atw - International Journal for Nuclear Power | 06.2022

nucmag.com
2022
6
ISSN · 1431-5254
32.50 €
Der Erhalt von sechs
Kernkraftwerken könnte den
Großhandelspreis für Strom
um die Hälfte absenken
Die zweite Sonderanalyse der
deutschen Netzbetreiber
Paris, Technology and Finance –
Is There Room for Nuclear Technology?

A N N O U N C E M E N T
June 14 – 15, 2023 | Frankfurt am Main | Germany
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atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Es kreißte der Berg und gebar eine Maus –
minimale Laufzeitverlängerung durch Kanzlerbrief
3
Liebe Leserinnen und Leser,
der Auftakt zu diesem Editorial sei ausnahmsweise mit
einer Notiz aus dem Privatleben gemacht, in der aber die
aktuelle Energiekrise unmittelbar ins Auge springt. Im
Juli ging eine Ankündigung der Preiserhöhung durch den
Gasversorger ein. Dieser teilte mit, dass ab 1. September
2022 der Gaspreis von 7,78 ct/kWh auf 16,42 ct/kWh
steigen werde, nachdem er bis zum 30. Juni 2022 noch
bei 5,65 ct/kWh lag.
Vor wenigen Tagen nun – wir erinnern uns, wir haben ein
Gasproblem, kein Stromproblem wie es lange hieß – ging
ein „Angebot“ des Stromanbieters ein. Dieser bot an, den
bisherigen Preis von in Deutschland sehr günstigen 25,81
ct/kWh ab dem 01.01.2023 auf dem Betrag von 56,06 ct/
kWh „abzusichern“. Während landauf, landab solche
Briefe und Mails gelesen werden müssen, die bei gewerblichen
und industriellen Kunden oft noch deutlich stärkere
relative Preissteigerungen ankündigen, fand in der
Bundespolitik ein Eiertanz um einen Weiterbetrieb von
Kernkraftwerken statt, um das Thema möglichst für die
Landtagswahl in Niedersachsen stillzulegen.
Nachdem der lang erwartete zweite Stresstest für die
Stromversorgung durch die Übertragungsnetzbetreiber
ergeben hatte, dass ein Weiterbetrieb der Kernkraftwerke
sinnvoll zur Versorgungssicherheit beitragen würde, präsentierte
das Bundeswirtschaftsministerium einen praktisch
nicht durchführbaren Entwurf für eine frisch erfundene
Einsatzreserve für die zwei süddeutschen Kernkraftwerke.
Weil dieser Weg sich innerhalb von zwei Tagen
als nicht gangbar erwiesen hat, wurde in Absprache
mit den betroffenen Betreibern ein modifizierter Plan
inklusive möglicher Schadenersatzregelungen entwickelt.
Diesen Plan machte sich die Bundesdelegiertenkonferenz
von Bündnis90/Die Grünen zu eigen und zog eine
„rote“ Linie bei der Beschaffung neuer Brennelemente
und damit bei jedweder Möglichkeit eines längeren Weiterbetriebs.
Nach einigem weiteren Koalitionsstreit – ob echt oder inszeniert
– zwischen den Grünen mit der roten Linie und
der FDP, die seit einigen Monaten einen substantielleren
Weiterbetrieb mindestens so lang wie für die reaktivierten
Kohlekraftwerke forderte, sprach der Kanzler sein so
genanntes Machtwort über das Thema. Scholz wies die
zuständigen Minister an, den Leistungsbetrieb für die
drei noch laufenden Kernkraftwerke bis zum 15. April
2023 zu ermöglichen. Die rote Linie des grünen Parteitags
war damit respektiert, wenn auch die Landesverbände
der SPD und der Grünen in Niedersachsen desavouiert,
da aus Sicht des Kanzlers der Weiterbetrieb des Kernkraftwerks
Emsland doch im Sinne der Versorgungssicherheit
sinnvoll ist, statt dass es nur „die Netze verstopft“.
Sämtliche Prüfbedingungen, Wenns und Abers
des ursprünglichen „Habeck-Plans“ wurden mit dem
Kanzlerwort allerdings abgeräumt, die Anlagen dürfen
schlicht dreieinhalb Monate lang mit dem vorhandenen
Brennstoffinventar weiter betrieben werden.
Gemein haben der „Scholz-Plan“ und der „Habeck-Plan“
allerdings, dass sie den Winter 2023/24 und seine wahrscheinlich
angespannte Versorgungslage nicht beachten.
