe radiation consequences.

Thankfully, additional diesel reserves at ChNPP

and reliable functioning of the diesel generators

electric power was not completely lost, although

the external electric power supply was interrupted

for almost 125 hours from March 9 – 14, 2022.

Forest fires

Due to high soil and vegetation contamination,

forest fires are a permeant safety concern at ChEZ.

Thus, the State Specialized Enterprise (SSE)

Ecocenter operates a dedicated radiation monitoring

system for directing firefighting and monitoring

fire-related radionuclide distribution inside

the ChEZ.

However, for unknown reasons, the system service

terminated several hours after the Russian occupation

making atmospheric radioactive pollution data

unavailable and making it impossible to adequately

respond to threats of the deteriorating radiation

situation inside the ChEZ. Even worse, the military

occupation conditions eliminated firefighting

efforts. It is uncertain when these capabilities can

be fully restored.

Forest fires in the cold season are an atypical

phenomenon for the ChEZ, but there was a high

probability of the intensity forest fires exceeding

such limits in the spring and summer that could

lead (in the absence of any firefighting measures)

practically to completely burning the radioactively

contaminated forests in ChEZ. Such a total destruction

by fire could accordingly lead to a significant

deterioration of the radiation situation in Ukraine

and possibly throughout Europe.

According to the website of the Fire Information for

Resource Management System (FIRMS) [10], fire

areas in the period from March 11 to 18, 2022 were

observed mainly in the western and central parts of

the ChEZ. On March 11, 2022, the main fire areas

were recorded near settlements of Poliske,

Stechanka, Bober, and Pukhove. From March 12 to

15, no major fires were recorded. On March 16,

forest fires resumed in the Poliske - Kotovske

district, and broke out near the village of Korolivka.

On March 17, a fire in the Poliske region spread

northeast to the village of Rudnya-Grezlyanska and

continued the next day. In addition, new cells have

emerged in the area of village Tarasy and in the

radioactively contaminated area outside the ChEZ





| Fig. 11

Average daily 137 Cs activity concentration [µBq/m³] in the surface air layer resulting from combustion products for certain days from March 11 to 18, 2022.

near the village of Novomoskovsk. Table 7 summarizes

the concerned areas and 137 Cs and 90 Sr inventories.

The Department of Radiation Ecology of the ISP

NPP of the National Academy of Sciences of Ukraine

prepared a preliminary assessment of the spread of

137 Cs using additional input from the Weather

Research and Forecasting (WRF) Model. Figure 11

presents the model calculation results.

During the first half of March 11, radioactive distribution

drifted to the southwest and, by the end of

the day, to the southeast and it was possible it would

reach Moldova, Romania, and Black Sea via the

central and southern of Ukraine.

The calculated average daily 137 Cs activity could

reach 1 mBq /m³ at up to 150-200 km from the

ChEZ. On March 16, the transfer direction changed

to west and north-western Ukraine polluting the

territory of Belarus, and subsequently transferring

to the Baltic Sea. From March 17-18, the distribution

continued west.

According to the FIRMS homepage on March 19,

2022, fires continued within the ChEZ (near Rudnya-Grezlyanska

and Tarasy / Vlodimirovka /

October), as well as in the radioactively contaminated

area outside the Exclusion Zone near the

village Khristinivka, Zhytomyr region. A new intensive

fire center was formed in the 10-km zone of the

CHNPP near the villages of Tilsty Les and Buda in

an area with high levels of 137 Cs and 90 Sr pollution.

Further spread of fire was recorded almost in the

same areas March 20 to 21. In addition, less intense

fires occurred in the southwestern part of the Exclusion

Zone and in the Zhytomyr region near the

boundaries of the zone.

During March 26, 2022, only a small fire near

Poliskex was recorded and fires resumed near the

Shelter Object on March 27. The cessation of rain

showers in the late afternoon and evening of March

27 led to more intense fires in this area the next day.

A new fire was also recorded in the “Rudyy Lis”

approximately 2.5 – 4 km west of the ChNPP. The

following day the burning stopped in this area, but

fires continued in the Tarasov and in the Naroditsky

regions. The resumption of heavy rainfall in the

evening of March 29 led to an almost complete

cessation of fires March 30 – 31, 2022.

According to the Institute for Safety Problems of

Nuclear Power Plants (ISP NPP) modelling results,

combustion products were transferred in the





southeast direction on March 27, and March 28 – 29

in the east. The daily average activity concentration

of 137 Cs in surface air reached outside ChEZ up to

200 – 500 μBq/m 3 on March 28, but March 27 and

29 it did not exceed 10 μBq/m 3 . From March 30 –

31, when Russian soldiers left, practically no additional

radioactive surface air contamination within

the territory of Ukraine was observed as a result of

fires in ChEZ.

Although all modelling results suggest the

Ukrainian regulatory limit for 137 Cs air pollutions of

0.800 mBq/m³ have not been exceeded, significantly

more undue consequences could have

occurred particularly due to the reasons mentioned

earlier, as well as in the case of fires affecting waste

dumps and/or waste storages. In the worst case,

forest fires could directly impact the nuclear facilities

at ChNPP which could result in practically

unpredictable consequences.

Shelling and Explosions

Considering the nuclear threats of military battles

near nuclear facilities and trusting basic international

conventions and common sense, the

Ukrainian armed forces headquarters was not

prepared to defend the ChEZ territory against the

Russian invaders and ordered Ukrainian defence

personnel to stand down and not respond with military

force. Shelling and explosions at ChEZ were

most likely prevented thanks to this precaution.

However, satellite images confirmed that Russian

military forces, several hundred at a minimum,

brought significant amounts of ammunition into

ChEZ which under the military operation and

resulting occupation of the territory could have led

to severe explosive damage affecting, in worst

cases, the nuclear facilities.

Neither the New Safe Confinement nor the original

Shelter Object, containing the damaged fourth

reactor, nor other ChEZ nuclear facilities are hardened

against military attack or for that matter

designed to withstand an aircraft crash or similar

accident.

Significant radioactive releases, similar to those

after the 1986 accident, could occur from the

instantaneous loss of negative pressure within

either of the shelters due to shelling, explosions, or

another event, such as an aircraft crash. Moreover,

broken parts could fall on the original shelter and

cause its collapse due to its limited stability.

Irrespective of high fissile materials amounts, criticality

accidents are excluded reliably by ensuring

sufficient spacing between SNF assemblies.

However, in the case of shelling or explosions, this

condition cannot be guaranteed which could result

in an unplanned configuration/spacing of the

assemblies with unpredictable consequences. If the

SNFSF-1 or SNFSF-2 storage facilities are affected

by explosive events from artillery shelling or missile

strikes, the consequences might even exceed the

those of the original reactor unit four accident, as

the inventory of fissile materials in these facilities is

several orders of magnitude higher.

Finally, as mentioned previously, the long-lasting

electrical power loss could result in a concentration

increase of radiolysis gases and possible explosions

at the SNFSF-1 wet/pool-type storage.

Conclusions

Nuclear power plants and other nuclear facilities of

Ukraine are for peaceful use of nuclear energy and,

in accordance with Article 56 of the Additional

Protocol to the Geneva Conventions of 12 August

1949 on the Protection of Victims of International

Armed Conflict (Protocol I) of 8 June 1977, they are

not intended for hostilities and must not be attacked

[11].

Furthermore, the Russian Federation’s military

actions in ChEZ are in direct violation of treaty

agreements. Specifically, Article 7 of the Convention

on the Physical Protection of Nuclear Material,

as amended (hereafter referred to as “the Convention”)

[12], which herein states:

The intentional commission of:

...

(e) an act directed against a nuclear facility, or an act

interfering with the operation of a nuclear facility,

where the offender intentionally causes, or where he

knows that the act is likely to cause, death or serious

injury to any person or substantial damage to property

or to the environment by exposure to radiation or

release of radioactive substances, unless the act is

undertaken in conformity with the national law of

the State Party in the territory of which the nuclear

facility is situated;

...and...

(j) an act of any person who organizes or directs

others to commit an offence described in sub-paragraphs

(a) to (h);

...

shall be made a punishable offence by each State

Party under its national law.

The Convention, to which the Russian Federation is

signatory, entered into force in February 1987. and

its subsequent Amendment in May 2016. The

Convention and its amendment are seen as

“…crucial milestones in the development of the international

legal framework for nuclear security, as they

remain the only internationally legally binding

undertakings in the area of physical protection of




nuclear material and of nuclear facilities used for

peaceful purposes.”

The military occupation of the ChEZ, the holding

hostage of the staff, the disruption of power lines

and loss of power to the facilities within the ChEZ,

the destruction of the radiation monitoring

network, the hinderance of access of emergency

response firefighting personnel are all clear violations

of the Convention. The aggressive actions,

ordered by the Russian President, have at a

minimum resulted in substantive damage to the

environment and injury to human health, and

potentially may contribute to the premature death

of individuals.

Considering the continuing attacks from the

Russian forces on Ukraine, IAEA Director General

(DG) Grossi outlined the following seven indispensable

pillars of nuclear safety and security at an

IAEA Board of Governors meeting on March 2 [13].

p The physical integrity of the facilities – whether it

is the reactors, fuel ponds, or radioactive waste

stores – must be maintained;

p All safety and security systems and equipment

must be fully functional at all times;

p The operating staff must be able to fulfil their

safety and security duties and have the capacity

to make decisions free of undue pressure;

p There must be secure off-site power supply from

the grid for all nuclear sites;

p There must be uninterrupted logistical supply

chains and transportation to and from the sites;

p There must be effective on-site and off-site radiation

monitoring systems and emergency

preparedness and response measures; and

p There must be reliable communications with the

regulator and others.

Specific to ChNPP and the waste storages and

supporting facilities and infrastructure within the

ChEZ, it can be seen from the discussion presented

in this paper that the Russian military forces have

violated each of the seven pillars outlined by DG

Grossi.

It is important to note that already in the night from

March 3 to 4, Russian forces shelled and attacked

the Zaporizhzhya Nuclear Power Plant (ZNPP),

setting fire to a training facility on the power plant’s

grounds, not only a clear violation of these pillars

but of the above-mentioned conventions, as well.

The Russian Federation, as a signatory to these

conventions, therefore, is obligated to charge,

punishable by their law, the responsible individuals

who ordered and instigated in their capacities at

highest state duties the occupation of the ChEZ and

attacks on other Ukrainian nuclear facilities, which

resulted in the aforementioned violations. Failure

of the Russian Federation to pursue appropriate

charges as foreseen under the treaty would be a

clear violation of their obligations under the

Convention in intent and act and cannot be tolerated

by the international community.

The highest-ranking representatives of the Russian

Federation willfully and recklessly accepted and

ignored the high risk of unpredictable nuclear accidents

and the potential for catastrophic consequences

to the population in many European countries.

While it is extremely fortunate that such accidents

have not already occurred, due to other fortuitous

circumstances, such actions remain completely

inexcusable.

Moreover, the criminal behavior of the highest-ranking

representatives of Russian Federation

and their willful violation of international conventions

ratified by the Russian Federation raises the

urgent question of how much longer the international

community can tolerate their official position,

which is to blame other for their own criminal

actions. The Russian Federation’s repeated misrepresentations

and abuse of privileges, entrusted to

them by international organizations, such as IAEA

and the United Nations, cannot be tolerated and

appropriate actions are required by the international

community to address these abuses.

Acknowledgement

We would also very much like to thank Mr Terry

Tetreault who assisted with editing the manuscript

on very short notice, as well as other contributors

who are not explicitly mentioned.

References

[1] United Nations General Assembly Resolution ES‐11/1 adopted on 2 March 2022 at the eleventh

emergency special session of the United Nations General Assembly.

[2] Law of Ukraine “On legal regime of territories affected by radioactive contamination result of

the Chornobyl nuclear power plant.”

[3] TACIS PROJECT – U4.03/04 Development of the National Strategy and Concept for State

Program for Radioactive Waste Management in Ukraine (Part 1), including a Strategy for

NNEGC Energoatom Radwaste Management (Part 2) (WMS-UA), TECHNICAL REPORT Task 1.1

Current situation of the legal matters and available institutional framework in the radioactive

waste management in Ukraine, DBE TECHNOLOGY GmbH, Peine, October 2006.

[4] https://chernobylx.com/the-red-forest-the-most-radioactive-outdoor-environment-on-theplanet/

[5] https://www.unian.ua/ecology/chaes-rashisti-ne-tilki-rili-okopi-v-rudomu-lisi-a-y-tam-zhilivideo

11775091.html?fbclid=IwAR0ICQrke3ah_czAIhz3h9HQbovxKCGjhdYnOoGtT8Ta2umq3EVitCCUl50

[6] INSC PROJECT – U4.01/08-B Improvement of the infrastructure for radioactive waste

management in the Chernobyl Exclusion Zone. Phase I: Safety assessment TASK REPORT 5.2

PRELIMINARY SAFETY ASSESSMENT REPORT FOR THE EXTENDED BURYAKOVKA DISPOSAL

FACILITY, DBE TECHNOLOGY GmbH, Peine, June 2012

[7] https://telegraf.com.ua/ukraina/2022-04-01/5701140-budut-pit-chay-i-svetitsya-ot-radostiokkupanty-poluchili-obluchenie-na-chaes-no-raduyutsya-chto-nagrabili-posudy

[8] INSC PROJECT – U4.01/09 B Disposal Concepts for Radioactive Waste in Ukraine, Technical

Report Task 2, DBE TECHNOLOGY GmbH, Peine, October 2013.

[9] https://snriu.gov.ua/timeline?&type=posts&category_id=15

[10] https://firms.modaps.eosdis.nasa.gov/

[11] Protocol Additional to the Geneva Conventions of 12 August 1949, and relating to the

Protection of Victims of International Armed Conflicts (Protocol 1)

[12] INFCIRC/274/Rev.1/Mod. 1 (Corrected) Date:18 October 2021.

[13] https://www.iaea.org/newscenter/pressreleases/iaea-director-general-grossis-initiative-totravel-to-ukrain

[14] https://www.iaea.org/newscenter/statements/iaea-director-generals-introductory-statementto-the-board-of-governors-7-march-2022





Authors


Anatolii V. Nosovskyi

Member, Academy of Science of Ukraine

Director, Academy of Science of Ukraine Institute of

Safety Problems of Nuclear Power Plants

Anatoly Nosovsky, born in 1954, graduated from the Polytechnic Institute in

Leningrad. Nosovsky researched nuclear submarine radiation protection for the I.

Kurchatov branch of the Institute of Atomic Energy in Sosnovy Bor. In 1986, he

ensured employee radiation safety during the construction of the Chornobyl

nuclear power plant (ChNPP) shelter facility and associated restoration efforts.

In 1988, he served as the ChNPP Deputy Chief Engineer and later as the Deputy

General Director for Radiation Protection. After decommissioning ChNPP, he was

the deputy director for science at State Scientific and Technical Center for Nuclear

and Radiation Safety in Slavutich. In 2004, he was a department head and, since

2015, a director at the National Academy of Sciences of Ukraine Institute for

Safety Problems of Nuclear Power Plants.

Nosovsky’s former positions and awards include: Doctor of Technical Sciences,

Professor of the Department of Nuclear Power Plants and Engineering Thermal

Physics, Academician of the National Academy of Sciences of Ukraine, Honorary

Worker of the Nuclear Energy of Ukraine, Laureate of the State Prize of Ukraine in

Science and Technology, Member of the National Commission for Radiation

Protection of the Population of Ukraine, Member of the Board of the Ukrainian

Nuclear Society, Expert Council of the Ministry education and science of Ukraine;

scientific and technical councils of NNEGC “Energoatom,” and the Ministry of

Energy of Ukraine.

Iurii Shybetskyi

Principal scientist, Academy of Science of Ukraine

Radioecological Centre

Iurii Shybetskyi was born in 1960 and graduated in 1983 from Kyiv University and

earned his PhD in isotopic geochemistry at the Kyiv Institute of Geochemistry and

Mineral Physics in 1994. He has 25 years of experience in the field of radioactive

waste disposal as a Principal Scientist at State Enterprise “Radioenvironmental

Centre of National Academy of Sciences of Ukraine” and as a Member of the

National Commission for Radiation Protection of Ukraine. His main areas of

expertise include radioactive waste disposal siting; safety assessments; national

legislation development of norms and programs for radioactive waste

management; and scientific project management. Iurii Shybetsky has authored

more than 100 publications, including six books. He also helped develop the

following Laws of Ukraine: “On State Ecological Program for Radioactive Waste

Management in Ukraine” (2008), “On radioactive waste management” (2019), of

the Decree of Cabinet “On Radioactive Waste Management Strategy in Ukraine”

(2009), of the Regulations “General safety provision for geological disposal of

radioactive waste” (2007), and “Siting Requirements for Radioactive Waste

Disposal” (2008).

As leading Ukrainian Expert, he was responsibly involved in several EU-funded

international cooperation projects e.g., U4.01/08-C, “Improvement of the Waste

Classification System in Ukraine” (2011-2012); U4.01/09-B, “Disposal concepts for

Radioactive Waste Management in Ukraine” (2012-2017); and U4.01/14-B,

“Development of a National Plan for Radioactive Waste Geological Disposal in

Ukraine” (since 2018).