Denn die Gasspeicher werden im Frühjahr 2023 wahrscheinlich
stärker entleert sein als 2022 und es wird wohl
konstant keine russischen Gaslieferungen geben, die im
laufenden Jahr bis Mitte Juni weitgehend normal liefen.
Obgleich die Bundesregierung mit Blick auf die Kernkraftwerke
wegen der Nutzung schwimmender LNG-
Terminals von einem fundamentalen Unterschied zwischen
dem kommenden und dem übernächsten Winter
spricht, wurde doch die Befristung der Sonderregeln für
Kohlekraftwerke vom 30. April 2023 auf den 31. März
2024 verlängert, was auch für den Weiterbetrieb von
Braunkohlekraftwerken im rheinischen Revier gilt.
Über die Strompreisentwicklung liegen inzwischen Untersuchungen
vor, die einen deutlichen preissenkenden
Effekt eines substantiellen, also längeren Weiterbetriebs
von Kernkraftwerken zeigen. Eine Untersuchung von
Prof. Veronika Grimm, Mitglied des Sachverständigenrats
Wirtschaft der Bundesregierung, zeigt, dass das
Strompreisniveau 2024 bei Weiterbetrieb von drei Kernkraftwerken
um etwa 13 % niedriger liegen würde als
ohne und auch in 2027 trotz unterstelltem weiterem Ausbau
der erneuerbaren Energie noch ein nennenswerter
Effekt bestünde. In dieser Ausgabe der atw findet sich
eine Untersuchung mit dem Charakter einer Sensitivitätsanalyse.
Im Maximalfall des – in der Praxis jetzt nicht
mehr realisierbaren – vollen Weiterbetriebs von sechs
Kernkraftwerken im kommenden Jahr wird aufgrund der
nicht-linearen Effekte im Strommarkt eine Senkung des
Preisniveaus um die Hälfte errechnet.
Wie groß der Preiseffekt in der Praxis auch wäre, zeigen
die Untersuchungen klar, dass ein Weiterbetrieb von
Kernkraftwerken in den kommenden Jahren die Stromkunden
massiv entlasten könnte. Unter der Bedingung
einer Strompreisbremse könnte auch der Staatshaushalt
deutlich entlastet werden. Leider gelang trotz der größten
Energiekrise seit Bestehen der Bundesrepublik und
einer inzwischen breiten Unterstützung der Bevölkerung
für einen Weiterbetrieb kein entschlossenerer Schritt im
parteipolitischen Gestrüpp, das sich nach wie vor im
Klammergriff der Ausstiegsideologie befindet. Ironisch
erscheint es, dass sich Teile der Begründung des Gesetzentwurfs
wie ein Plädoyer für eine weitere Kernenergienutzung
lesen und auch wie ein Dementi vieler gegen
einen Weiterbetrieb monatelang vorgebrachter Argumente.
Nicolas Wendler
– Chefredakteur –
EDITORIAL
Editorial
Es kreißte der Berg und gebar eine Maus – minimale Laufzeitverlängerung durch Kanzlerbrief

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Inhalt
4
CONTENTS
Ausgabe 6
2022
November
Editorial
Es kreißte der Berg und gebar eine Maus –
minimale Laufzeitverlängerung durch Kanzlerbrief . . . . . . . . . . .3
Did you know? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
Kalender . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6
Feature | Energy Policy, Economy and Law
Der Erhalt von sechs Kernkraftwerken könnte den
Großhandelspreis für Strom um die Hälfte absenken . . . . . . . . . .7
Björn Peters
Interview with Pietro Barabaschi
“ITER is a First of a Kind research facility where we are already
encountering many technical breakthroughs”. . . . . . . . . . . . 11
Nicolas Wendler
Serial
Die zweite Sonderanalyse
der deutschen Netzbetreiber . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer
Spotlight
Die Strahlungsquelle am ELBE-Zentrum im Überblick . . . . . . . . . 22
Kai Dürfeld
Energy Policy, Economy and Law
Paris, Technology, and Finance –
Is There Room for Nuclear Technology?. . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Henrique Schneider, Lukas Aebi
Research and Innovation
Reaktorkonzepte der Generation IV –
Forschung und Entwicklung für Primärpumpen . . . . . . . . . . . . 35
David Lauer
Decommissioning and Waste Management
Innovations in Canister Design could offer improved
cost-effectiveness and Flexibility
in Nuclear Waste Disposal Systems . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Chris Parker, Jesse Sloane, Mark Frei, Steve Sisley
Spotlight on Nuclear Law
Gerichtliche Mediation im Atomrecht –
ein Erfahrungsbericht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
Herbert Posser
Cover:
Kernkraftwerk Isar
Credit: PreussenElektra GmbH
KTG – Fachinfo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
Vor 66 Jahren
Auf dem Weg zum Welt–Uranmarkt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
KTG Inside . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
Impressum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
Inhalt

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Did you know?