Vyacheslav M. Shestopalov

Member, Presidium of the Academy of Science of

Ukraine

Director, Academy of Science of Ukraine Radioecological

Centre

Dr. Jürgen Krone

Before retirement 2018 CEO of DBE TECHNOLOGY

GmbH

Vyacheslav Shestopalov, born in 1936, graduated from Kyiv University in 1959

majoring in hydrogeology. In 1971 Shestopalov earned his PhD in 1971 and

Doctor of Science in 1983 at the Kyiv Institute of Geological Science. He served in

1991 as a teaching professor, in 1995 he became Academician of National

Academy of Sciences of Ukraine, in 2004-2015 as the Academician-Secretary of

the Department of Earth Sciences of National Academy of Sciences of Ukraine, and

Advisor to the Presidium of National Academy of Sciences of Ukraine in 2015, and

currently is Director of State Enterprise at the Radioenvironmental Centre of

National Academy of Sciences of Ukraine.

He has over 30 years of experience with radioactive waste disposal and

eliminating the consequences of the Chornobyl NPP catastrophe. Professor

Shestopalov has authored more than 600 publications, including 28 books. He

was also awarded three Orders of Ukraine “For Merit” in 2002, 2008, and 2016

and the State Prize of Ukraine in the field of science in 2004.

Jürgen Krone was born 1955, graduated with a degree in computer science in

1979 and earned his PhD in 1981 from Kharkiv Polytechnical Institute. He has held

various industrial management positions focusing on engineering and applied

research, including several production atomization and environmental protection

projects. In 1996, Krone’s professional and scientific focus became radioactive

waste disposal. From 2001 until retirement in 2018, he led the newly founded DBE

TECHNOLOGY GmbH. 2001 – 2021 he led a consortium of prominent European

radioactive waste management organizations that implemented numerous

internationally funded cooperation radioactive waste management projects in

Eastern Europe and, in particular, Ukraine.




Update on U.S. Nuclear Energy Policy

Edward Kee

This article covers recent developments in United States (U.S.) nuclear energy policy. The U.S. has the most

operating nuclear power plants of any country, but U.S. nuclear power capacity is declining. Over the past

decade, U.S. nuclear power plants have closed early due to low electricity market prices. 1 Recent U.S.

nuclear energy policy initiatives help address the existential threat to nuclear power projects operating in

electricity markets. In the U.S. federalist form of government, oversight of the electricity and nuclear power

industries is divided between the national/federal government and state governments. New nuclear power

policies have been developed and implemented at both levels.

National/Federal Level

The U.S. federal government has a limited role in

nuclear power.

The federal Nuclear Regulatory Commission (NRC)

has exclusive authority over nuclear safety matters.

A major U.S. nuclear power utility, the Tennessee

Valley Authority (TVA) is owned by the federal

government, but receives no taxpayer funding and

operates as a regional public power utility.

The primary influence of the U.S. federal

government on nuclear power is from the Federal

Energy Regulatory Commission (FERC). FERC

regulates the wholesale power system and

wholesale electricity markets. In the 1990s, FERC

pushed for electricity industry reforms that

included wholesale electricity markets and the

divestment of generation assets by verticallyintegrated

utilities. The result of these reforms was

newly independent merchant generators operating

in new wholesale electricity markets.

FERC aimed to implement electricity industry

reforms nationwide, but some states declined to

participate and some parts of the U.S. retain the

traditional electricity industry approach (i.e.,

vertically-integrated utilities under cost-of-service

state regulation). A map of the U.S. electricity

markets shows the various regional electricity

markets, with white areas retaining the traditional

vertically-integrated regulated electric utility

industry structure. Also, public power utilities (e.g.,

municipals and cooperatives) remain in place even

in the market areas.

Most of the U.S. nuclear power plant early

retirements have been merchant generators

operating in these wholesale electricity markets.

Federal nuclear energy policy developments to

address this issue include the recently approved

Civil Nuclear Credit program, proposals for a

nuclear Production Tax Credit (PTC), and various

U.S. DOE funding activities.

Civil Nuclear Credit program

Shortly after taking office in 2021, President Biden

proposed a large infrastructure spending program.

After extensive congressional negotiations, the

Infrastructure Investment and Jobs Act (IIJA) was

passed by Congress and signed into law in November

2021.

The IIJA includes, among other things, a new Civil

Nuclear Credit (CNC) program that will provide $6

billion in payments to existing nuclear power plants

to help prevent more early retirements of these

plants. The CNC program will be designed and

implemented by the U.S. Department of Energy

(DOE).

Civil Nuclear Credits will be allocated to selected,

certified nuclear power plants over four years. The

U.S. DOE has indicated that it intends, to the

maximum extent practicable, to allocate credits to

as many certified reactors as possible. 2

The CNC program reflects broad political support

for nuclear power as an essential part of the effort

to reduce U.S. electricity sector greenhouse gas

emissions.


1 For a more complete discussion of this issue, see Edward Kee’s 2021 book: Market Failure – Market-Based Electricity is Killing Nuclear Power

2 See https://www.energy.gov/ne/civil-nuclear-credit-program


Update on U.S. Nuclear Energy Policy ı Edward Kee



Proposed Production Tax Credit program

The Biden administration also proposed a larger

spending bill in 2021, referred to as the Build Back

Better Act, that was to be passed shortly after the

IIJA but Congress has not approved this larger bill.

The larger bill is not likely to be approved as

originally proposed, but will likely be divided into

several smaller and more focused bills that are

considered in 2022.

is another sign that U.S. federal policy is moving to

support nuclear power.

U.S. DOE programs

The DOE is designing and implementing the new

Civil Nuclear Credit program. DOE is also

implementing Energy Policy Act of 2005 incentives

that will apply to the new Vogtle 3&4 nuclear power

plant.

The larger spending bill included a new Production

Tax Credit (PTC) for nuclear power plants. Like the

Civil Nuclear Credits, the new PTC payments were

aimed at stopping additional early retirements of

existing nuclear power plants due to poor financial

performance.

The earlier Energy Policy Act of 2005 provides

production tax credits for nuclear power, but only

for new advanced nuclear power plants that meet

certain requirements.

The U.S. nuclear power industry preferred the

larger and more certain revenue that would come

from the proposed PTC program. The PTC program

had a larger total budget than the CNC program

and would have provided benefits to all operating

nuclear power plants, without the Civil Nuclear

Credit’s certification and auction process.

These PTC benefits are not yet approved, but the

inclusion of the PTC program in proposed legislation

In addition, the DOE funds numerous programs to

assist the U.S. nuclear power industry with a focus

on supporting R&D, facilitating NRC regulatory

approval for new reactor designs, and helping get

the first units using new nuclear power plant

designs built.

DOE has also funded several studies of the financial

issues facing existing nuclear power plants. 3

State Level

U.S. electricity market reform and restructuring

were implemented in some, but not all U.S. states.

In states that retained the traditional electricity

industry model, nuclear power plants under state

cost-of-service regulation have a more positive

outlook than the merchant nuclear power plants in

market states that have electricity markets and a

restructured electricity industry.

3 Two of these studies are at See https://gain.inl.gov/Shared%20Documents/Economics-Nuclear-Fleet.pdf and

See https://nuclear-economics.com/wp-content/uploads/2017/10/2017-09-Market-Challenges-for-Nuclear-Fleet-ESSAI-Study.pd




Traditional States

The only new nuclear power plant under

construction in the U.S. is the Vogtle 3&4 plant in

the state of Georgia, which retained the traditional

electricity industry approach. The Vogtle 3&4 plant

is the first Westinghouse AP1000 reactors built in

the U.S. and is owned by a regulated electric utility,

Georgia Power, in partnership with several public

power utilities. The Georgia Public Utility

Commission approved Georgia Power’s investment

in the regulated Vogtle 3&4 units. The Vogtle 3&4

project is financed with a DOE Loan Guarantee and

will receive production tax credits when it starts

commercial operation, both benefits from the

Energy Policy Act of 2005. Georgia’s state

government and public utility commission have

provided strong support for this new nuclear

project.

Minnesota, another state retaining the traditional

electricity industry approach, has two existing

nuclear power plants owned by Xcel Energy. In

2003, the state government raised the issue of

whether these existing nuclear power plants should

continue to operate and whether customer rates

would be lower if the nuclear power plants were

retired early. 4 This situation was different in early

2022, with Xcel Energy’s plan to rely on nuclear

power for the future confirmed. 5

Nebraska also retains a traditional electricity

industry approach that involves public power

utilities rather than investor-owned regulated

utilities. These public power utilities are non-profit

entities that recover costs from customers. In 2016,

the Fort Calhoun nuclear power plant, owned by

the Omaha Public Power District, was retired early

because customer rates would be lower without the

nuclear power plant. The Fort Calhoun early

retirement was linked to low power costs in a region

with extensive wind power development. Another

Nebraska public power utility, the Nebraska Public

Power District, owns the Cooper nuclear power

plant that continues to operate under a license

extension that allows operation until 2034.

companies to divest existing generation assets,

including nuclear power plants. The divested

nuclear power plants operate as merchant

generators selling power into the wholesale

electricity market. Low prices in U.S. wholesale

electricity markets were caused by low natural gas

prices, low demand growth, and increased

development of renewable generation subsidized

by out-of-market incentives (e.g., federal

government PTCs and state renewable mandates).

These low wholesale electricity market prices put

financial stress on merchant nuclear power plants,

with some plants experiencing financial losses.

This poor financial performance led to the early

retirement of merchant nuclear power plants (e.g.,

Kewaunee, Vermont Yankee, Three Mile Island,

Pilgrim) in market states.

ZEC Program States

Some market states, concerned about more early

retirements of merchant nuclear power plants,

established Zero-Emission Credit (ZEC) programs

to help provide additional revenue to merchant

nuclear plants.

The ZEC programs provide additional revenue to

merchant nuclear power plants to reduce the

incentives for owners to close these plants due to

poor financial performance.

These state-level ZEC programs have been the most

important nuclear power policy initiative in the

U.S. in decades.

The New York state 2016 ZEC program prevented

the early retirement of four reactors at the Ginna,

FitzPatrick, and Nine Mile Point nuclear power

plants. 6

The Illinois 2016 ZEC program covered the Clinton

and Quad Cities nuclear power plants. 7

Illinois

implemented a second ZEC program in 2021 to

cover the Byron and Dresden plants. 8

The New Jersey 2019 ZEC program covered the

Hope Creek and Salem nuclear power plants, with

the initial 2019 three-year ZEC program extended

for another three years in 2021. 9


Market States

U.S. states that implemented electricity reforms

and joined wholesale electricity markets typically

required original vertically-integrated utility

Connecticut power contracts

Another market state, Connecticut, located in the

ISO-NE electricity market, took a different

approach. Connecticut saved the Millstone nuclear

4 See https://www.house.leg.state.mn.us/hrd/pubs/nucxcel.pdf

5 https://www.startribune.com/state-regulators-ok-xcel-plan-that-shifts-from-coal-to-more-renewable-nuclear-energy/600144545/

6 https://www.nyserda.ny.gov/-/media/Files/Programs/Clean-Energy-Standard/2019/Case-15-E-0302-Final-ZEC-Implementation-Plan.pdf

7 https://www.ipa-energyrfp.com/zero-emission-credits/

8 https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=50136

9 https://www.state.nj.us/bpu/newsroom/2021/approved/20210427.html





power plant by allowing the Millstone nuclear

power plant to participate in a state-sponsored

clean energy procurement process 10 that resulted in

a power contract with greater revenue than market

sales.

The Seabrook nuclear power plant, another

merchant nuclear power plant located in New

Hampshire (i.e., also in the ISO-NE electricity

market), was also awarded a clean energy contract

by Connecticut. 11

Other States

Some market states have not taken action to stop

merchant nuclear power plant early retirement.

The state of Michigan has done little to stop the

planned early retirement of the Palisades nuclear

power plant scheduled for May 2022. 12 Michigan is

another state with wholesale electricity markets,

with the southern end of the state covered by PJM

and the rest by the MISO market. The Palisades

nuclear power plant, in the MISO market part of

Michigan, was sold in 2007 to Entergy along with a

power contract that is due to expire in May 2022.

Current plans are to close the Palisades nuclear

power plant when the power contract expires (i.e.,

at the end of May 2022) and transfer ownership of

the closed nuclear power plant to Holtec to start

decommissioning. 13 There has been some discussion

of ways to keep Palisades in operation, but nothing

has been put in place so far.

The state of California supported a 2018 California

Public Utility Commission order for Diablo Canyon

to close in 2024/2025, the end of its normal

operating license, rather than applying for the

20-year license extensions that have been granted

to most other U.S. nuclear power plants. Most of

California is covered by the CAISO wholesale

electricity market, but the nuclear power plants in

California remained as regulated utility assets that

operate in the wholesale CAISO electricity market.

The last nuclear power plant in California, Diablo

Canyon, is expected to operate until the end of its

normal operating license (i.e., 2024 and 2025).

There are calls to extend the life of Diablo Canyon 14 ,

but it is unclear that these efforts will change the

planned closure dates.

The state of Pennsylvania declined to implement a

ZEC program in 2019, leading to the early retirement

of the Three Mile Island nuclear power plant 15 . The

Beaver Valley nuclear power plant was also

scheduled to close early, but this decision was

reversed in 2020 because Pennsylvania announced

that it would join the Regional Greenhouse Gas

Initiative. 16

Conclusions

At the federal level, the new Civil Nuclear Credit

program, the proposed Production Tax Credit for

nuclear power show, and various DOE programs

show a growing support for nuclear power by the

U.S. Federal government.

At the state level, traditional states seem to provide

continuing support for nuclear power and some

market states helped financially-threatened

merchant nuclear power plants. However, some

other market states have allowed, or even

encouraged, nuclear power plants to close early.

Author

Edward Kee

CEO, Founder and Principal Consultant of Nuclear

Economics Consulting Group (NECG),Alexandria, USA

edk@nuclear-economics.com

Edward Kee is an expert in nuclear economics. Mr. Kee provides advice to

governments, investors, regulators, regulated and unregulated electricity

companies, nuclear companies, and other parties.

10 https://www.cga.ct.gov/2020/rpt/pdf/2020-R-0203.pdf

11 https://www.spglobal.com/marketintelligence/en/news-insights/trending/vrAiKSOzmpxuz3yuBq6XQw2-

12 https://www.hollandsentinel.com/story/news/regional/2022/01/04/regulators-approve-sale-palisades-nuclearplant/9076515002/

13 https://www.hollandsentinel.com/story/news/regional/2022/01/04/regulators-approve-sale-palisades-nuclearplant/9076515002/

14 https://energy.stanford.edu/publications/assessment-diablo-canyon-nuclear-plant-zero-carbon-electricity-desalination-and

15 https://www.publicadvocates.cpuc.ca.gov/general.aspx?id=3567

16 https://stateimpact.npr.org/pennsylvania/2020/03/13/owners-of-pa-s-beaver-valley-nuclear-power-station-willkeep-it-open-because-of-states-climate-plan/




Dossier: Debatte über den Weiterbetrieb

von Kernkraftwerken zur Energiesicherung im

Zusammenhang mit dem Krieg in der Ukraine

Der russische Angriffskrieg gegen die Ukraine führt dort zu Zerstörung, Leid und Tod sowie zu einer

Welle von Millionen Kriegsflüchtlingen innerhalb des Landes und in die Nachbarstaaten bzw. die

gesamte Europäische Union. Darüber hinaus ist die europäische Ordnung nach dem Kalten Krieg

herausgefordert und die geopolitische Situation nicht nur in Europa, sondern möglicherweise auch

weltweit verändert.

Neben diesen ganz großen Themen, die die

Nachrichtenlage und Sondersendungen wie

Analysen dominieren, wird mit gutem Grund

auch über die energiepolitischen Auswirkungen

der geopolitischen Krise diskutiert. Russland ist

in Summe über die verschiedenen Energieträger

der bedeutendste Exporteur von Energierohstoffen

und besonders mit Europa eng

verbunden, aus historischen wie kommerziellen

Gründen. Gerade in Deutschland wurde diese

Verflechtung, die eben auch Abhängigkeit

bedeutet, geradezu gepflegt als Element einer

partnerschaftlichen Beziehung zu Russland, als

Unterpfand eines friedlichen Europa, als Beitrag

zur wirtschaftlichen Wettbewerbsfähigkeit und

– auch dies – als Absicherung der deutschen

Energiewende, die auf die Abschaffung der

Kernenergie und der Kohleverstromung zielt.

Ganz unmittelbar bringt die Krise eine schwerwiegende

Unsicherheit in der Energieversorgung,

denn im vergangenen Jahr bezog Deutschland

55 % seines Erdgases, 50 % der Kraftwerksund

Kokskohle sowie 35 % seines Ölbedarfs in

Form von Rohöl und Ölprodukten, insbesondere

Diesel bzw. leichtes Heizöl aus Russland. Innerhalb

Deutschlands sind russische Unternehmen

oder ihre Gesellschaften Betreiber von Energieinfrastruktur

wie Gasspeichern, Pipelines und

Raffinerien sowie auf verschiedenen Ebenen des

Handels und der Distribution aktiv.