Jahresbericht der Euratom Supply Agency 2021
Im August 2022 legte die Euratom Supply Agency (ESA) ihren
jüngsten Jahresbericht für 2021 vor. Die ESA ist für die Versorgungssicherheit
der EU mit Kernmaterial zuständig und als
einziger Akteur in der EU berechtigt, Versorgungsverträge für
Kernmaterialien abzuschließen. Die ESA stellt in ihrem Bericht
fest, dass der gesamte Kernenergiesektor über eine diversifizierte
Versorgungsstruktur verfügt, aber dass manche Betreiber von
Kernkraftwerken nur einen Lieferanten für Kernmaterial hätten.
Fälle von Abhängigkeit von nur einem Lieferanten für WWER-
Brennelementen für Reaktoren russischen Typs stellen die
größte Schwäche in der Versorgungssicherheit des Sektors dar.
Im Zusammenhang mit dem veränderten Kontext für die nukleare
Versorgungssicherheit nach der russischen Invasion der
Ukraine empfiehlt die ESA eine Revision der Risikoabschätzung
einschließlich von Transport- und Lagerungsfragen, die Entwicklung
von Risikovorsorgeplänen, diversifizierte Langzeitverträge,
die Nutzung strategischer Vorräte und strategische industrielle
Investitionen.
In der EU-27 (ohne Großbritannien) waren im Jahr 2021 106
Reaktoren in 13 Staaten in Betrieb. Im Jahr 2020 wurden in der
EU-28 (mit Großbritannien) 683.5 TWh Strom aus Kernenergie
erzeugt, was in der EU-27 im Jahr 2020 einem Anteil von 24,6 %
14,31
1,36 0,17
1,64
0,04
24,26
der gesamten Stromerzeugung entspricht. Es befanden sich in
Finnland, Frankreich und der Slowakei vier Reaktoren im Bau,
von denen der finnische, Olkiluoto 3, inzwischen in Betrieb gegangen
ist und ab Dezember in den kommerziellen Betrieb
übergehen soll.
Im Jahr 2021 wurden 2.197 t Uran in Form frischer Brennelemente
in die kommerziellen Reaktoren geladen. Dieses Uran
wurde aus 15.401 t Natururan und 183 t wiederaufbereitetem
Uran mit einem Anreicherungsaufwand ausgedrückt in Urantrennarbeit
(UTA) von 11.588 tUTA hergestellt. Die
durchschnittliche Anreicherung betrug dabei 4,11 % Uran-235,
die durchschnittliche Abreicherung in den Tails 0,22 % In mehreren
Reaktoren in Frankreich und den Niederlanden wurden
MOX-Brennelemente verwendet. In frischen MOX-BE wurden
4.858 Kilogramm Plutonium eingesetzt, 7 % weniger als 2020.
Dadurch wurden 439 t Natururan und 311 tUTA eingespart.
Die EU hatte 2021 fünf Hauptlieferanten für Uran, Niger, Kasachstan,
Russland, Australien und Kanada (siehe Grafik) und
importierte insgesamt 11.954 t Natururan. Die weltweite Förderung
betrug im Jahr 2021 48.303 t Natururan. Es wurden
Konversionsdienstleistungen in Höhe von 12.237 tU in Anspruch
genommen, von denen 30,67 % in der EU erbracht wurden, der
Rest in Kanada, Russland und den USA. Die Konversionskapazität
in der EU lag bei 10.500 tU und soll bis 2023 bis auf 15.000
tU ausgebaut werden. 2021 haben die EU-Kernkraftwerksbetreiber
10.290 t Urantrennarbeit für an die Kraftwerke geliefertes
Uran in Anspruch genommen, von denen 6.385 tUTA oder 62 %
in der EU bereitgestellt wurden, 31 % in Russland. Die installierte
Kapazität der Anreicherungsanlagen in der EU beträgt 16.400
tUTA. 2021 lag in der EU ein Kern brennstoffvorrat von 36.810 t
Natur uran-Äquivalent vor, was dem Verbrauch von rund drei
Jahren entspricht. Der Uranpreis in langfristigen Verträgen stieg
im Jahresverlauf von 33 Dollar pro Pfund U3O8 auf 41 Dollar.
DID YOU EDITORIAL KNOW? 5
15,54
19,69
22,99
Zu den internationalen Trends am Kernbrennstoffmarkt, die im
ESA-Bericht beschrieben werden, gehört der Aufbau großer
Dekonversionskapazitäten, um abgereichertes Uranhexafluorid
für die langfristige Lagerung in UO2 umzuwandeln. Dies geschieht
in der Anreicherungsanlage der Urenco in Capenhurst,
UK, im Rahmen eines Programms des US-Energieministeriums
in Paducah und Portsmouth sowie bei TVEL in Zelenogorsk,
Russland.
Kasachstan
Australien
Niger
Kanada
Wiederangereichertes Uran
Russland
Usbekistan
Südafrika
| Grafik 1:
Ursprung des an EU-Kernkraftwerke gelieferten Urans 2021 in Prozent.
EU
In Frankreich, den Vereinigten Staaten und Russland werden
Projekte verfolgt, den maximalen Anreicherungsgrad über 5 %
in den Bereich 5,5 bis 10 (LEU+) zu steigern, auch als Vorbereitung
für eine Produktion von HALEU-Kernbrennstoff mit
Anreicherungen bis 20 % für neue Reaktortypen.
Quelle: Annual Report
2021, Euratom Supply
Agency, August 2022
Did you know?

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Kalender
CALENDAR 6
2022 – 2023
01.11. – 02.11.2022
SYP2022 – Nuclear Science
and Technology Symposium.
Finnish Nuclear Society, Helsinki, Finland
www.ats-fns.fi/en/syp2022
10.11. – 11.11.2022
15th European Nuclear Energy Forum.
European Commission, Prague, Czech Republic
https://ec.europa.eu/info/events/europeannuclear-energy-forum-enef/15th-europeannuclear-energy-forum-2022-nov-10_en
14.11. – 17.11.2022
12th International Symposium
Release of Radioactive Materials |
Provisions for Clearance and Exemption.
TÜV Nord, Frankfurt, Germany
https://www.tuev-nord.de/de/unternehmen/
veranstaltung/details/akademie/12th-international-symposium-release-of-radioactive-materialsprovisions-for-clearance-and-exemption/
15.11. – 16.11.2022
Energy Transition Europe 2022.
Reuters Events, London, UK
https://events.reutersevents.com/energytransition/energy-transition-europe
15.11. – 17.11.2022
ICOND 2022.
Aachen Institute for Nuclear Training,
Aachen, Germany
www.icond.de
16.11. – 17.11.2022
International Nuclear Manufacturing
Summit 2022.
Nuclear AMRC, Magna, Rotherham, UK
https://web-eur.cvent.com/event/41605f36-a503-
404b-9ba3-02735892d396/summary
23.11. – 24.11.2022
Hybrid
Energy 2050 Summit.
Frontier, London, UK
www.frontierenergy.network/events/energy-
2050-summit-2022
27.11. – 02.12.2022
Hybrid
IYNC2022 – International Youth
Nuclear Conference
IYNC, Koriyama, Japan
https://www.iync.org/
28.11. – 02.12.2022
5. International Conference on Nuclear Power
Plant Life Management.
IAEA, Vienna, Austria
www.iaea.org/events/plim-5
29.11. – 02.12.2022
Innovative Techniques and Technologies to
Support Characterisation and Decommissioning
of Complex and Legacy Sites.
NEA, Boulogne-Billancourt, France
https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_71664/innovative-techniques-and-technologies-to-supportcharacterisation-and-decommissioning-ofcomplex-and-legacy-sites
29.11. – 01.12.2022
Valve World Expo 2022.
Messe Düsseldorf, Düsseldorf, Germany
www.valveworldexpo.com
01.12.2022
Nuclear 2022.
Nuclear Industry Association, London, UK
https://nuclear2022.co.uk/home
– 2023 –
06.02. – 09.02.2023
CONTE 2023 – Conference on
Nuclear Training and Education.
Omni Amelia Island Resort, Amelia Island, FL
www.ans.org/meetings/view-conte23
26.02. – 02.03.2023
WM2023 Conference.