Damit steht nun ein wesentlicher Teil der deutschen

Energieversorgung gleichsam von einem

Tag auf den anderen zur Disposition, sei es, dass

in einer politischen Eskalation Russland die

Lieferungen aussetzt oder seine Marktposition

missbraucht, sei es, dass ein Embargo gegen

russische Energielieferungen verhängt wird.

Letzteres ist im Fall der Kohle durch die EU

bereits beschlossen worden.

Vor diesem Hintergrund hat Bundeswirtschaftsminister

Robert Habeck bereits am 27.02.2022

in der ARD-Sendung „Bericht aus Berlin“ angekündigt,

die Möglichkeit eines Weiterbetriebs

von Kernkraftwerken zur Sicherung der Energieversorgung

zu prüfen und zwar ohne Denkverbote

und ohne eine solche Option „ideologisch

abwehren“ zu wollen.

In der Folge, im Lauf des 28. Februar haben zwei

Energieversorger ihre bis dato bezüglich allen

zuvor geführten Diskussionen über einen Weiterbetrieb

aus Gründen des Klimaschutzes ablehnenden

Positionen modifiziert. Bislang galt, dass

kein Interesse an einem Weiterbetrieb bestehe,

da alle Planungen etwa im Hinblick auf die

Technik und die Rückbauplanungen, die Personalplanung

und die vertraglichen Regelungen

seit Jahren auf die Abschaltung und den unverzüglichen

Rückbau gerichtet seien. Im Lichte der

neuen Lage wurde die Bereitschaft erklärt, die

Möglichkeiten in Richtung eines Weiterbetriebs

zu prüfen und unter geeigneten Rahmenbedingungen

und auf ausdrücklichen Wunsch der

Bundesregierung von der geplanten Vorgehensweise

abzuweichen. Ein anderer Betreiber

äußerte sich sehr skeptisch und betonte die

Hürden, die einem solchen Weg im Wege

stünden. Alle drei Betreiber stromerzeugender

Kernkraftwerke betonten, zum beschlossenen

Ausstieg aus der Kernenergie in Deutschland zu

stehen.

Seitens der Bundesumweltministerin Steffi

Lemke kam unmittelbar eine negative Einschätzung,

die mit Sicherheitsbedenken begründet

wurde. Einige Landespolitiker und Bundestagsabgeordnete

haben dagegen eine ergebnisoffene

Prüfung der Einbeziehung der Kernenergie in die

Versorgungssicherheitsplanung gefordert. Diese

Diskussion hat in den folgenden Wochen

51

KERND BRANCHENINFORMATION



52


erheblich an Dynamik gewonnen, insbesondere

in CDU, CSU und FDP. Auch in Meinungsumfragen

haben sich immer größere Teile der

Befragten für eine Weiternutzung von Kernkraftwerken

in der aktuellen Lage ausgesprochen, bis

hin zu klaren Mehrheiten.

Am 4. März 2022 hat der Branchenverband Kerntechnik

Deutschland (KernD) eine Stellungnahme

mit dem Titel „Aktueller Beitrag der

Kernenergie zur Energiesicherheit in Deutschland“

veröffentlicht und auch an die Bundesministerien

sowie Bundestagsabgeordnete und

Medienvertreter gesendet, in dem seitens der

Mitgliedsunternehmen aus der Branche angeboten

worden ist, den Weiterbetrieb von Kernkraftwerken

in Deutschland zu unterstützen und

die dafür notwendigen Ressourcen zur Verfügung

zu stellen, sofern die Bundesregierung sich

dazu bekennt, im Zusammenhang mit der

Ukraine-Krise die Kernenergie weiter zur Sicherung

der Energieversorgung zu nutzen.

Bundeswirtschafts- und das Bundesumweltministerium

am 8. März gebeten, diese Position zu

überdenken und zur Abwendung einer möglichen

Energiekrise alle verfügbaren Energiequellen

zu nutzen, sowie jetzt die Grundsatzentscheidung

für einen Weiterbetrieb von Kernkraftwerken

zu treffen, damit alle erforderlichen

Maßnahmen dafür rechtzeitig ergriffen werden

können. In dem Brief wurde auch auf die zuvor

erfolgte Kommentierung der Regierungsbewertung

durch den Branchenverband KernD vom 15.

März Bezug genommen.

Im Folgenden finden Sie ein Dossier mit der

ursprünglichen Stellungnahme von KernD, dem

Prüfvermerk der Ministerien, der KernD-Pressemitteilung

dazu, der Kommentierung des Prüfvermerks,

dem Inhalt des Offenen Briefes sowie

eine KernD-Kurzanalyse zur aktuellen Relevanz

von Kernkraftwerken für die Versorgungssicherheit.

Am 8. März 2022 haben das Bundesministerium

für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit

und Verbraucherschutz (BMUV) sowie das

Bundesministerium für Wirtschaft und Klima

(BMWK) die „Prüfung des Weiterbetriebs von

Atomkraftwerken aufgrund des Ukraine-Kriegs“

veröffentlicht. In diesem Prüfvermerk wird

empfohlen, die Kernkraftwerke auch in der aktuellen

Krise nicht weiter zu betreiben, da damit

Sicherheitsrisiken verbunden seien und große,

rechtliche, technische und finanzielle Hürden

bestünden, denen nur ein kleiner Nutzen gegenüber

stünde.

Als erste Reaktion darauf hat KernD am

08.03.2022 die Pressemitteilung „Weiterbetrieb

von deutschen Kernkraftwerken: Bundesregierung

schlägt möglichen Beitrag der Kernenergie

zur aktuellen Energiesicherheit leider aus“ veröffentlicht.

Am 15. März veröffentlichte KernD die

„Fachliche Kommentierung des Prüfvermerks

der Bundesregierung ‚Prüfung des Weiterbetriebs

von Atomkraftwerken aufgrund des

Ukraine-Kriegs‘ durch den Verband Kerntechnik

Deutschland e.V. (KernD)“.

Am 21. März wurde schließlich ein Offener Brief

an Bundeskanzler Olaf Scholz zum Weiterbetrieb

deutscher Kernkraftwerke zur Sicherung der

Energieversorgung adressiert, der am 23. März

veröffentlicht wurde. Darin wird Scholz nach der

abschlägigen Bewertung eines möglichen

Weiterbetriebs von Kernkraftwerken durch das

Nicolas Wendler

Presse und Politik

KernD (Kerntechnik Deutschland e.V.)

nicolas.wendler@kernd.de

Tel.: +49 172 237 91 84

www.kernd.de



Stellungnahme von KernD zum Weiterbetrieb vom 04. März 2022

Aktueller Beitrag der Kernenergie zur

Energiesicherheit in Deutschland

Im Zuge der aktuell geführten Diskussion über einen möglichen Weiterbetrieb einzelner

Kernkraftwerke zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Deutschland erklärt Kerntechnik

Deutschland (KernD), der Verband von Unternehmen und wissenschaftlichen Institutionen der

Kerntechnik in Deutschland:

Der Weiterbetrieb von deutschen Kernkraftwerken

über den aktuell verbindlichen

Abschalttermin 31.12.2022 hinaus kann einen

wichtigen Beitrag zur Energiesicherheit

Deutschlands leisten, sowohl im kommenden

Winter als auch in der Zeit danach. Die kerntechnische

Wirtschaft – Betreiber, Industrie,

Dienstleister – ist bereit, den Weiterbetrieb von

Kernkraftwerken in Deutschland zu unterstützen

und die dafür notwendigen Ressourcen

zur Verfügung zu stellen.

Dabei sind aktuell folgende Punkte von besonderer

Bedeutung:

p Die verfügbaren deutschen Anlagen sind in

sicherheitstechnisch hervorragendem

Zustand. Einem weiteren Betrieb stehen

keine sicherheitsbezogenen Gründe entgegen.

p Die kerntechnische Wirtschaft hat den im

großen politischen Konsens gefassten Ausstiegsbeschluss

akzeptiert und setzt diesen

umfassend um. Voraussetzung für einen darüber

hinaus gehenden Weiterbetrieb

deutscher Kernraftwerke ist, dass sich die

Bundesregierung dazu bekennt, die Kernenergie

weiter zur Sicherung der Energieversorgung

zu nutzen und der Bundestag die

gesetzlichen Rahmenbedingungen dafür

schafft. Diese politische Entscheidung muss

belastbar mit Blick auf unternehmerische

Entscheidungen und Investitionen sein und

zeitnah erfolgen. Dies gilt gerade mit Blick

auf eine möglichst rasche Beschaffung von

Kernbrennstoff, wenngleich dieser Prozess

nicht beliebig beschleunigt werden kann.

p Da auch die sicherheitsbezogenen regulatorischen

Prozesse bei den zuständigen Behörden

und den Gutachtern eingehalten werden

müssen, ist hierzu ebenfalls eine rasche politische

Entscheidung wichtig. Ein weiterer

Abbau von Personal und kerntechnischer

Kompetenz in diesen Bereichen muss sofort

gestoppt und soweit möglich rückgängig

gemacht werden.

04. März 2022

53




54


Prüfvermerk des Bundesumwelt- und Bundeswirtschaftsministerium zum Weiterbetrieb vom 08. März 2022

Prüfung des Weiterbetriebs von Atomkraftwerken

aufgrund des Ukraine-Kriegs

Ausgangslage

Aktuell sind in Deutschland noch die Atomkraftwerke Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 in Betrieb

mit insgesamt 4300 MW Leistung (brutto). Zuletzt wurden am 31.12.2021 die Atomkraftwerke

Brokdorf, Grohnde und Gundremmingen C abgeschaltet, mit insgesamt gut 4200 MW Leistung (brutto).

Im Zuge der Frage einer möglichen Kompensation der Importe von Erdgas aus Russland infolge

des russischen Angriffs auf die Ukraine stellt sich die Frage, ob diese Atomkraftwerke weiter genutzt

werden sollen bzw. können.

Gesetzes- und Genehmigungslage

Für die am 31.12.2021 abgeschalteten Anlagen

ist die Berechtigung zum Leistungsbetrieb aufgrund

der gesetzlichen Regelung erloschen. Ein Betrieb

könnte nur aufgrund einer gesetzlichen Aufhebung

des Erlöschens und einer gesetzlichen Laufzeitverlängerung

erfolgen. Diese Entscheidungen des

Gesetzgebers kämen einer „Neugenehmigung“

gleich. Ein derartiges Gesetz ist nach der Rechtsprechung

des Bundesverfassungsgerichts inhaltlich

und verfahrensrechtlich weitgehend wie eine

entsprechende behördliche Entscheidung zu

behandeln. Der Bundestag müsste die ähnlichen

Verfahrensschritte einschließlich Öffentlichkeitsbeteiligung

und UVP dann selbst vornehmen.

Insbesondere ist es im Hinblick auf den grundrechtlich

geschützten Anspruch auf die bestmögliche

Schadensvorsorge erforderlich, den aktuellen

Stand von Wissenschaft und Technik der Nachweisführung

zugrunde zu legen. Demnach müsste auch

nachgewiesen werden, dass die Auswirkungen von

Kernschmelzunfällen auf das Anlagengelände

begrenzt werden können. Dieser EPR-Standard ist

durch Nachrüstungen nicht zu erreichen. Das

Bundesverfassungsgericht hat für Neugenehmigungen

entschieden, dass dann, wenn die nach

theoretischen wissenschaftlichen Konzepten erforderliche

Schadensvorsorge praktisch nicht erreicht

werden kann, die Genehmigung für ein

Atomkraftwerk nicht erteilt werden darf. Es ist

deshalb sehr wahrscheinlich, dass ein die Genehmigung

ersetzendes Gesetz bereits im Eilverfahren

vor dem Bundesverfassungsgericht aufgehoben

würde.

Auch die am 31.12.2022 außer Betrieb gehenden

Kernkraftwerke (sog. Konvoi-Anlagen) können

auf Basis des geltenden Atomgesetzes nicht über

diesen Zeitraum hinaus betrieben werden. Auch

hier wäre eine Änderung des Atomgesetzes

notwendig, in der die kalendermäßige Befristung

entfallen und eine Zuteilung neuer Strommengen

erfolgen müsste. Hier läge zwar die Fortführung

eines aktuell genehmigten und überwachten

Betriebs vor, sodass die Anforderungen an eine

neue Genehmigung verfahrensrechtlich nicht

gelten (zur Sicherheitsbetrachtung unten). Nach

der Rechtsprechung des Europäischen Gerichtshofs

kann allerdings auch bei einer gesetzlichen Laufzeitverlängerung

eine (grenz- überschreitende)

Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich sein.

Deutschland hat diese Auffassung ebenfalls bisher

international vertreten und könnte sich dem wohl

kaum entziehen.

Unter verfassungsrechtlichen Gesichtspunkten

erfordert eine solche Laufzeitverlängerung eine

neue, umfassende Risiko- und Güterabwägung des

Gesetzgebers. Im Jahr 2011 war der Gesetzgeber zu

dem Ergebnis gelangt, dass das Risiko der Atomenergienutzung

auch mit den modernen Konvoi-

Anlagen nur noch bis zum 31.12.2022 hingenommen

werden soll.

Diese Bewertung wäre zu aktualisieren. Da- bei

wäre zum einen die veränderte Lage hinsichtlich

der Sicherung der Versorgung Deutschlands mit

Energie bzw. Strom in Folge des russischen Angriffs

auf die Ukraine zu berücksichtigen. Zum anderen

müsste in die Bewertung auch einfließen, inwieweit

die Risiken für den Schutz der Kernkraftwerke

bei Einwirkungen von außen sich in einem solchen

Szenario anders darstellen (der Beschuss des ukrainischen

Atomkraftwerks Saporischschja am

3.3.2022 durch die russische Armee macht deutlich,

dass solche Szenarien in Europa nicht völlig

auszuschließen sind. Auch müssen aktuell neue

Gefährdungsszenarien wie etwa staatlich



veranlasste Sabotage in die Erwägungen

einfließen.) Auch denkbare mittelbare Folgen eines

Krieges (Unterbrechung der Stromversorgung)

erhöhen mit Blick auf die dauerhaft zu gewährleistende

Kühlung des Reaktorkerns das Risiko der

Atomkraftnutzung.

Sicherheitsbetrachtung

Die drei Konvoi-Anlagen, die aktuell noch laufen,

sind bzgl. Sicherheit und Sicherung in einem vollständig

genehmigten und überwachten Zustand.

Sie sind sicherheitstechnisch grundsätzlich auf

einem hohen Niveau. Allerdings gab es mit Blick auf

das Betriebsende zu Ende 2022 eine gesetzliche

Ausnahme von einer wesentlichen Überprüfungspflicht.

So ist nach internationalen Sicherheitsstandards

eine umfangreiche Sicherheitsüberprüfung

aller Atomkraftwerke alle zehn Jahre erforderlich.

Diese hätten für die drei Atomkraftwerke im

normalen Rhythmus zum 31.12.2019 vorgelegt

werden müssen, da die letzte umfangreiche Sicherheitsüberprüfung

2009 stattfand. Eine erneute

Vorlage 2019 war nach einer Ausnahmeregelung

des Atomgesetzes nicht erforderlich, wenn die

Anlage drei Jahre später abgeschaltet wird. Bei

einem Weiterbetrieb nach dem 1.1.2023 wäre also

die letzte Sicherheitsüberprüfung 13 Jahre alt, eine

neue wäre zwingend geboten.

würde. Der Gesetzgeber müsste also im Zuge der

Laufzeitverlängerung eine beschleunigte und

verschlankte Sicherheitsüberprüfung einschließlich

eines Verzichts auf eventuelle Nachrüstungen

akzeptieren und insofern mit der bisherigen deutschen

Sicherheitsphilosophie beim Betrieb der

Atomkraftwerke brechen.

Technische Situation

Die Brennelemente in den Anlagen sind mit Blick

auf das geplante Betriebsende 2022 weitgehend

auf- gebraucht. Durch kontinuierliche Absenkung

der Kühlmitteltemperatur und der Leistung oder

durch Abschaltung der Atomkraftwerke im

Sommer 2022 könnte der Betrieb der Atomkraftwerke

mit den aktuell in den Kraftwerken befindlichen

Brennelementen für eine gewisse Zeit (bis zu

ca. 80 Tagen) fort- gesetzt werden („Streckbetrieb“).

Sofern Reaktorkerne während des regulären

Betriebszyklus mit geringerer Leistung

betrieben werden, erhöht dies grundsätzlich die

mögliche Länge des Betriebszyklus. Die Atomkraftwerke

würden dann im Sommer 2022 weniger

Strom produzieren, um über den 31.12.2022 hinaus

im ersten Quartal 2023 noch Strom produzieren zu

können. Insgesamt würde zwischen heute und

Ende März 2023 netto nicht mehr Strom produziert.

55


Die Sicherheitsüberprüfungen sind in Deutschland

ein über Jahre währender Prozess, in dessen Verlauf

erkanntes Verbesserungspotenzial laufend umgesetzt

wird. Da die Atomkraftwerke in den letzten

Jahren zwar alle regulären Prüfungen der Komponenten

durchgeführt haben, aber eine grundlegende

Sicherheitsanalyse und Überprüfung der

Störfallszenarien anhand des neuen Regelwerks

von 2012 weitgehend unterblieben ist, sind

unerkannte Defizite nicht auszuschließen, sodass

in der Folge für einen Weiterbetrieb über den

31.12.2022 hinaus Investitionsbedarfe in die

Sicherheitstechnik ebenfalls nicht auszuschließen

sind. Bei einem längeren Weiterbetrieb dürften die

Anforderungen des aktuellen kerntechnischen

Regelwerks nicht genügen, das den EPR-Standard

(siehe dazu 2.) noch nicht berücksichtigt.