X-CD Technologies, Phoenix AZ, USA
www.wmsym.org
04.04. – 06.04.2023
ITER Business Forum 2023.
ITER Business Forum, Marseille, France
www.iterbusinessforum.com
18.04. – 20.04.2023
RWNFC – World Nuclear Fuel Cycle 2023.
Nuclear Energy Institute, The Hague, Netherlands
https://www.wnfc-event.com/website/21771/
16.04. – 20.04.2023
RRFM – European Research Reactor Conference.
European Nuclear Society, Antwerp, Belgium
https://www.euronuclear.org/european-researchreactor-conference-2023-rrfm/
23.04. – 27.04.2023
ICAPP – International Congress on Advances
in Nuclear Power Plants.
Gyeongju, South Korea
www.ans.org/meetings/view-icapp2023
15.05. – 20.05.2023
International Conference on Nuclear
Decommissioning: Addressing the Past
and Ensuring the Future.
IAEA, Vienna, Austria
https://www.iaea.org/events/decom2023
14.06. – 15.06.2023
KERNTec 2023 - Scientific Days.
KernD & KTG, Frankfurt, Germany
www.kernd.de, www.ktg.org
11.06. – 16.06.2023
PATRAM22.
World Nuclear Transport Institute (WNTI)
and partners, Antibes, France
www.patram.org
27.06. – 29.06.2023
NDE in Nuclear 2023.
SNETP, Sheffield, UK
https://snetp.eu/2022/07/20/nde-innuclear-2023/
18.07. – 21.07.2023
TopFuel2023.
Chinese Nuclear Society, Xi‘an, China
http://wrfpm2023.org.cn/
20.08. – 25.08.2023
NURETH-20 – 20th International
Topical Meeting on Nuclear Reactor
Thermal Hydraulics.
ANS, Washington DC, USA
https://www.euronuclear.org/project/nureth-
20-august-2023-washington-usa/
30.08. – 01.09.2023
KONTEC 2023.
DKM Janet Scherping, Dresden, Germany
www.kontec-symposium.com
25.09. – 29.09.2023
NPC 2023 – International Conference
on Nuclear Plant Chemistry.
SFEN, Antibes, France
https://www.nuclearinst.com/events/sfen-npc-
2023-international-conference-on-nuclear-plantchemistry/15571
28.11. – 30.11.2023
World Nuclear Exhibition.
Paris Nord Villepinte - Hall 7, France
www.world-nuclear-exhibition.com
This is not a full list and may be subject to change.
Calendar

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Der Erhalt von sechs Kernkraftwerken
könnte den Großhandelspreis für Strom
um die Hälfte absenken
Björn Peters
Die Bundespolitik diskutiert derzeit über die Frage, welche Auswirkungen ein Weiterbetrieb von Kernkraftwerken
auf den deutschen Strommarkt haben würde. Das ifo hat errechnet, dass ein Weiterbetrieb
der Kernkraftwerke Isar 2, Neckarwestheim und Emsland eine Ersparnis von vier Prozent in den Großhandelspreisen
erbringen würde. Auf Basis von langjährigen Wetter- und Lastgangsdaten ermitteln wir
für dieses Szenario eine Ersparnis von 21 Prozent. Würden auch die bereits außer Betrieb genommenen
Kernkraftwerke Gundremmingen, Grohnde und Brokdorf wieder reaktiviert werden können, errechnen
wir eine Ersparnis von 60 %. Diese Werte sind mit Vorsicht zu betrachten. Märkte handeln die Zukunft,
und sie agieren nicht immer rational, so dass die tatsächliche Ersparnis auch höher oder niedriger ausfallen
kann. Auch wird nur ein Teil der Strommenge an den Börsen gehandelt, andere Teile werden in Langfristkontrakten
zwischen jeweils zwei Parteien verkauft. Die Simulationsergebnisse zeigen aber den starken,
nichtlinearen Effekt des Erhalts von Kernkraftwerken auf die Erschwinglichkeit von elektrischer
Energie.
METHODIK
Wir simulieren den Strommarkt auf Basis des Lastgangs
und einer siebenjährigen Wetterdatenreihe
der Kalenderjahre 2008 bis 2014. Die Lastgangsdaten
werden von den Stromnetzbetreibern regelmäßig
veröffentlicht. Die Wetterdaten wurden vom
DWD übernommen und von einem Team um den
Autor herum am Institut für Atmosphärenphysik
der Universität Mainz im Jahr 2015 in synthetische
Wind- und Solarproduktion umgerechnet.