Dies konfligiert jedoch mit einem Weiterbetrieb der

Anlagen mit dem Ziel, ab 2023 einen Beitrag zur

Versorgungssicherheit zu leisten. Ein Weiterbetrieb

wäre nur sinnvoll, wenn diese Sicherheitsprüfung

in Umfang und Prüftiefe deutlich reduziert würde

und/oder auf weitreichende Nachrüstungsmaßnahmen,

die in Zuge der Sicherheitsüberprüfung

gegebenenfalls angeordnet würden, verzichtet

Die Beschaffung, Herstellung und atomrechtliche

Freigabe zur Herstellung neuer Brennelemente für

einen funktionsfähigen Reaktorkern dauert im

Regelfall 18-24 Monate. Ggf. ist eine Beschleunigung

auf ca. 12-15 Monate möglich. Es müsste in

dieser Zeit zudem eine erheblich größere Menge an

frischen Brennelementen (geschätzt rund Faktor 2)

gefertigt werden als im bisher üblichen jährlichen

Turnus.

Dies erfordert auch einen erheblichen Prüfungsaufwand,

d. h. es sind umfangreiche Berechnungen,

Begutachtungen und behördliche Zustimmungen

notwendig, um die Sicherheit aller Betriebsparameter

dieser Kernzusammensetzung zu ermitteln

und nachzuweisen. Selbst bei sofortiger Bestellung

und beschleunigter Abwicklung ist daher mit einer

Nutzung nicht vor Herbst 2023 zu rechnen.

Auch die Ersatzteilbevorratung wurde im Hinblick

auf die bevorstehende Abschaltung der Atomkraftwerke

abgebaut. Es ist fraglich, inwieweit ausreichend

Ersatzteile für das Sicherheitssystem und für

betriebliche Systeme vorhanden sind. Hier besteht

insbesondere die Problematik, dass manche

Bauteile eigens unter besonderen Anforderungen

für die Kerntechnik hergestellt wurden und



56


Hersteller dieser Bauteile inzwischen das wirtschaftliche

Interesse verloren haben sowie Know-

How bereits verloren gegangen ist. Weitere Hürden

könnten sich aus der Nachbeschaffung von notwendigen

Komponenten für einen Weiterbetrieb

aufgrund des Rückgangs qualifizierter Hersteller

und aufgrund von Störungen in Lieferketten (z. B.

aufgrund Embargos) ergeben. Bei den bereits 2021

abgeschalteten Anlagen ergäben sich im Übrigen

zusätzliche technische Hindernisse, je nachdem,

inwieweit bereits Maßnahmen zum Rückbau vorgenommen

und auf erhaltende Maßnahmen

verzichtet wurde.

Personal

Der Restbetrieb der Kernkraftwerke ist auch personell

auf den Auslaufbetrieb eingestellt. Die für

einen zeitnahen Weiterbetrieb notwendigen Personalressourcen

sind nicht mehr vorhanden und

müssten erst wieder aufgebaut werden. Es müsste

durch finanzielle Anreize eine einvernehmliche

Rücknahme der bereits individualvertraglich

vereinbarten sozialverträglichen Personalabbaumaßnahmen

erfolgen (Rücknahme Altersteilzeitverträge)

und zusätzlich neues notwendiges

Personal (z. B im Bereich Fachkunde Reaktorfahrer/Schichtführer)

in mindestens hoher zweistelliger

Zahl zügig sukzessive ersetzt und sofort

geschult werden. Hierfür ist eine mehrjährige Fachkundeausbildung

erforderlich. Auch bei Aufsichtsbehörden

und Sachverständigen müsste die Personalplanung

kurzfristig angepasst werden, wobei

das Problem besteht, dass hier in den letzten Jahren

wenig ausgebildet wurde.

Wirtschaftlichkeit und

Risikoverteilung

Es kann nicht im Vorhinein abgeschätzt werden, ob

sich aus der Sicherheitsprüfung größerer Nachrüstbedarf

ergibt (s. o.) und wie dieser kurzfristig abgearbeitet

werden kann, insbesondere mit Blick auf

die rechtzeitige Verfügbarkeit notwendiger Ersatzteile

und Komponenten. U. U. resultieren daraus

längere Stillstandsphasen, die die Verfügbarkeit

der Kernkraftwerke und damit den Nutzen der

Verlängerung schmälern. Dies hat Auswirkungen

sowohl auf die Kosten des Weiterbetriebs als auch

auf die energiewirtschaftliche Betrachtung

hinsichtlich zusätzlicher Strommengen. Zum aktuellen

Zeitpunkt können Zeitbedarf und Kosten nicht

belastbar abgeschätzt werden.

Mit Blick auf die Kosten wäre neben dem Aufwand

für den Weiterbetrieb u. a. auch die Kosten für die

Entsorgung zusätzlicher Mengen radioaktiver

Abfälle zu berücksichtigen. Nicht absehbar ist, zu

welchen Prämien der erforderliche Haftpflichtversicherungsschutz

(Deckungsvorsorge) für einen

verlängerten Leistungsbetrieb erlangt werden

könnte, der nach Ende 2022 bisher nicht einkalkuliert

ist. So müssen die Betreiber von Atomkraftwerken

nach dem Atomgesetz für Schäden, die von

deutschen Atomkraftwerken ausgehen, vollständig

haften und bis zu einer Höhe von 2,5 Milliarden

Euro Deckungsvorsorge gewährleisten, hierfür sind

Prämien an die Deutsche Kernreaktor-Versicherungsgemeinschaft

zu leisten.

Die Betreiber der Kernkraftwerke haben sich auf

das Ende der Nutzung der Kernenergie eingestellt

und bekennen sich dazu. Für den Fall, dass der

Staat in der aktuellen Lage einen Weitertrieb zur

Absicherung der Versorgungssicherheit für nötig

erachtet, gehen sie davon aus, dass dies angesichts

des finanziellen Aufwands in einer ökonomischen

Betrachtung nur mit einer Perspektive von weiteren

mindestens drei bis fünf Jahren sinnvoll wäre.

Sollte sich der Staat hierfür entscheiden, haben die

Betreiber der Kernkraftwerke bereits gegenüber

BMWK und BMUV mitgeteilt, dass dann die

Bundesregierung in eine „Quasi-Eigner“-Rolle

kommen solle, mit voller Kontrolle und Verantwortung

für Investitionen, Kosten, Erträge sowie

Verfahrensumfang und -tiefe auf der sicherheitstechnischen

und genehmigungsrechtlichen Seite.

In einem solchen Szenario würden die Atomkraftwerke

von den Unternehmen quasi im staatlichen

Auftrag betrieben.

Energiewirtschaftliche und

klimapolitische Bewertung

Eine Laufzeitverlängerung der Atomkraftwerke im

Streckbetrieb führt nicht zu zusätzlichen Atom-

Strommengen (s. o.), sondern verlagert lediglich

die Stromproduktion aus dem Sommer 2022 in den

Winter 2022/2023. Die Minderproduktion im

Sommer 2022 würde dann durch die letzten Kraftwerke

der Merit Order kompensiert, d.h. es gäbe

eine zusätzliche Stromproduktion aus Gas- oder

Kohlekraftwerken. Ein Ersatz von Gas bzw. Kohle

durch den Streckbetrieb findet somit bis zum ersten

Quartal 2023 nicht statt, es entsteht stattdessen ein

zusätzlicher Kohle- bzw. Gasverbrauch im Sommer

2022. Der Mehrwert aus energiewirtschaftlicher

Sicht läge vielmehr darin, im Winter 2022/2023

eine zusätzliche Leistung im System zu haben, um

zur Versorgungssicherheit bei Stromnachfragespitzen

beizutragen. Dies ist jedoch auch durch die

Nutzung der Steinkohlekraftwerke in den Reserven

bzw. durch eine Verlängerung der



Sicherheitsbereitschaft der Braunkohlekraftwerke

möglich. Tritt 2022 aufgrund des Ausbleibens von

Gaslieferungen aus Russland eine europaweite

Gasmangellage ein, würden diese Instrumente der

Aktivierung der Kohlekraftwerke ohnehin

ergriffen.

Erst mit einer Beladung der Atomkraftwerke mit

frischen Brennstäben wird zusätzlicher Strom

produziert. Für die drei in Frage stehenden Kraftwerke

sind dies im Durchschnitt insgesamt ca.

30 TWh pro Jahr, das sind ca. 5 % der deutschen

Stromproduktion. Sie würden vor allem Strom aus

Kohlekraftwerken ersetzen, d. h. in der aktuellen

Gaskrise kaum einen Beitrag zur Erhöhung der

Unabhängigkeit von russischen Gasimporten

leisten. Grund: Da aufgrund der aktuellen Krise

Gas sehr teuer ist, stehen Gaskraftwerke ohnehin

aktuell als letzte Kraftwerke in der Merit Order,

d. h. sie kommen fast nie zum Einsatz. Eine

Ausnahme bilden die KWK-Anlagen, weil die aus

den Kraftwerken erzeugte Wärme benötigt wird.

Diese können jedoch durch die Atomkraftwerke

nicht ersetzt werden, hier sind andere Maßnahmen

(Einsatz von grüner Fernwärme, Reduzierung

Wärmebedarf) nötig. Mit Blick auf die aktuelle

Gaskrise kann die Verlängerung der Laufzeiten der

Atomkraftwerke also nur einen begrenzten Beitrag

leisten.

Fazit

p Ein Wiederanfahren der drei zum 31.12.2021

stillgelegten Kernkraftwerke kommt schon

aufgrund der genehmigungsrechtlichen

Situation (erloschene Betriebserlaubnis), die

auch gesetzlich nicht rechtssicher geändert

werden kann, nicht in Betracht.

p Eine Verlängerung der Laufzeiten der noch in

Betrieb befindlichen drei Atomkraftwerke würde

im Winter 2022/2023 keine zusätzlichen

Strommengen bringen (Streckbetrieb), sondern

frühestens ab Herbst 2023 nach erneuter

Befüllung mit neu hergestellten Brennstäben.

p Eine Laufzeitverlängerung müsste unmittelbar

mit einer erneuten Durchführung der zuletzt

2009 stattgefundenen umfangreichen

Sicherheitsprüfung für jedes der drei

Atomkraftwerke einhergehen. Aktuell kann nicht

belastbar abgeschätzt werden, in welchem

Umfang aufgrund dieser Sicherheitsüberprüfung

Nachrüstanforderungen entstehen und in

welchem Zeitraum (und zu welchen Kosten)

diese durchgeführt werden können. Bei einem

längerfristigen Weiterbetrieb dürfte der Stand

von Wissenschaft und Technik ähnlich wie bei

Neuanlagen (EPR-Standard) anwendbar sein.

p Aufgrund des notwendigen Mehraufwands in

Folge der umfangreichen Sicherheitsüberprüfung

und des Wiederschulens von Personal bei den

Kraftwerken und den Überprüfungsbehörden ist

eine Verlängerung der Laufzeiten der

Atomkraftwerke nicht bloß um 2-3 Jahre,

sondern für mindestens drei bis fünf Jahre

notwendig, um den Aufwand wirtschaftlich zu

rechtfertigen. BMWK und BMU gehen davon aus,

dass in diesem Zeitraum bis 2028 andere

Möglichkeiten zur Verfügung stehen, um eine

ausreichende Stromversorgung trotz einer

Gasmangellage zu gewährleisten.

p Der energiewirtschaftliche Mehrwert einer

Laufzeitverlängerung ist sehr begrenzt. Im

Winter 2022/23 helfen sie nicht, sondern

verschieben nur die Stromproduktion in den

Sommer 2022 (kein netto-Effekt). Ab dem Herbst

2023 würden sie zwar zusätzliche Strommengen

liefern, ein Ersatz von Gasmengen findet aber

kaum statt, da Gaskraftwerke ohne KWK in einer

Gaskrisensituation ohnehin kaum zum Einsatz

kommen.

p In verfassungsrechtlicher Hinsicht bedürfte eine

Verlängerung der Laufzeiten einer umfassenden

neuen Risiko- und Güterabwägung des

Gesetzgebers. Diese kann durchaus zu einem

anderen Ergebnis kommen als die Abwägung im

Jahr 2011, insbesondere soweit die Absicherung

der Versorgungssicherheit für eine Verlängerung

der Laufzeiten spricht. Um dieses Ziel zu

erreichen, steht dem Gesetzgeber ein gewisser

Gestaltungsspielraum zu. Dennoch bestehen mit

Blick auf die Risiken der Kernenergienutzung

und den Schutz des Lebens und der körperlichen

Unversehrtheit hohe Hürden, gerade angesichts

der neu zu betrachtenden Risiken als Konsequenz

des Ukraine-Krieges. Angesichts des begrenzten

Beitrags der verbliebenen Kernkraftwerke zur

Stromversorgung bleiben Zweifel, ob eine

Verlängerung in der aktuellen Situation

verfassungsrechtlich belastbar begründet

werden kann. Die zu erwartenden Klagen gegen

eine mögliche Laufzeitverlängerung hätten vor

diesem Hintergrund durchaus aussichtsreiche

Erfolgschancen.

p Die Kernkraftwerksbetreiber haben bereits mitgeteilt,

dass eine Verlängerung der Laufzeiten

57




58


letztlich in einer Übernahme der rechtlichen und

wirtschaftlichen Risiken durch den Staat münden

würde (s. o.). BMWK und BMUV finden es falsch,

Abstriche bei der deutschen Sicherheitsphilosophie

beim Betrieb der Atomkraftwerke zu

machen. In der Konsequenz würde dies im

Zweifel dazu führen, dass kein ununterbrochener

Betrieb der Kernkraftwerke stattfinden würde,

sondern dass gerade im Zeitraum 2022-2024

umfangreiche Nachrüstprogramme und damit

einhergehende Stillstandszeiten zu erwarten

wären.

p Im Ergebnis einer Abwägung von Nutzen und

Risiken ist eine Laufzeitverlängerung der drei

noch bestehenden Atomkraftwerke auch

angesichts der aktuellen Gaskrise nicht zu

empfehlen.

07. März 2022

Pressemitteilung von KernD zum Prüfvermerk der Ministerien vom 08. März 2022

Weiterbetrieb von deutschen Kernkraftwerken:

Bundesregierung schlägt möglichen Beitrag der

Kernenergie zur aktuellen Energiesicherheit leider aus

In einem gemeinsamen Prüfvermerk haben das Bundesumweltministerium und das

Bundeswirtschaftsministerium mitgeteilt, dass ein Weiterbetrieb von deutschen Kernkraftwerken aufgrund

des Ukraine-Kriegs aus ihrer Sicht nicht zu empfehlen sei.

p Der Verband Kerntechnik Deutschland bedauert

dies und stellt in diesem Zusammenhang jedoch

folgendes fest: Die Bewertung der beiden Ministerien

bestätigt, dass die Kernkraftwerke bei

einem Weiterbetrieb im gesamten kommenden

Winter ihren Beitrag zur Energiesicherheit

Deutschlands durchaus leisten und zudem ab

Spätsommer 2023 wieder vollumfänglich zur

Verfügung stehen könnten.

p Eine weitere Verschärfung der hiesigen Energieversorgungssituation,

die Fachleuten wahrscheinlich

erscheint und deshalb jeden möglichen

Beitrag verfügbarer Energieträger kurzund

mittelfristig notwendig macht, wird in dem

Regierungspapier leider nicht als Szenario

behandelt oder überhaupt erwähnt.

p Insgesamt ist die Bewertung der Ministerien

offenkundig vom bisherigen politischen Willen

geprägt, am endgültigen Ausstiegstermin für die

Kernenergie in Deutschland festzuhalten, anstatt

angesichts der derzeitigen energiewirtschaftlichen

Krisensituation zur Absicherung der Energieversorgung

jede verfügbare Ressource unter

Mitverantwortung für die gesamteuropäische

Energiesicherheit heranzuziehen.

p In dem Prüfvermerk der Ministerien wird detailliert

aufgeführt, warum ein Weiterbetrieb nicht

zu empfehlen ist, anstatt Lösungen dafür zu

finden. Der Kern der Hinderungsgründe ist formaljuristischer

Natur. Fakt jedoch ist, dass sich

die verfügbaren deutschen Kernkraftwerke anerkannt

in einem sicherheitstechnisch hervorragenden

Zustand befinden und einem weiteren

Betrieb keine sicherheitsbezogenen Gründe entgegenstehen.

Hinsichtlich der gesetzlichen Lage

zeigt die corona-bedingte, seit über 2 Jahren

währende Ausnahmesituation zum Schutze der

Bevölkerung für alle sichtbar, dass in Situationen

von nationaler Tragweite Gesetze ohne großen

Zeitverzug außer Kraft gesetzt werden können

oder änderbar sind.

p Im Fazit bleibt nur zu hoffen, dass es zu keiner

weiteren Zuspitzung im Energiesektor kommt.