Die synthetische Produktion von wetterabhängig
arbeitenden Kraftwerken hat Vor- und Nachteile.
Ein wichtiger Vorteil ist die leichte Skalierbarkeit
der Produktionsdaten auf ein gewünschtes Kapazitätsziel.
Dadurch lassen sich beliebige politisch
gewünschte Szenarien der Marktdurchdringung
mit wetterabhängigen Kraftwerken durchspielen.
Allerdings ermöglichen die synthetischen Produktionsdaten
keine regional spezifischen Ausbaupfade
– es werden Wind- und Solaranlagen gleichmäßig
über Deutschland und die nahen Seegebiete verteilt
– und die Lastgangsdaten bleiben statisch, können
daher keine Verhaltensänderungen in Gesellschaft
und Industrie widerspiegeln.
Phasen extremer Kälte, Bewölkung und Windstillstand
zu berücksichtigen. Eine Gewichtung mit der
Wahrscheinlichkeit solcher Phasen ist unzulässig,
da die Energieversorgung immer funktionieren
muss, also auch in den Phasen von Extremwetter.
Dies stellt allerdings noch keinen Schwerpunkt der
Energiesystemforschung dar; die besten Modelle
(wie das des IEK-3 in Jülich) verwenden zwar über
35-jährige Datenreihen, der Schritt zur statistischen
Energiemeteorologie wurde aber noch nicht gegangen.
Dieser würde bedeuten, aus den langjährigen
Wetterdaten Profile mit 30-, 100- oder gar 500-jährlichen
Dunkelflauten zu errechnen, in Analogie
zu entsprechenden Hochwasserlinien. (Deutsche
Kernkraftwerke müssen einem 10.000-jährlichen
Hochwasser standhalten.)
Der veröffentlichte Lastgang ist unvollständig, er
enthält keine Beiträge von Eigenversorgern, also
von Kraftwerken, die nicht ans Stromnetz angeschlossen
sind, sondern nur an eine industrielle
Produktionsanlage. Andererseits ignorieren wir den
Beitrag von Wasserkraft und Biomasseverstromung.
Beide Effekte liegen im Bereich von 7 GW und gleichen
sich daher aus.
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY EDITORIAL
AND LAW 7
Unumgänglich ist die Verwendung von langjährigen
Wetterdaten. Als die Daten im Jahr 2015
erstellt wurden, waren sie der längste Datensatz in
der Energieforschung, während selbst heute noch
unzulässigerweise nur jeweils ein Wetterjahr für
Simulationen des Energiesystems herangezogen
wird. Professionelles Risikomanagement in der
Energiemodellierung würde bedeuten, auch seltene
Durch Abzug der synthetischen Produktion aus Solarund
Windkraftwerken vom Lastgang erhalten wir die
Residuallast. Diese muss vom Strommarkt mit thermischen
Kraftwerken produziert werden. Für den
Strommarkt ist daher die Solar- und Windeinspeisung
eine externe Größe; man könnte formulieren,
dass es nicht einen Strommarkt für Deutschland
gibt, sondern jede Stunde einen anderen.
Editorial Feature
Der Erhalt von Der sechs Erhalt Kernkraftwerken von sechs Kernkraftwerken könnte den Großhandelspreis könnte den Großhandelspreis für Strom um die für Strom Hälfte um absenken die Hälfte ı Björn absenken Peters

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY EDITORIAL
AND LAW 8
| Abb. 1:
Residuallast mit und ohne Kernkraft.
Wir berücksichtigen jeweils den Lastgang mit und
ohne Kernkraftwerke, die wir für diese Zwecke zu
den sauberen Energien aus Solar- und Windkraft
hinzurechnen. Zeiten mit Überschüssen an sauberen
Energien ignorieren wir. In der Praxis würde man
die Überschüsse abregeln, da sich auch heute durch
hier nicht berücksichtigte Netzengpässe immer
wieder Situationen der Abregelung von Wind- und
Solarenergie ergeben.
Die Preise, die sich am Strommarkt ergeben, ermitteln
wir aus dem EWI Merit Order Tool 2022 mit
Werten für 2021. Das Jahr 2021 zeichnete sich dadurch
aus, dass sich die gegenwärtige Energiekrise
zu entfalten begann. Die Ursachen für die Energiekrise
sehen wir auch im Krieg Russlands gegen die
Ukraine und dem Lieferstopp für Gas, die Krise begann
aber wesentlich früher, ausgelöst durch
schwache Windstromproduktion in der ersten Jahreshälfte
2021 und dem vermehrten Einsatz von
Erdgas zur Stromproduktion in ganz Westeuropa.