Die kerntechnische Industrie jedenfalls steht

weiter bereit, gerade in der jetzigen Ausnahmesituation

einen möglichen Weiterbetrieb der

deutschen Kernkraftwerke zur Sicherung der

Energieversorgung mit allen Kräften zu unterstützen.

08. März 2022



Fachliche Kommentierung des Prüfvermerks der Bundesministerien durch KernD vom 15. März 2022

Fachliche Kommentierung des Prüfvermerks der

Bundesregierung „Prüfung des Weiterbetriebs von

Atomkraftwerken aufgrund des Ukraine-Kriegs“ durch

den Verband Kerntechnik Deutschland e.V.

Vorwort und Vorgehensweise bei der Kommentierung

Die Argumente und Aussagen der Bundesregierung zum Weiterbetrieb der restlichen, noch in Betrieb befindlichen

deutschen Kernkraftwerke, veröffentlicht im gemeinsamen Prüfvermerk des Bundesministeriums

für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz und des Bundesministeriums für

Wirtschaft und Klima vom 08.03.2022, werden im Folgenden vom Branchenverband Kerntechnik

Deutschland e.V. (KernD) kommentiert und bewertet.

Es wird dabei auf die einzelnen Kapitel des Regierungspapiers jeweils unter Wiedergabe der ursprünglichen

Kapitel-Nummern und der Kapitel-Titel eingegangen, wobei zuerst eine inhaltliche Zusammenfassung

von wesentlichen Einschätzungen und Positionen der Regierung erfolgt (in kursiver Schrift) und danach

eine ausführliche Kommentierung (als solche gekennzeichnet).

59


Ausgangslage

Die Bundesregierung führt an, dass in Deutschland

gegenwärtig und bis zum 31.12.2022 die Kernkraftwerke

Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 in

Betrieb sind, mit zusammen rund 4300 MW Leistung

(brutto). Zuletzt wurden am 31.12.2021 die Kernkraftwerke

Brokdorf, Grohnde und Gundremmingen

C abgeschaltet, die zusammen rund 4200 MW Leistung

(brutto) bereitstellen konnten.

Im Hinblick auf eine mögliche Gasmangellage im

Zusammenhang mit dem Krieg in der Ukraine hat sich

die Bundesregierung der Frage gewidmet, ob die Kernkraftwerke

weiter genutzt werden können oder sollen.

Kommentar KernD:

Wichtig, jedoch nicht im Papier der Bundesregierung

berücksichtigt, ist die Tatsache, dass die

Wertigkeit der Stromproduktion aus den KKW durch

die Verfügbarkeit „rund um die Uhr“ (bis auf die

Revisionszeiten) deutlich höher anzusetzen ist als

eine Stromproduktion aus volatilen Quellen (d. h.

aus Wind und Sonne). Letztere sind nicht grundlastfähig,

Strom aus Kernenergie und Kohle indes schon.

Dies ist ein sehr wichtiges Kriterium gerade bei der

Bewertung in Krisensituationen. So haben die sechs

Kernkraftwerke in 2021 zusammen 69,1 Milliarden

Kilowattstunden Strom (brutto) erzeugt, was 11,9

Prozent der deutschen Bruttostromerzeugung

entsprach.

Gesetzes- und Genehmigungslage

Die Bundesregierung schreibt, dass für einen Weiterbtrieb

der zum 31.12.2021 abgeschalteten Anlagen

rechtlich Maßnahmen erforderlich wären, die einer

„Neugenehmigung“ auf „EPR-Standard“ gleichkämen,

die technisch-wissenschaftlich nicht

erreichbar wären und die deshalb vom Bundesverfassungsgericht

aufgehoben werden würden.

Kommentar KernD:

Solange die Genehmigung für den Rückbau nicht

bei den Kernkraftwerken eingegangen ist, gilt

weiterhin ausschließlich die bestehende Betriebsgenehmigung.

Gemäß Atomgesetz erlischt mit den

in §7 Abs 1a gesetzten Fristen nur die Berechtigung

zum Leistungsbetrieb, die Betriebsgenehmigung

indes ist davon nicht berührt. Tatsächlich sind die

Genehmigungen aus verwaltungsrechtlicher Sicht

immer noch wirksam, da das Gesetz sie nicht

aussetzt. Es sollte ausreichend sein, die Enddaten

des vorgenannten §7 1a zu ändern und auf die Festlegung

von Reststrommengen zu verzichten. Die

Genehmigungsgrundlage in Deutschland ist im

Übrigen nicht der angeführte „EPR-Standard“,

sondern die „Sicherheitsanforderungen an Kernkraftwerke“

(SiAnf). Die SiAnf konkretisieren als

Basis für wesentliche kerntechnische Änderungsverfahren

und die Periodische Sicherheitsüberprüfung

(PSÜ) die Anforderung an die Schadensvorsorge

nach Stand von Wissenschaft und Technik



60


(W&T). Daraus lässt sich nicht ableiten, dass für

einen Weiterbetrieb der zum 31.12.2021 abgeschalteten

Anlagen ein wie auch immer gearteter "EPR-

Standard" erfüllt werden muss. Es ist derzeit vollkommen

unklar, auf welcher rechtlichen Basis die

neuen “EPR-Standards” angewendet werden

sollten.

Die Bundesregierung macht als eine rechtliche Hürde

für den Weiterbetrieb der noch laufenden Anlagen in

ihrem Prüfvermerk geltend, dass nach Rechtsprechung

des Europäischen Gerichtshofs auch eine

gesetzliche Verlängerung der Laufzeiten von Kernkraftwerken

eine grenzüberschreitende Umweltverträglichkeitsprüfung

(UVP) erforderlich machen

würde. Als weiteres Hindernis wird das Erfordernis

einer neuen, umfassenden Risiko- und Güterabwägung

des Gesetzgebers hinsichtlich der Kernenergie in

Änderung der entsprechenden Einschätzung nach

dem Unfall von Fukushima angeführt.

Kommentar KernD:

Es handelt sich bei der Aufhebung der kalendermäßigen

Befristung und einem möglichen Entfall der

Strommengenbegrenzung um die Wiederherstellung

des ursprünglichen Genehmigungszustandes.

Die Anlagen könnten somit weiter betrieben

werden. Erst in den Jahren 2028 und 2029 (Erreichen

der so genannten "Design- Lebensdauer" von

40 Jahren) wären über die periodischen

Maßnahmen hinausgehende Sicherheitsanalysen

durchzuführen. Die Aussage der Bundesregierung

zur UVP ist nicht korrekt und beruht auf einer Fehlinterpretation

der einschlägigen EuGH-Entscheidung.

Der EuGH hatte zum einen über eine Verlängerung

der Laufzeit um 10 Jahre zu entscheiden –

was hier aktuell nicht zur Debatte steht – und zweitens

eine wichtige Ausnahme für den Fall festgelegt,

dass der Mitgliedstaat nachweist, dass andernfalls

die Energiesicherheit gefährdet wäre. Genau

eine solche Gefährdung ist aber nun der Grund, aus

dem aktuell Analysen hinsichtlich eines Weiterbetriebs

von Kernkraftwerken überhaupt durchgeführt

werden.

Die Risiko- und Güterabwägung nach dem Unfall

von Fukushima basierte auf rein politischen Überlegungen.

Aus technischer Sicht haben die im Nachgang

zu Fukushima durchgeführten Robustheitsanalysen

aufgezeigt, dass die deutschen Anlagen zu

den robustesten weltweit gehören. Im Rahmen der

Post-Fukushima Maßnahmen wurden zusätzliche

Verbesserungen realisiert. Dadurch wird beispielsweise

sichergestellt, dass bei längerfristigen Stromausfällen

die Stromversorgung für die Kernkühlung

für mindestens 7 Tage gewährleistet ist.

Darüber hinaus ist festzuhalten, dass Kernkraftwerke

der neueren Bauart aufgrund ihrer massiven

Stahlbetonkonstruktion die mit am besten

geschützten Industrieanlagen überhaupt sind.

Sicherheitsbetrachtung

Die Bundesregierung verweist im Prüfvermerk

darauf, dass bei den aktuell laufenden Anlagen von

einer Ausnahmegenehmigung im Atomgesetz

hinsichtlich der alle 10 Jahre erforderlichen PSÜ

Gebrauch gemacht wurde und die Ende 2019 fälligen

PSÜ deshalb nicht durchgeführt worden seien. Die

Bundesregierung erklärt, dass unerkannte Sicherheitsdefizite

mit Blick auf die SiAnf von 2012 (Neufassung

2015) und damit auch Investitionsbedarfe in die

Sicherheitstechnik nicht auszuschließen seien.

Kommentar KernD:

Für die noch laufenden so genannten Konvoi-

Anlagen wurde noch keine PSÜ auf Basis der SiAnf

durchgeführt. Dahingegen wurde für ältere

Anlagen ( z. B. Brokdorf und Gundremmingen C)

bereits eine PSÜ auf Basis dieser SiAnf durchgeführt.

Dabei wurden keine nennenswerten Defizite identifiziert.

Daher ist auch bei der Aktualisierung der

PSÜ für die Konvoi-Anlagen unter Berücksichtigung

der Anforderungen aus den SiAnf nicht mit

nennenswerten Defiziten zu rechnen. Aus diesem

Grund sind auch keine daraus resultierenden

längeren Stillstandsphasen für Nachrüstungen zu

erwarten.

Nach Abschluss der PSÜ 2009 für die Konvoi-

Anlagen ergab sich in der anschließenden Dekade

aufgrund des Fukushima-Ereignisses die Sondersituation

der sicherheitstechnischen Nachrüstungsmaßnahmen,

die mit vorlaufenden Robustheitsanalysen

und Stresstests ca. 2014 abgeschlossen

wurden. Daher sind entsprechende sicherheitstechnische

Verbesserungen bereits realisiert und es

kann bei einer nun beginnenden Sicherheitsüberprüfung

gestaffelt vorgegangen werden. Die

wesentlichen Ergebnisse für den Überblick des

Sicherheitsniveaus können innerhalb eines Jahres

vorgelegt werden. Die kerntechnische Wirtschaft

steht zur

Unterstützung bei der Durchführung dieser

Analysen und der Umsetzung der ggf. daraus resultierenden

Maßnahmen zur Verfügung.

Auch die Erfahrungsauswertungen aus sonstigen

nationalen und internationalen Ereignissen

wurden weitergeführt und, falls erforderlich,

entsprechende Optimierungen bereits vorgenommen.

Das 2015 aktualisierte kerntechnische

Regelwerk fordert die nach dem Stand von



Wissenschaft und Technik erforderliche Vorsorge

gegen Schäden. Wie oben gezeigt, sind diese Anforderungen

für die hier diskutierten Anlagen erfüllt.

Die SiAnf enthalten auch Anforderungen an die

Beherrschung auslegungsüberschreitender Ereignisse

der sogenannten Sicherheitsebene 4. Auch

diese Anforderungen werden erfüllt. Dadurch wird

ein ähnliches Sicherheitsniveau wie beim EPR

erreicht.

Aus Sicht von KernD kann ein Weiterbetrieb der

Kernkraftwerke ohne Abstriche beim vorhandenen

Sicherheitsniveau erfolgen.

Technische Situation

Die Bundesregierung schreibt in ihrem Prüfvermerk

aufgrund einer von ihr verwendeten Definition des so

genannten Streckbetriebs als zeitlicher Verschiebung

der Stromproduktion durch Aussetzung des Betriebs,

dass ein möglicher Weiterbetrieb der Kernkraftwerke

keine zusätzlichen Strommengen bis Ende März 2023

erbringen würde. Darüber hinaus macht die Bundesregierung

geltend, dass frische Brennelemente frühestens

zum Herbst 2023 geliefert werden könnten und

führt auch die Versorgung mit Ersatzteilen als

Hindernis für einen Weiterbetrieb an.

Strategie könnten bereits im Winter 2022/2023

signifikante zusätzliche

Strommengen produziert werden. Die im Prüfvermerk

der Bundesregierung erwähnten größeren

Nachlademengen würden dann erst später, im

Sommer 2023 erforderlich. Dies würde dann

normale Zeiträume für die Beschaffung von Brennelementen

ermöglichen. Die genannten Kernbeladungen

würden unter Einhaltung der gegenwärtigen

sicherheitstechnischen Anforderungen und

Rahmenbedingungen erfolgen. Insofern würde

kein zusätzlicher, über den üblichen Umfang

hinausgehender Prüf- und Genehmigungsaufwand

erforderlich werden.

Somit kann mit Sicherheit gesagt werden, dass die

Brennelementbeschaffung, wenn mit der Beschaffung

jetzt begonnen wird, nicht zum Engpass wird

und ein unterbrechungsfreier Betrieb der KKW

aufrechterhalten werden kann. Die Brennelementfertigung

ist nicht abhängig von einer Versorgung

aus Russland, sondern es sind entsprechende Alternativen

verfügbar. Diese werden bereits genutzt.

Deshalb gibt es hier keine negativen Auswirkungen

aus einem möglichen Embargo für Lieferungen aus

Russland.

61


Kommentar KernD:

Die Aussage hinsichtlich Streckbetrieb und zusätzlichen

Strommengen ist nicht korrekt. Die Kernkraftwerke,

insbesondere das Kernkraftwerk Isar 2,

könnte bei vorliegender Beladung im Frühjahr 2023

noch für einige Monate zusätzliche Strommengen

im Streckbetrieb produzieren. Streckbetrieb

bedeutet Ausnutzung von Brennstoff über das

geplante Zyklusende hinaus und damit die Produktion

zusätzlicher Strommengen. Zusätzlich könnte

bei vorhandenem Stromüberschuss (Sonne, Wind)

insbesondere in den Sommermonaten 2022 Brennstoff

durch Leistungsreduktion der Kernkraftwerke

eingespart und dann dadurch zusätzliche Kapazitäten

für eine etwaige kritische Phase im Winter

2022/23 geschaffen werden.

Die kerntechnische Wirtschaft in Europa fühlt sich

verpflichtet, die Elektrizitätsversorgung in Europa

zu unterstützen. Dementsprechend räumt die

Branche der Beschaffung von Brennelementen für

die Verlängerung des Betriebs der deutschen Kernkraftwerke

Priorität ein. Dies würde es ermöglichen,

eine gewisse Menge an Brennelementen

innerhalb einer deutlich verkürzten Vorlaufzeit

unter Einhaltung der gegenwärtigen sicherheitstechnischen

Anforderungen zu liefern, um sie z. B.

rechtzeitig für einen kurzen Zyklus im Winter

2022/2023 verfügbar zu haben. Mit dieser

Zum Thema Ersatzteile ist festzustellen, dass das

Ersatzteilmanagement der deutschen Betreiber für

den Weiterbetrieb ausreichend ist. Ersatzteile

wurden nicht vernichtet, sondern von anderen

Kunden des Serviceverbandes VGB Powertech

übernommen und sind daher bei Bedarf weiterhin

verfügbar. Die Reparaturfähigkeit ist auch für

Steuerungsplattformen und Steuerungstechnik

gewährleistet, z. B. durch deutsche Betreiber selbst

mit eigenen Werkstätten und durch externe

Anbieter. Dies ist im Übrigen keine neue Situation

für deutsche Betreiber.

Die Lieferketten der maßgeblichen Kerntechnikunternehmen

in Deutschland und Europa sind

weiterhin etabliert, um die Bedürfnisse der deutschen

Anlagen zu befriedigen. Es sei hierzu

verwiesen auf die in der Bauart den deutschen

Anlagen ähnlichen KKW, welche von der ehemaligen

Kraftwerk Union (KWU) weltweit errichtet

wurden (Angra 2, Trillo, Gösgen, Borssele). Durch

ein gezieltes Obsoleszenz- management können

auslaufende Produkte oder eine schrumpfende

Lieferantenbasis kompensiert werden, so z. B.

durch Qualifizierung neuer Lieferanten, Unterstützung

bei der Querqualifizierung, Qualifizierung

neuer Produkte und Nachrüstungen. Diese

Lösungen stünden bei einem Weiterbetrieb auch

den deutschen Anlagen zur Verfügung.



62


Personal

Im Prüfvermerk der Bundesregierung wird erklärt,

dass keine Personalressourcen für einen Weiterbetrieb

zur Verfügung stünden und für neues Personal

eine mehrjährige Fachkundeausbildung erforderlich

ist.

Kommentar KernD:

Für einen Weiterbetrieb für kurze oder mittlere

Frist kann grundsätzlich durch die Betreiber eine

Abdeckung der Personalressourcen ermöglicht

werden. Zusätzlich wäre eine Umschulung von

Mitarbeitern anderer Standorte innerhalb eines

Jahres möglich.

Ggf. zusätzlich erforderliches Bedienpersonal

könnte auch von Herstellerunternehmen geschult

werden. Hierzu stehen Kapazitäten zur Verfügung,

die für die Erstschulung des Personals für Anlagenneubauten

geschaffen wurden.

Aufgrund der internationalen Aktivitäten der

Unternehmen für Neubau und Service steht

entsprechendes Servicepersonal zur Verfügung,

das dann auch für den Weiterbetrieb der deutschen

Anlagen eingesetzt werden kann.

Für einen – aktuell nicht zur Diskussion stehenden

– Weiterbetrieb über längere Frist wäre in der Tat

eine mehrjährige Fachkundeausbildung für

weiteres Personal im bewährten Rahmen erforderlich,

die aber unter entsprechenden Bedingungen

auch wieder ermöglicht werden könnte.