Dadurch hatten sich bis zur Jahresmitte 2021 die
Preise für Erdgas und CO 2 -Emissionszertifikate im
Verhältnis zum Jahresanfang bereits verdoppelt,
und bis zum Jahresende 2021 waren diese Preise
um das 3 – 4-fache angestiegen.
Wir berechnen also für jede der 61.368 Stunden
der Jahre 2008 bis 2014 den Börsenpreis, der sich
aufgrund der Residuallast laut dem EWI-Merit-Order-Tool
ergeben hätte, gewichten diesen durch
die Residuallast und summieren dann über den
Marktwert der Stromproduktion über alle Stundenscheiben.
Nach Division durch den Faktor 7 erhalten
wir den durchschnittlichen Marktwert des Strommarkt
in einem ganzen Kalenderjahr.
Die Eingangsparameter im EWI Merit-Order-Tool
variieren wir, um den gestiegenen Marktpreisen für
Kohle, Erdgas und CO 2 -Emissionszertifikaten Rechnung
zu tragen bzw. den Einfluss von zusätzlichen
Kernkraftwerken zu simulieren (s. u.).
ERGEBNISSE
Aus der Merit-Order-Kurve des EWI und unseren
simulierten Stromproduktionsdaten über sieben
| Abb. 2:
EWI Merit Order Tool 2022 mit Daten für 2021.
Editorial Feature
Der Erhalt von sechs Kernkraftwerken könnte den Großhandelspreis für Strom um die Hälfte absenken ı Björn Peters

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Szenarien
Situation
2021
Ohne KKW
Werte von
2021
Drei KKW
Werte von
2021
Jahre ermitteln wir einen Durchschnittspreis von
46,10 EUR/MWh. Fallen die drei im Jahr 2021 abgeschalteten
Kernkraftwerke weg, errechnen wir
einen Durchschnittspreis von 62,60 EUR/MWh.
Ganz ohne Kernkraft ermitteln wir einen Durchschnittspreis
von 83,90 EUR/MWh, also fast eine
Verdoppelung der Börsenstrompreise. Der starke
Anstieg ergibt sich aus der quadratischen Gewichtung
von Zeiten mit hoher Residuallast: Sowohl
muss ja dann auch mehr Strom aus fossil betriebenen
Kraftwerken bereitgestellt werden, er ist über
den Merit-Order-Effekt auch noch deutlich teurer,
gerade dann, wenn ein Brennstoffwechsel in der
Preissetzung von Kohle nach Erdgas eintritt.
In der rechten Hälfte der Tabelle wurden die Simulationsergebnisse
wiederholt. Angenommen wurde
zunächst ein Anstieg des Preises für Steinkohle von
14,56 auf 27,50 EUR/MWh th , ein Anstieg des Preises
für Erdgas von 54,06 auf 150 EUR/MWh th sowie
ein Anstieg des Preises für CO 2 -Emissionszertifikate
von 52,09 auf 90 EUR/Tonne. Dies entspricht in
etwa den Marktwerten des Sommers 2022.
Das Ergebnis „ohne Kernkraftwerke“ entspricht den
Markterwartungen ab 2023, also nach vollendetem
Atomausstieg. Wir errechnen auf Basis der Simulationen
einen durchschnittlichen Börsenpreis von
197,10 EUR/MWh, also immer noch deutlich unter
den Grundlastpreisen der Jahresfutures 2023 und
2024, wie sie derzeit an der EEX gehandelt werden.
Der relative Effekt der Preisersparnis durch Laufzeitverlängerung
wäre noch größer, wenn realistischere
Parameter verwendet worden wären.
Ein Testfall ist auch das Szenario mit drei KKW, also
dem Szenario 2022. Dort sollte sich der Börsenstrompreis
um 31 % auf im Mittel 135,70 EUR/MWh
verbilligen. Würden die drei zuletzt abgeschalteten
Kernkraftwerke noch laufen, ergäbe sich eine Absenkung
um 54 % auf 91,40 EUR/MWh.