Wirtschaftlichkeit und

Risikoverteilung

Im Prüfvermerk der Bundesregierung werden neben

den schon adressierten Kosten für mögliche Nachrüstmaßnahmen

und Ersatzteile auch Kosten für die

Entsorgung zusätzlich entstehender radioaktiver

Reststoffe und der zu verlängernden Haftpflichtversicherung

als mögliche Hindernisse für einen Weiterbetrieb

angegeben.

Kommentar KernD:

Aus Sicht von KernD ergeben sich aus dem Anfall

radioaktiver Reststoffe und der Haftpflichtversicherung

keine nennenswerten Mehrkosten pro

Betriebsjahr gegenüber dem jetzigen, wirtschaftlich

durchgeführten Betrieb.

Energiewirtschaftliche und

klimapolitische Bewertung

Hier behauptet die Bundesregierung wiederum, dass

durch die Kernkraftwerke im ersten Quartal 2023

keine zusätzlichen Strommengen zur Verfügung

gestellt werden könnten, da diese zuvor im Sommer

eingespart und durch andere Anlagen wie Gas- und

Kohlekraftwerke erzeugt werden müssten. Daraus

folgert die Bundesregierung, dass ein zusätzlicher

Einsatz von Stein- und Braunkohlekraftwerken

mögliche Engpässe infolge einer Gasmangellage im

kommenden Winter ebenso abdecken könnte.

Kommentar KernD:

Durch zusätzlichen Streckbetrieb ab Januar 2023

können zusätzliche Strommengen erzeugt werden.

Im Rahmen des Lastfolgebetriebes könnte im Jahr

2022 gezielt nuklearer Brennstoff in Zeiten mit

hoher Solar- und Windstromerzeugung eingespart

werden. Damit würde kein zusätzlicher Gasverbrauch

im Sommer 2022 entstehen. Mit dem

Streckbetrieb und den durch Lastfolge eingesparten

Brennstoffmengen könnten im Winter 2022/2023

zusätzliche Strommengen produziert und dadurch

die Netze bei schwankender Solar- und Windstromversorgung

stabilisiert werden. Damit könnte in

dieser kritischen Zeit Gas in der Stromerzeugung in

erheblichem Umfang eingespart werden, was bei

den dezentralen und so genannten geschützten

Verbrauchern im Wärmemarkt gar nicht möglich

ist.

Wenn durch die nukleare Stromerzeugung Strom

aus Kohlekraftwerken ersetzt wird, wird ein erheblicher

Beitrag zur Vermeidung zusätzlicher CO 2

Emissionen geleistet.

Außerdem wäre zu klären, ob ohne Kohleimporte

aus Russland die Kapazitäten der Kohlekraftwerke

alleine zur Netzstabilisierung ausreichen, wenn

gleichzeitig auch keine Gaskraftwerke verfügbar

sind. Überdies ist auch noch zu beachten, dass die

Kohlekraftkapazitäten südlich der Mainlinie nicht

groß sind und die im Zuge des Ausstiegs aus der

Kernenergie zu errichtenden großen HGÜ-Stromleitungen,

die Strom bzw. hier vorübergehend

Kohlestrom in größerem Umfang von West- und

Mitteldeutschland nach Süddeutschland transportieren

könnten, noch mehrere Jahre lang nicht

verfügbar sein werden.

Fazit

In ihrem Fazit kommt die Bundesregierung aufgrund

der oben genannten Argumente und Annahmen

hinsichtlich der genehmigungsrechtlichen Situation,

des vermeintlichen Fehlens zusätzlicher Strommengen

aufgrund ihrer Interpretation des Konzepts

Streckbetrieb, der Annahmen zur Versorgung mit

neuem Brennstoff, Hypothesen zu erforderlichen

umfangreichen Nachrüstungen, einer erklärten

möglichen Anwendbarkeit eines nicht existierenden



EPR-Standard, unterstellter Personalengpässe beim

Betriebspersonal der Kraftwerke und bei den

Aufsichtsbehörden sowie durch Aufwerfen verfassungsrechtlicher

Zweifel an einer geänderten Abwägungsentscheidung

des Gesetzgebers und der Befürchtung

von Abstrichen an der Sicherheitsphilosophie zu

der Auffassung, dass in einer Abwägung von Nutzen

und Risiken ein Weiterbetrieb der Kernkraftwerke in

Deutschland auch angesichts der aktuellen politischen

und insbesondere Gasversorgungskrise nicht

zu empfehlen sei.

Die Bundesregierung führt darüber hinaus an, dass

aufgrund des Mehraufwands ein Weiterbetrieb nicht

nur für zwei oder drei Jahre, sondern für mindestens

drei bis fünf Jahre notwendig sei, um den Aufwand

wirtschaftlich zu rechtfertigen. Die Regierung unterstellt

dabei, dass „bis 2028 andere Möglichkeiten zur

Verfügung stehen, um eine ausreichende Stromversorgung

trotz einer Gasmangellage zu gewährleisten.“

Fazit von KernD:

Der Branchenverband KernD hält wie oben ausgeführt

die Argumente und Annahmen der Bundesregierung,

die der Einschätzung zugrunde liegen,

dass ein Weiterbetrieb von Kernkraftwerken in der

aktuellen Situation nicht empfehlenswert sei, für

nicht stichhaltig. Im Gegenteil können die Kernkraftwerke

in einer Gasmangellage oder gar einer

allgemeinen energiewirtschaftlichen Notlage in

Deutschland mit ihrer grundlastfähigen Stromerzeugung

einen entscheidenden Beitrag zur Energiesicherheit

leisten, ohne unverhältnismäßigen

Aufwand zu erzeugen. Die Anlagen, das Personal,

das Know-how, die Lieferketten – kurzum das technisch-wirtschaftliche

Gesamtsystem der

Kerntechnik – sind schließlich alle noch vorhanden,

anders als LNG-Terminals, zusätzliche Strom- und

Gasleitungen, viele zusätzliche erneuerbare Erzeugungsanlagen

oder Bezugsverträge über sehr große

Mengen Flüssiggas vom umkämpften Weltmarkt.

Nicht zuletzt würden die Kernkraftwerke auch im

Weiterbetrieb CO 2 -armen Strom bereitstellen, der

mit günstigen und stabilen Erzeugungskosten die

Entwicklung am Strommarkt stabilisieren würde.

Ein effektiver Beitrag der Kernenergie zur Vorbeugung

oder Verhinderung einer potentiell massiven

Energiekrise erfordert rasche politische Weichenstellungen,

denn wenn politische Zögerlichkeit und

eine offenbar aktuell von der Bundesregierung

nicht erwartete Zuspitzung im Energiebereich

zusammenfallen sollten, wird es für wirksame

Maßnahmen hinsichtlich der Kernkraftwerke

möglicherweise zu spät sein. Wie lange ein weiterer

Beitrag der Kernenergie sinnvoll ist, hängt von den

geopolitischen und energiewirtschaftlichen

Rahmenbedingungen ab. Die Möglichkeit eines

mittel- statt nur kurzfristigen Weiterbetriebs ist

aber gewiss kein Nachteil oder gar Hinderungsgrund,

da etwa die Europäische Kommission jüngst

angekündigt hat, mit ihrer Initiative REPowerEU

auf eine Unabhängigkeit von Russland bei fossilen

Energieträgern bis 2027 zu zielen.

15. März 2022

63




64


Offener Brief an den Bundeskanzler von KernD vom 21. März 2022 (veröffentlicht am 23. März, inhaltliche Darstellung)

Offener Brief an den Bundeskanzler der

Bundesrepublik Deutschland, Herrn Olaf Scholz

Sehr geehrter Herr Bundeskanzler,

mit diesem Schreiben möchten wir, der Branchenverband Kerntechnik Deutschland e.V. (KernD), an Sie

eindringlich appellieren, im Angesicht der potentiell gefährlichen Lage bei der Energieversorgung unseres

Landes die aktuelle Position der Regierung betreffend Kernenergienutzung zu überdenken und alle Schritte

sofort einzuleiten, um sich für eine Notsituation vorzubereiten.

Um in einer weiter eskalierenden Situation als Folge des Krieges um die Ukraine, die zu Lücken in der

Stromversorgung durchaus noch dieses Jahr, ungünstigstenfalls im kommenden Winter 2022/2023, führen

kann, gewappnet zu sein, müssen alle verfügbaren Energiequellen genutzt werden. Bei der Stromversorgung

sind dies auch zweifelsohne deutsche Kernkraftwerke, die mit ihrer Verfügbarkeit rund um die Uhr, zudem

dabei auch klimaschonend, nicht nur das Stromnetz im Notfall stabilisieren, sondern auch mit ihrer

Erzeugung einen nicht unerheblichen Teil des Grundlastbedarfs decken können. Kernkraftwerke können

mittels eines sogenannten Streckbetriebs sowie ggf. brennstoffsparender Fahrweise in diesem Sommer

dann mindestens bis nächstes Frühjahr problemlos weiterbetrieben werden. Falls gewünscht, können sie

durch Nachladung mit neuen Brennelementen auch durchaus noch weitere Jahre zur Sicherheit der

deutschen sowie europäischen Stromversorgung beitragen und dabei gleichzeitig die Abhängigkeit von

Einfuhren fossiler Energieträger reduzieren. Diese Maßnahme könnte sofort beschlossen und kurzfristig

umgesetzt werden. Anders als beispielsweise die derzeit angedachten neuen Flüssiggasterminals oder auch

Zubauten an Erneuerbaren Energien mit damit verbundenem Netzausbau.

Wir hatten als Industrie unser Hilfsangebot des Weiterbetriebs deutscher Kernkraftwerke bereits publik

gemacht. In einem Prüfvermerk mit dem Titel "Prüfung des Weiterbetriebs von Atomkraftwerken aufgrund

des Ukraine-Kriegs" hat die Bundesregierung kurz darauf der Öffentlichkeit einen Katalog von

Hinderungsgründen vorgelegt, der nach unserer Ansicht vielfach fachlich nichtzutreffend ist und vor allem

der derzeit kritischen Lage nicht gerecht wird. Wir haben daraufhin den Prüfvermerk eingehend

kommentiert und dies veröffentlicht.

Auch wenn wir alle hoffen, dass der Ukraine-Konflikt möglichst bald beigelegt werden kann, ist das aktuell

nicht mehr als ein Wunsch. Und auch das Streben nach einer Reduzierung des Gasverbrauchs und der

Gasimporte im Sinne des Klimaschutzes ist nicht kurzfristig zu realisieren. Solche Maßnahmen müssen

unbedingt von einer sicheren und verlässlichen Energieversorgung flankiert sein.

Sehr geehrter Herr Bundeskanzler, bitte sorgen Sie jetzt für die Grundsatzentscheidung für einen

Weiterbetrieb von Kernkraftwerken zur Energiesicherung, damit die erforderlichen Maßnahmen rechtzeitig

ergriffen werden können.

Mit vorzüglicher Hochachtung

Dr. Thomas Behringer

Geschäftsführer KernD e.V.

21. März 2022



Kurzanalyse von KernD vom 07. April 2022

Aktuelle Relevanz der Kernkraftwerke für die

Versorgungssicherheit

Ausgangslage

Gemäß den gesetzlichen Vorhaben werden in Deutschland Kernenergie und Kohlekraft abgeschafft, die Kernenergie

bis zum 31.12.2022, die Kohle auf einem absinkenden Pfad bis aktuell 2038 oder sogar schon bis 2030. Im

Gegenzug wurden aktuell noch Gaskraftwerke als „Übergangstechnologie“ zur Stützung des Netzes zugebaut, was

gemäß Koalitionsvertrag der Bundesregierung auch noch deutlich erweitert und beschleunigt werden soll. Angesichts

der derzeitigen Kriegssituation in der Ukraine und der potentiell kritischen, vielleicht sogar länger andauernden

Energieversorgungslage in Europa ist die Machbarkeit und Sinnhaftigkeit letzteren Zieles in Frage zu stellen,

zumal schon vor der jetzt aktuellen Situation das deutsche und europäische Stromnetz mehrere Male vor einem

Kollaps stand und nunmehr künftig Erdgas wohl nicht mehr so planungsgemäß bzw. wie bisher zur Verfügung stehen

wird. Der Politik und der Energieversorgungswirtschaft stellt sich nun die Frage, ob und in welchem Umfang

bestehende konventionelle Kraftwerke die Versorgung weiter stützen und absichern müssen. Dass hierbei deutsche

Kernkraftwerke eine durchaus entscheidende Rolle spielen können, sollen die folgenden Ausführungen aufzeigen.

Strombedarf

Ungeachtet der aktuellen potentiellen Krisensituation

bleibt der Strombedarf, der in der Regel

zwischen 40 und 80 Gigawatt (GW) liegt, bestehen,

bzw. steigt u.a. wegen der Elektromobilität und

zahlreicher Wärmepumpen in Neubauten auch

noch sukzessive an. Das gilt nicht nur für den jährlichen

Gesamtbedarf, sondern auch für den maximalen

Strombedarf in der Stunde des Jahres mit

dem höchsten Verbrauch, wie er in Analysen zur

Lastdeckung unterstellt wird. In der Systemanalyse

2021 der Übertragungsnetzbetreiber für

2021/2022 wurde diese Höchstlast mit 87,9 GW

angenommen (ohne Netzverluste auf Ebene der

Übertragungsnetze in Höhe von ca. 4 Prozent). In

der Grafik unten ist diese Höchstlast und die

Entwicklung der installierten Nettoerzeugungsleistung

konventioneller Kraftwerke gemäß Monitoringbericht

2021 der Bundesnetzagentur abgebildet.

Verfügbare Leistung

Die Stunde mit der Höchstlast fällt dabei aufgrund der

Erfahrungswerte der vergangenen Jahrzehnte auf eine

frühe Abendstunde in einem Wintermonat bei kalter

winterlicher Witterung, so dass die Erzeugung mittels

Fotovoltaik bei null anzusetzen ist. In einer Flautensituation

ist für die Windkraft maximal 5 Prozent der

65


| Abb. 1

Entwicklung konventioneller Stromerzeugung 2021 - 2023 (in Gigawatt installierter Nettoleistung, jeweils zum 1. des Jahres)



66


installierten Leistung als verfügbar anzusetzen, also

rund 3,3 GW von dann rund 66 GW onshore und

offshore. In Flauten kann allerdings die tatsächliche

Leistung der Windkraftanlagen für signifikante Zeiträume

von mehreren Tagen auch deutlich unter den

Wert von 5 Prozent der installierten Leistung fallen.

Laufwasserkraftwerke (5,6 GW) und Stromerzeugung

mit Biomasse (7,8 GW) können grundsätzlich in

vergleichbarer Weise zur Bedarfsdeckung beitragen

wie konventionelle Kraftwerke, allerdings können ein

Teil der Wasserkraftwerke und aktuell die meisten

Biomassekraftwerke keine Systemdienstleistungen

zur Stabilisierung des Stromnetzes erbringen.

Wie bei allen technischen Anlagen ist auch bei Kraftwerken

und sonstigen Stromerzeugern eine nicht

geplante Nicht-Verfügbarkeit zu unterstellen, etwa

durch Defekte oder eine geplante Nicht-Verfügbarkeit

auch in den kritischen Wintermonaten, weil etwa

Wartungs- oder Reparaturmaßnahmen umfangreicher

Art erforderlich sind, die sich auch über den

Winter erstrecken. Um dem Rechnung zu tragen, wird

eine technische Nicht-Verfügbarkeit von 5 Prozent

über die konventionellen Erzeugungstechnologien

angenommen (vergl. VGB, UBA). Für Laufwasserkraftwerke

und die Stromerzeugung mit Biomasse werden

die Nicht-Verfügbarkeiten aus dem letzten Leistungsbilanzbericht

der Übertragungsnetzbetreiber von

2020 gemäß historischer Erfahrung angenommen,

also 72 Prozent bzw. 40 Prozent. In der untenstehenden

Abbildung sind diese Aspekte dargestellt.

Problem Gasmangellage

Wie erkennbar, ist bereits ohne Gasmangellage ab

Januar 2023 der maximale Strombedarf mit innerdeutscher

Erzeugung bei unveränderten

Bedingungen hinsichtlich Kernenergie- und Kohleausstieg

nicht mehr abgedeckt, es besteht ein

Defizit von 4,9 GW. Bei einer Gasmangellage, wie

sie infolge des Kriegs gegen die Ukraine und den

daraus resultierenden geopolitischen und energiewirtschaftlichen

Verwerfungen jederzeit denkbar

ist, wie durch die Ausrufung der ersten Stufe des

Notfallplans Gas durch die Bundesregierung aktuell

dokumentiert, ändert sich die Lage noch einmal

deutlich zum Schlechteren.

Die so genannten ungekoppelten Anlagen zur

ausschließlichen Stromerzeugung mit Gas und

einer installierten Leistung von (aktuell) 9,4 GW

(BDEW) sowie die gasbefeuerten Industriekraftwerke

mit einer installierten elektrischen Leistung

von 5,3 GW (BDEW) gehören, anders als die

privaten Verbraucher oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen

in der öffentlichen Wärmeversorgung,

nicht zu den so genannten geschützten

Verbrauchern im Rahmen des Notfallplans Gas. In

einer Gasmangellage ist somit zu unterstellen, dass

diese Anlagen nicht verfügbar sein werden.

Daraus ergibt sich eine rechnerische Unterdeckung

von 19,6 GW gegenüber dem Bedarf gemessen an

der diesjährigen, angenommenen maximalen Last.

Dies kann theoretisch durch Importe abgedeckt

werden, da die physikalische Gesamtleistung aller

Grenzkuppelverbindungen bei mehr als 23 GW

(BNetzA) liegt. Allerdings – und abgesehen von

möglichen Nicht-Verfügbarkeiten auch hier – wird von

einer Gasmangellage, die von einem Importstopp oder

Embargo des russischen Gasbezugs verursacht wird

nicht nur Deutschland, sondern ganz Europa betroffen

sein, etwa auch das für die Absicherung der

Stromversorgung Süddeutschlands besonders wichtige

| Abb. 2

Verfügbarkeit von Stromerzeugern 2023 (in Gigawatt verfügbarer Nettoleistung)



67

| Abb. 3

Verfügbarkeit von Stromerzeugern 2023 - Gasmangellage (in Gigawatt verfügbarer Nettoleistung)


Österreich (Gasstromerzeugung 16 Prozent, im Winter

20 bis 30 Prozent; Gasimportanteil Russland: 80

Prozent) oder Italien (Gasstromerzeugung 43 Prozent,

Stromimport: 12 Prozent; Gasimportanteil Russland:

40 Prozent) das dann ebenfalls auf erhöhte

Stromimporte angewiesen sein wird.

Auch ist in einer derartigen Stresssituation, die durch

das von der EU geplante Kaufverbot für russische

Steinkohle noch verschärft wird, nicht auszuschließen,

dass die Integrität des europäischen Stromverbundes

nicht aufrecht erhalten werden kann, und der Verbund

in mehrere getrennte Zonen zerfällt, die dann für

gewisse Zeit autark ihre Versorgung gewährleisten

müssten. Im Januar 2021 ist ein solches Szenario auch

ohne allgemeine Stresssituation aufgrund des Versagens

von Netzkomponenten in Südosteuropa bereits

eingetreten, wenn auch damals nur für kurze Zeit.

Fazit

Die installierte Leistung weiter betriebener Kernkraftwerke

kann in einer akuten Stresssituation für die

Stromversorgung den Unterschied zwischen der

Aufrechterhaltung und dem Kollaps des Stromnetzes

ausmachen, gerade wenn die besondere regionale

Verwundbarkeit in Süddeutschland mit in Betracht

gezogen wird. In solch einer Stresssituation, wenn Netzspannung

UND Frequenz in den engen vorgegebenen

Grenzen gehalten werden müssen, wird JEDER großtechnische

nichtvolatile Stromerzeuger (und dazu

gehört die Kernenergie) dringend benötigt, um das

Stromnetz zu stabilisieren. Kernkraftwerke können

hierbei durchaus das „Zünglein an der Waage“ sein. Es

ist zur Sicherung der Stromversorgung der deutschen

Bevölkerung im Krisenfall wie jetzt unverantwortbar,

diese am Netz befindlichen Kraftwerke einfach abzuschalten.

Zur derzeit gelegentlich aufgeworfenen Frage der

Sicherheit in Konfliktfällen ist bereits länger bekannt,

dass kerntechnische Anlagen zu den bestgesicherten

industriellen Anlagen überhaupt gehören und deswegen

einen guten Schutz etwa gegen terroristische Anschläge

bieten, der auch in einem hypothetischen Fall von

Kampfhandlungen im Umfeld eines Kernkraftwerks

wirksam wäre. Eine etwaige Abschaltung würde wegen

der an den Standorten ohnehin bestehenden oberirdischen

Zwischenlager keinen wesentlichen Zugewinn an

Sicherheit für den Fall eines völkerrechtswidrigen,

bewussten und gezielten militärischen Angriffs mit sich

bringen.

Last but not least trägt ein – auch nur kurz- oder mittelfristiger

– Weiterbetrieb von Kernkraftwerken in

Deutschland durch seine praktisch CO2-freie Stromerzeugung

auch zur Zielerreichung des Klimaschutzes

bei – und dies eben ohne neue Investitionen, Genehmigungs-

und Errichtungszeiten sowie Versorgungsrisiken

für neue Gaskraftwerke. Die durch einen begrenzten

Weiterbetrieb zusätzlich entstehenden radioaktiven

Reststoffe haben verglichen mit den bestehenden Inventaren

aus jahrzehntelanger Kernenergienutzung nur

einen geringen Umfang.

07. April 2022



68

KTG-FACHINFO

KTG-Fachinfo 11/2022 vom 08.04.2022

KernD-Kurzanalyse "Aktuelle

Relevanz der Kernkraftwerke für

die Versorgungssicherheit"

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG.

der Branchenverband Kerntechnik Deutschland e.V.

(KernD) hat eine Kurzanalyse zur Relevanz des Beitrags

von Kernkraftwerken zur gesicherten Leistung im Fall

einer Gasmangellage erstellt und veröffentlicht. Die

Analyse finden Sie auf Seite 65.

Es wird aufgezeigt, wie stark die installierte Leistung

konventioneller Kraftwerke gemäß der Ausstiegsplanungen

aus Kernenergie und Kohle von 2021 bis 2023 absinkt,

wodurch bereits ohne Gasmangellage die Spitzenlast im

Stromnetz ab Januar 2023 nicht mehr im Inland gedeckt

werden kann. In einer Gasmangellage kann sich diese

Situation drastisch verschärfen und macht es erforderlich,

alle Möglichkeiten zu nutzen, gesicherte Leistung für die

Stromversorgung bereit zu stellen. Das gilt insbesondere

für die auch noch beinahe CO 2 -freie Kernenergie mit

ihren vorhandenen, sicher betriebenen Anlagen.

Ihre KTG-Geschäftsstelle

Nicolas Wendler

wurde auch auf die zuvor erfolgte Kommentierung der Regierungsbewertung

durch den Branchenverband KernD

vom 15. März Bezug genommen.

Zeitnah zur Veröffentlichung haben die Frankfurter

Allgemeine Zeitung und Die Welt online zum Vorgang

berichtet, die FAZ in der Printausgabe vom 24. März dann

noch ausführlicher. Für einen Bericht der Bild-Zeitung vom

24.03.2022 äußerten sich auch u.a. der Bayerische

Ministerpräsident Dr. Markus Söder sowie die Vorsitzende

der Mittelstands- und Wirtschaftsvereinigung von CDU

und CSU, Gitta Connemann, zugunsten eines

Weiterbetriebs von Kernkraftwerken in der durch den

Ukraine-Krieg verschärften Energiekrise.

Am 25. März äußerte sich ein Vertreter von KernD in einer

Live-Schalte im RTL/ntv Spezial: Krieg in der Ukraine.

Zudem berichteten Der Spiegel (Printausgabe 26.03.2022)

und dpa über das Thema. Am 27. März erschien in der

Frankfurter Allgemeinen Sonntagszeitung ein Überblicksartikel

zum gesamten Sachverhalt seit den Äußerungen

von Bundeswirtschaftsminister Habeck am 27. Februar.

KernD adressierte ebenfalls an den Bayerischen Ministerpräsidenten

Söder einen nicht-öffentlichen Brief ganz

ähnlichen Inhalts unter Bezugnahme auf einige regionalspezifische

Aspekte der Sicherung der Energieversorgung

in Bayern.


Offener Brief von Kerntechnik

Deutschland an Bundeskanzler

Olaf Scholz und Reaktionen darauf



(KernD) hat vergangene Woche mit Veröffentlichung am

23. März einen Offenen Brief an Bundeskanzler Olaf

Scholz zum Weiterbetrieb deutscher Kernkraftwerke zur

Sicherung der Energieversorgung adressiert. Den Offenen

Brief finden Sie auf Seite 64.

In dem Brief wird Scholz nach der abschlägigen Bewertung

eines möglichen Weiterbetriebs von Kernkraftwerken

durch das Bundeswirtschafts- und das Bundesumweltministerium

am 8. März gebeten, diese Position zu überdenken

und zur Abwendung einer möglichen Energiekrise alle verfügbaren

Energiequellen zu nutzen, sowie jetzt die Grundsatzentscheidung

für einen Weiterbetrieb von Kernkraftwerken

zu treffen, damit alle erforderlichen Maßnahmen

dafür rechtzeitig ergriffen werden können. In dem Brief



Nicolas Wendler

Kommentierung des Prüfvermerks

der Bundesregierung durch KernD



(KernD) hat heute die „Fachliche Kommentierung des

Prüfvermerks der Bundesregierung ‚Prüfung des Weiterbetriebs

von Atomkraftwerken aufgrund des Ukraine-

Kriegs‘ durch den Verband Kerntechnik Deutschland e.V.

(KernD)“ veröffentlicht. Das Dokument finden Sie auf Seite

59.

Die langfristige französische Energiepolitik

Zuvor hatten das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz,

nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz

(BMUV) sowie das Bundesministerium für Wirtschaft und

Klima (BMWK) am 08.03.2022 die „Prüfung des

KTG-Fachinfo


Weiterbetriebs von Atomkraftwerken aufgrund des

Ukraine-Kriegs“ veröffentlicht. (Siehe Seite 54).

Als erste Reaktion darauf hat KernD am 08.03.2022 die

Pressemitteilung „Weiterbetrieb von deutschen Kernkraftwerken:

Bundesregierung schlägt möglichen Beitrag der

Kernenergie zur aktuellen Energiesicherheit leider aus“

veröffentlicht. (Siehe Seite 58).

Der Prüfvermerk der beiden Ministerien kann auch als

Antwort der Bundesregierung auf die Stellungnahme von

KernD vom 04.03.2022 mit dem Titel „Aktueller Beitrag

der Kernenergie zur Energiesicherheit in Deutschland“

verstanden werden (siehe Seite 53). Diese Stellungnahme

wurde wie auch weitere Äußerungen aus verschiedenen

Unternehmen und Institutionen im Bereich der Kerntechnik

durch Äußerungen von Bundeswirtschaftsminister

Robert Habeck am 27.02.2022 in der ARD-Sendung

„Bericht aus Berlin“ veranlasst, in denen er eine Prüfung

der Möglichkeit des Weiterbetriebs von Kernkraftwerken

im Zusammenhang mit dem Krieg in der Ukraine und der

Sicherung der Energieversorgung ohne Denkverbote

ankündigte und die er nicht „ideologisch abwehren“

wolle.



Nicolas Wendler

Russischer Artillerieangriff auf

Kernkraftwerk Saporischschja –

Anlage nun besetzt


am frühen Freitagmorgen haben Einheiten der Russischen

Föderation einen Angriff auf den Kernkraftwerksstandort

Saporischschja unternommen. Dabei wurde der Standort

auch unter Artilleriefeuer genommen, wodurch ein Hilfsanlagengebäude

von Block 1 – dieser befindet sich in Revision

– beschädigt sowie ein außerhalb des eigentlichen

Kraftwerksgeländes befindliches Ausbildungszentrum in

Brand gesetzt wurde.

Nach Aussagen der ukrainischen Atomaufsichtsbehörde

State Nuclear Regulatory Inspectorate of Ukraine ist die

kerntechnische Sicherheit dadurch nicht in Frage gestellt

worden und die sicherheitsrelevanten Komponenten sind

in Betrieb. Es wurde keine erhöhte Radioaktivität festgestellt.

Dies wurde von der Internationalen Atomenergie-Organisation

(IAEA) und der US-amerikanischen

Energieministerin Jennifer Granholm bestätigt. Bei dem

Angriff wurden nach Aussage des IAEA-Generalsekretärs,

Rafael Mariano Grossi, zwei Mitarbeiter des Sicherheitsdienstes

des Kernkraftwerks verletzt. Grossi beklagte in

einer Pressekonferenz, das mit dem Angriff das Prinzip, in

einem bewaffneten Konflikt die physische Integrität von

Kernkraftwerken aufrecht zu erhalten, verletzt wurde.

Grossi kündigte für die kommende Woche eine von ihm

persönlich angeführte Mission der IAEA nach Russland

und in die Ukraine an, um sicherzustellen, dass die Prinzipien

der Sicherheit von Kernkraftwerken in bewaffneten

Konflikten beachtet werden. Grossi erklärte, dass der

Beschuss des Kernkraftwerks von der russischen Seite

ausging.

Seit 06.20 Uhr Ortszeit ist das Feuer gelöscht, die Anlage

ist zwischenzeitlich von den russischen Truppen besetzt

worden. Zuvor waren diese in der Nacht durch von der

Bevölkerung errichtete Barrieren im Ort Enerhodar durchgebrochen,

die sich südostlich ans Kraftwerksgelände

anschließt. Die Anlagen werden weiter von ihren ukrainischen

Mitarbeitern geführt.

Die Anlage in Saporoschschja ist der größte Kernkraftwerksstandort

Europas mit sechs Blöcken vom Typ WWER

V-320 mit insgesamt 6.000 MW installierter Bruttoleistung.

Aktuell befindet sich Block 1 in Revision, die Blöcke 2 und

3 wurden abgefahren, Block 4 erzeugt 690 MW (Stand

07.15 Uhr Ortszeit), die Blöcke 5 und 6 befinden sich in

Reserve im Betrieb mit niedriger Leistung. Die auf dem

Anlagengelände befindlichen offenen Kühlbecken für

abgebrannte Brennelemente hatten angesichts des

Angriffs Anlass zu Besorgnis gegeben, sind aber nach

Aussagen von IAEA-Generalsekretär Grossi unbeschädigt

geblieben.

Es bleibt festzuhalten, dass den ukrainischen Kollegen

höchste Anerkennung dafür zukommt, unter kaum

vorstellbar schwierigen Bedingungen die kerntechnische

Sicherheit zu gewährleisten und die Stromversorgung

ihres Landes aufrecht zu erhalten.



Nicolas Wendler

Update aktuelle Entwicklungen

in der Krisensituation „Ukraine“

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,

unten finden Sie einige Punkte als Aktualisierung zu den

aktuellen Entwicklungen in der deutschen Diskussion zur

69

KTG-FACHINFO

KTG-Fachinfo


Krisensituation zwischen Russland und der Ukraine.


70

KTG-FACHINFO

a Energieversorger modifizieren Position zur Möglichkeit

eines längeren Betriebs der Kernkraftwerke:

a Ein Sprecher von E.ON äußerte gegenüber dem

Handelsblatt: „In dieser Ausnahmesituation sind wir als

Eon bereit, darüber zu sprechen, unter welchen technischen,

organisatorischen und regulatorischen Randbedingungen

eine verlängerte Nutzung des Kernkraftwerks

Isar 2 möglich wäre, sofern dies seitens der

Bundesregierung ausdrücklich gewünscht ist“

a Eine Sprecherin von EnBW teilte mit: „Sollte es in den

weiteren Entwicklungen als Folge des Kriegs in der

Ukraine erforderlich sein, Maßnahmen zu prüfen, die

für die Versorgungssicherheit unumgänglich sind und

von diesem Pfad abweichen, werden wir mit unserer

Erfahrung und unserem Know-how selbstverständlich

beratend zur Seite stehen und mithelfen, alle Möglichkeiten

technologieoffen auszuloten“

a Bundesumweltministerin Steffi Lemke äußerte gegenüber

Reuters: „Aus Sicherheitsgründen halte ich eine

Laufzeitverlängerung der letzten drei Atomkraftwerke

in Deutschland für nicht verantwortbar [...] Zweitens,

keine weiteren Risikofaktoren und damit keine Laufzeitverlängerung“.

a RWE erklärte, „ein Weiterbetrieb wäre – anders als

etwa bei Kohlekraftwerken – ohne weiteres nicht

machbar. Dafür gibt es extrem hohe Hürden, sowohl

technisch als auch genehmigungsrechtlich“, bekundete

aber Verständnis, dass die Bundesregierung alle Optionen

prüfe.

a Alle drei Unternehmen betonten, zum beschlossenen

Ausstieg Deutschlands aus der Nutzung der Kernenergie

zu stehen

a Zuvor hatte der nordrhein-westfälische Wirtschaftsund

Energieminister Andreas Pinkwart in einem

Diskussionspapier zur Energieversorgungssicherheit für

eine Beratung der Landesenergieminister gefordert,

dringend zu prüfen "ob und unter welchen Voraussetzungen

die Atomkraftwerke in Deutschland

befristet über das Jahr 2022 hinaus in Betrieb bleiben

können". Der energiepolitische Sprecher der FDP-

Bundestagsfraktion, Peter Kruse, forderte ergebnisoffen

zu prüfen, welchen Beitrag die Kernkraftkapazitäten

zur Versorgungssicherheit leisten könnten. Die

FDP Schleswig-Holstein forderte zu prüfen, ob das

Kernkraftwerk Brokdorf wieder in Betrieb genommen

werden könne.


Nicolas Wendler

Aktuelle Entwicklungen in der

Krisensituation „Ukraine“ mit

Bezug zur kerntechnischen Branche

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,

unten finden Sie einige Punkte zur aktuellen Entwicklung

in der Krisensituation zwischen Russland und der Ukraine

mit Bezug zur kerntechnischen Branche.

a Das Bundeswirtschaftsministerium prüft eine längere

Nutzung von Kohle- und Atomkraftwerken; Minister

Habeck hält dies für ungeeignet, um eventuelle Lieferengpässe

zu überbrücken, kündigte aber eine Prüfung

ohne "Denktabus" an. Eine Vorprüfung zur

Verlängerung der letzten drei Kernkraftwerke habe

ergeben, dass dies kein Ausweg sei. Habeck erklärte am

Sonntagabend, dass er das nicht ideologisch abwehren

würde, meinte aber: "Für den Winter 2022/23 würde

uns die Atomkraft nicht helfen." Er verwies darauf, dass

die Vorbereitungen für die anstehenden Abschaltungen

so weit fortgeschritten seien, dass die AKWs "nur unter

höchsten Sicherheitsbedenken und möglicherweise mit

noch nicht gesicherten Brennstoffzulieferungen" weiter

betrieben werden könnten. "Und das wollen wir sicher

nicht."

a Zum Thema einer Verlängerung des Kernkraftwerkbetriebs

erklärte ein Sprecher von E.ON bereits am Freitag:

"Der Gesetzgeber hat vor Jahren entschieden, dass

Kernkraft in Deutschland keine Zukunft hat. Ein Weiterbetrieb

unseres Kernkraftwerks Isar 2 über den gesetzlichen

Endtermin 2022 hinaus ist für uns kein Thema.

Kurz vor Abschalten in Deutschland eine Debatte darüber

zu starten, ist befremdlich."

a Ähnlich äußerte sich RWE: "Das Thema Kernkraft ist in

Deutschland vom Tisch. Kurzfristig wäre es gar nicht

möglich, die Kernkraftwerke wieder hochzufahren".

EnBW erklärte: "Die Frage nach der Verlängerung der

Laufzeiten stellt sich für die EnBW nicht. Der Ausstieg

aus der Kernenergie ist 2011 im politischen und

gesellschaftlichen Konsens beschlossen worden und

gesetzlich klar geregelt".

a Zuvor forderten der sächsische Ministerpräsident

Michael Kretschmer, die CSU-Bundestagsabgeordneten

Peter Ramsauer und Max Straubinger, der Vorsitzende

des Bundesverbands mittelständische Wirtschaft,

Markus Jerger, der frühere EU-Energiekommissar,

Günther Oettinger sowie der frühere CSU-Vorsitzende

Erwin Huber eine längere Laufzeit der Kernkraftwerke

oder deren Prüfung (Kretschmer).


Nicolas Wendler

KTG-Fachinfo


Wechsel beim Chefredakteur,

kontinuierliche Entwicklung bei

der atw

71

NEWS

In eigener Sache seien für unsere Leserschaft noch einige

Worte des Herausgebers zum Wechsel an der Stelle des

Chefredakteurs zum Jahresbeginn und mit effektiver

Wirkung ab der Ausgabe 02/2022 nachgetragen. In erster

Linie sind hier Worte des Dankes an den langjährigen,

engagierten Chefredakteur und Vollblut-Kerntechniker

Christopher Weßelmann zu richten. Er hat über mehr als

20 Jahre, von August 2000 bis Dezember 2021, als

Chefredakteur den Charakter der Zeitschrift maßgeblich

und erfolgreich geprägt und diese mit seinem breiten,

internationalen Netzwerk, seinen umfangreichen

Fachkenntnissen, jahrelanger Branchenerfahrung und

seinen persönlichen Kompetenzen bereichert. In diese

Zeit fielen mit zwei Ausstiegen aus der Kernenergie, einer

Teilrevision des Ausstiegs und dem Unfall von Fukushima

erhebliche Veränderungen, die von außen in die Branche

und damit auch in die Zeitschrift hineingewirkt haben, die

sich dabei gleichzeitig kontinuierlich modernisiert und

wechselnden Erfordernissen angepasst hat. Dies etwa im

Hinblick auf den Vierfarbendruck oder die Umstellung zu

einer primär international ausgerichteten, ausschließlich

englischsprachigen Fachzeitschrift. Für die langjährige

gute Zusammenarbeit und für manch andere

Unterstützung in der gemeinsamen Arbeit für die

Kernenergie möchten wir ihm herzlich danken. Persönlich,

in seiner pointierten Art, kommentiert er das aktuelle

Weltgeschehen zu den Fragen der Energieversorgung mit

dem Satz: „Kernenergie – nie war sie so wertvoll wie

heute!“

Impressum

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

Verlag

INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft mbH

Berliner Straße 88A, 13467 Berlin

www.nucmag.com

@atw_Journal

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

General Manager


Chefredakteur

Nicolas Wendler

+49 172 2379184

nicolas.wendler@nucmag.com

Anzeigen und Abonnements

info@nucmag.com

Layout

angstroem Design Bureau

Mannheim

Druckerei

inpuncto:asmuth

druck + medien gmbh

Buschstraße 81, 53113 Bonn

Redakteurin

Nicole Koch

+49 163 7772797

nicole.koch@nucmag.com

Anfang des Jahres wurde der Stab an den neuen

Chefredakteur, Nicolas Wendler, übergeben, um unter den

sich stetig verändernden Rahmenbedingungen die

Zeitschrift weiter zu führen und als einen wesentlichen

Baustein des kerntechnischen Kompetenznetzwerks in

Deutschland auch für die Zeit nach dem Ende der

Kernenergienutzung zu erhalten. Er ist ein Quereinsteiger,

der aus einer Tätigkeit im politischen Raum im Jahr 2010

zur Kerntechnik gekommen ist, diese zu seiner Sache

gemacht und ihr auch in schwierigen Zeiten treu geblieben

ist. Seit vielen Jahren informell, seit der Ausgabe Juli 2020

auch als offizielles Mitglied der Redaktion hat er bei der

atw bereits mitgewirkt. Mit dem aktuellen Redaktionsteam

verbleibt die atw in guten Händen und wird weiter ein

publizistisches Schaufenster der Kerntechnik bleiben.


Preisliste

Gültig seit 1. Januar 2021

Erscheinungsweise 6 x im Jahr (alle 2 Monate)

DE:

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

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

Alle EU-Mitgliedsstaaten ohne USt-IdNr.:

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

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

EU-Mitgliedsstaaten mit USt-IdNr.

und alle weiteren Länder:

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

Jahresabonnement (ohne USt, exkl. Versand) 171.50 €

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

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publisher, INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesell schaft mbH, is prohibited.

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Signed articles do not necessarily represent the views of the editorial.

ISSN 1431-5254

News


VOR 66 EDITORIAL JAHREN 72

Vor 66 Jahren



Vor 66 Jahren



Vor 66 Jahren



Vor 66 Jahren


KTG INSIDE 76

Terminvormerkung

Inside

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der Kerntechnischen Gesellschaft,

auch dieses Jahr wieder werden wir zur Mitgliederversammlung der KTG einladen. Die eigentliche,

verbindliche Einladung zur Mitgliederversammlung gemäß Vereinsrecht versenden wir noch an

alle Mitglieder gesondert; darin enthalten sein werden dann die Tagesordnung sowie alle

weiteren notwendigen Unterlagen.

Nach den Höhepunkten der Coronapandemie in den beiden letzten Jahren können wir uns dieses

mal erfreulicherweise wieder in alter Form treffen, d. h. zu einer echten Präsenzveranstaltung.

Zudem findet seit dem Jahr 2019 nun auch endlich wieder unsere gemeinsame, d. h. zusammen

mit KernD e.V. durchgeführte Fachtagung "KERNTECHNIK 2022" statt, wie bereits schon in der atw

angekündigt.

Traditionell wird die Jahreshauptversammlung einen Tag vor der Tagung abgehalten, wobei wir

Sie bitten, sich schon jetzt den Termin dafür vorzumerken:

KTG-Mitgliederversammlung 2022 am 20. Juni 2022

von 17:00 Uhr bis 18:30 Uhr

im Tagungshotel HYPERION in Leipzig.

Das Hotel befindet sich in den Promenaden des Hauptbahnhofs Leipzig;

Adresse: Sachsenseite 7, 04109 Leipzig; Telefon: 0341 550020

Der Eintritt zur KTG-Mitgliederversammlung ist selbstverständlich frei, die Teilnahme an der die

beiden darauffolgenden Tage stattfindenden Tagung ist jedoch wie immer kostenpflichtig.

Mit freundlichen Grüßen


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www.ktg.org

JETZT MITGLIED WERDEN

Wenn Ihnen die sachliche Auseinandersetzung mit der Kernenergie

ebenso wie uns am Herzen liegt, wenn Sie Teil des kerntechnischen

Netzwerkes in Deutschland werden möchten oder wenn Ihnen einfach

Ihr persönliches Engagement für Ihre Überzeugungen wichtig ist, sollten

Sie nicht länger zögern!

Werden Sie Mitglied der KTG und steigen Sie aktiv in unser Netzwerk ein!

https://www.ktg.org/ktg/faszination-kerntechnik/mitglied-werden/

KTG Inside


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.

Juli 2022

KTG INSIDE 77

90 Jahre | 1932 27. Dr. Rainer Schwarzwälder, Glattbach

90 Jahre | 1932 31. Dr. Theodor Dippel, Eggenstein-Leopoldshafen

Herzlichen Glückwunsch!

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

Juni 2022

55 Jahre | 1967

4. Dr. Thomas Kohler, Olten

55 Jahre | 1967

6. Dr. Dietmar Senghaas, Heilbronn

55 Jahre | 1967

19. Dipl.-Ing. Nils Förtsch, Rheinzabern

60 Jahre | 1962

18. Frank Diercks, Hannover

70 Jahre | 1952

14. Dr. Peter Fritz, Weingarten

74 Jahre | 1948

20. Dr. Klaus Schippers, Mönchengladbach

77 Jahre | 1945

17. Prof. Dr. Rolf Ulrich Hauptmanns,

Schönebeck (Elbe)

78 Jahre | 1944

8. Jürgen Fabian, Büsingen am Hochrhein

78 Jahre | 1944

24. Hans-Jürgen Schlesinger, Essen

80 Jahre | 1942

10. Ing. Wolfgang Feltes,

Bergisch Gladbach

81 Jahre | 1941

15. Dr. Frank Depisch, Erlangen

82 Jahre | 1940

13. Dr. Heinz Hoffmann, Einhausen

82 Jahre | 1940

4. Dipl.-Phys. Hans-Peter Dyck, Forchheim

83 Jahre | 1939

2. Dr. Friedrich Bennewitz, Erlangen

83 Jahre | 1939

6. Dr. Peter Drehmann, Kornwestheim

83 Jahre | 1939

7. Dr. Peter Antony-Spies, Liederbach

83 Jahre | 1939

10. Dipl.-Ing. Reinhard Seepolt, Hamburg

83 Jahre | 1939

14. Dr. Gustav Meyer-Kretschmer, Jülich

83 Jahre | 1939

23. Dr. Rolf Krieg, Karlsruhe

84 Jahre | 1938

25. Dipl.-Ing. Horst Roepenack,

Bruchköbel

85 Jahre | 1937

10. Dipl.-Phys. Reinhard Wolf,

Grosskrotzenburg

86 Jahre | 1936

12. Dipl.-Ing. Heinz Malmström, Ahaus

86 Jahre | 1936

24. Dipl.-Ing. Christian-Theodor Körner,

Breitenbronn

86 Jahre | 1936

30. Kai-Michael Pülschen, Erlangen

87 Jahre | 1935

8. Ing. Karl Rudolph, Wettingen

87 Jahre | 1935

8. Dr. Ing. Heinrich Löffler, Wennigsen

87 Jahre | 1935

17.Dipl.-Ing. Peter Gottlob,

Stutensee-Friedrichstal

88 Jahre | 1934

15. Dr. Robert Hock, Dietzenbach

89 Jahre | 1933

12. Prof. Dr. Carsten Salander, Bad Sachsa

Juli 2022

60 Jahre | 1962

8. Dr. rer. nat. Klaus Eberhardt, Mainz

72 Jahre | 1950

1. Prof. Dr. Helmut Keutner,

Oberkrämer OT Schwante

72 Jahre | 1950

4. Dr. Gerhard Eiselt, Groß-Umstadt

72 Jahre | 1950

19. Dipl.-Ing. Gerhard Hanetzog, Peine

73 Jahre | 1949

26. Kurt Wagner, Recklinghausen

74 Jahre | 1948

19. Dr. Wolfgang Boeßert, Pirna

75 Jahre | 1947

12. Dr. Karl-Wilhelm Zerreßen,

Saarlouis-Picard

76 Jahre | 1946

2. Dr. Walter Stach, Nürnberg

76 Jahre | 1946

3. Dr. Arthur Max, Gelnhausen-Hailer

76 Jahre | 1946

10. Dr. Hans-Joachim Ritzhaupt-Kleissl,

Walldor

77 Jahre | 1945

13. Prof. Dr. Eckhard Rückl, Bodenwerder

77 Jahre | 1945

15. Walter Burchhardt, Karlsruhe

78 Jahre | 1944

17. Dipl.-Ing. Jürgen Krellmann,

Le Puy Ste. Réparade / FR

78 Jahre | 1944

20. Günter Langer, Rosbach

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


Shaping Tomorrow’s Energy

KTG INSIDE 78

79 Jahre | 1943

10. Dipl.-Ing. Dieter Eder, Alzenau

Protection

82 Jahre | 1940

86 Jahre |

at

1936

the

31. Dr. Peter Schneider-Kühnle, Worms 1. Dipl.-Ing. Hans-Jürgen Börner,

Weisenheim

83 Jahre | 1939

Speed Light

10. Dr. Bernhard Steinmetz,

88 Jahre | 1934

Bergisch Gladbach

14.Prof. Dr. Walter-H. Köhler, Wien

83 Jahre | 1939

23. Heinz Stahlschmidt, Erlangen

84 Jahre | 1938

30. Dr. Philipp Dünner, Odenthal

85 Jahre | 1937

6. Dipl.-Ing. Paul Börner, Steinau-Uerzell

That’s 83 Jahre how | 1939 fast the technology in the Peri-D-Fence protection system

26. Dipl.-Ing. Ewald Passig, Bochum

can secure the perimeter at your nuclear power plant.

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Die Kerntechnische Gesellschaft nimmt Abschied von ihrem langjährigen Mitglied

Peri-D-Fence is qualified for use at nuclear facilities in Germany

and Dipl.-Ing. demonstrates Joachim its strength May in restricted space conditions. Nach der Wiedervereinigung

der beiden deutschen Staaten

Learn 24. Juli more 1932 in Chemnitz about Peri-D-Fence at

war er im Rahmen seiner

20. November 2021 Burgwedel

dienstlichen Aufgaben auch an

www.westinghousenuclear.com/operating-plants

der Unterstützung der

ostdeutschen technischen

Joachim May verbrachte die ersten zehn Lebensjahre in

Überwachungseinrichtungen

Chemnitz. Die Familie zog danach nach Ostwestfalen und

beteiligt.

später nach Hannover. Er legte 1954 am humanistischen

Friedrichsgymnasium in Herford die Abiturprüfung ab.

Anschließend studierte er an der Technischen Hochschule

Hannover – heute „Leibniz Universität“ – Maschinenbau

mit dem Schwerpunkt Verfahrenstechnik.

Nach der Diplomprüfung 1961 trat er in die Dürr-Werke

AG in Ratingen ein. Sein Aufgabengebiet umfasste die

Konstruktion von Dampfkesseln und Müllverbrennungsanlagen.

Joachim May wechselte 1967 zum Technischen

Überwachungsverein Hannover – heute TÜV Nord – wo zu

diesem Zeitpunkt eine Abteilung für Kerntechnik und

Strahlenschutz aufgebaut wurde. Er nahm die Gelegenheit

wahr, sich in dieses neue und interessante Arbeitsgebiet

einzuarbeiten. In den folgenden Jahren war er an der

Bauüberwachung und den anschließenden regelmäßigen

Kontrollen der Kernkraftwerke Würgassen, Grohnde,

Lingen und Emsland beteiligt. Mit den Jahren wuchs die

Zahl der Mitarbeiter stetig, die Strukturen der Abteilung

wurden spezialisierter und Joachim May übernahm die

Leitung eines Teilbereichs. Mit der Zeit wuchsen aber auch

Erfahrung und Kompetenz sodass Beratungsaufgaben in

Ausschüssen und Seminare im Ausland hinzukamen.

Ihm lag aber auch die „innere“ Wiedervereinigung nach

1990 sehr am Herzen, sodass er 25 Jahre lang für eine

größere Gruppe von Studienfreunden und ihre Familien

einmal im Jahr einen Tagesausflug in Städte und

Landschaften der neuen Bundesländer organisierte,

„damit sich kennenlernen und zusammenwachsen kann,

was zusammengehört“.

Auch im Ruhestand blieb Joachim May weiterhin an

seinem ehemaligen Arbeitsgebiet und an der technischen

Entwicklung interessiert.

Wir vermissen unseren Ehemann, Vater und Großvater

sehr und danken der KTG für die Möglichkeit dieses

Nachrufs.

Im Namen der Familie

Erika May

KTG Inside

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atw - International Journal for Nuclear Power | 03.2022

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