Diese Absenkung ist aber für 2023 noch nicht die
volle Wahrheit, denn neben der Preissenkung aus
dem Merit-Order-Effekt ergeben sich noch zwei
Sechs KKW
Werte von
2021
Ohne KKW
Werte von
2022
Drei KKW
Werte von
2022
Sechs KKW
Werte von
2022
Sechs KKW
sekundäre
Effekte
Preis Steinkohle (EUR/MWh) 14,56 14,56 14,56 14,56 27,50 27,50 27,50 25,00
Preis Erdgas (EUR/MWh) 54,06 54,06 54,06 54,06 150,00 150,00 150,00 130,00
Preis CO 2 (EUR/Tonne) 52,09 52,09 52,09 52,09 90,00 90,00 90,00 75,00
Kernkraftkapazität (MW/a) 7.546,00 0,00 3.772,00 7.546,00 0,00 3.772,00 7.546,00 7.546,00
Marktwert/Jahr (Mrd. EUR) 22,70 41,30 30,8 22,70 97,00 66,80 45,00 39,10
Durchschnittspreis (EUR/MWh) 46,10 83,90 62,60 46,10 197,10 135,70 91,40 79,40
ERSPARNIS 31 % 54 % 60 %
| Tab. 1:
Simulationsannahmen und -ergebnisse.
weitere sekundäre Effekte und ein tertiärer Effekt
der Preisabsenkung.
Wenn Atomstrom erhalten bleibt, wird weniger Gas
und Kohle im Stromsektor verbrannt. Dadurch stehen
diese Mengen andernorts zur Verfügung und
deren Preis sinkt ab. Da diese Märkte europäisch
oder gar international organisiert sind, werden
Verbraucher auch jenseits der deutschen Landesgrenzen
entlastet. Wir simulieren den Effekt mit
einer Reduktion von 150 auf 130 EUR/MWh th bei
Erdgas und mit einer Reduktion von 27,50 auf 25,00
EUR/MWh th bei Kohle.
Ähnlich bedeutend ist der Effekt auf CO 2 -Emissionszertifikate.
Wenn über 60 TWh jährlich an
Atomstrom zusätzlich erzeugt würden, entfiele
die Notwendigkeit, diese Menge mit CO 2 emittierenden
Kraftwerken zu erzeugen. Je nachdem, ob
der Atomstrom mehr Gas- oder mehr Kohlestrom
ersetzt, ergeben sich 40 – 60 Millionen Tonnen an
CO 2 -Einsparungen, mithin mehrere Prozent des
ETS-Markts. Da dieser Markt stark inelastisch auf
Nachfrageschwankungen reagiert, kann der Preiseffekt
größer sein. Wir simulieren die Preisentlastung
mit einer Reduktion von 90 auf 75 EUR/Tonne, die
gleichfalls wieder allen europäischen Nachbarn zugutekäme.
Ein tertiärer Effekt der Absenkung ergibt sich, weil
gesunkene Brennstoff- und CO 2 -Preise unmittelbar
wieder die Merit-Order-Kurve insgesamt drücken
würde. Diese Effekte sorgen in unserer Simulation
für eine weitere Entlastung des durchschnittlichen
Strompreises von 91,40 auf 79,40 EUR/MWh, was
im Verhältnis zur Situation ohne Kernkraftwerke
(197,10 EUR/MWh) einer Entlastung um 60 % entspricht.
FAZIT
Die hier vorgestellte Simulation des Gesamtmarkts
beruht auf zahlreichen Vereinfachungen,
berücksichtigt aber langjährige Datenreihen des
Stromverbrauchs (Lastgang) und der wetterbedingt
schwankenden Einspeisung aus Solar- und
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY EDITORIAL
AND LAW 9
Editorial Feature
Der Erhalt von Der sechs Erhalt Kernkraftwerken von sechs Kernkraftwerken könnte den Großhandelspreis könnte den Großhandelspreis für Strom um die für Strom Hälfte um absenken die Hälfte ı Björn absenken Peters

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 10
| Abb. 3:
Kernkraftwerk Isar. Credit: PreussenElektra GmbH.
Windkraft über sieben Jahre. Zusätzlich wird die
reale Merit-Order-Kurve des Jahres 2021 verwendet.
Die Merit-Order-Kurve des Jahres 2022 stand
aber noch nicht zur Verfügung, um noch realistischere
Preise am Strommarkt abbilden zu können,
außerdem wurde stark vereinfachend angenommen,
dass sämtlicher Strom über die Strombörse
gehandelt würde. Eine weitere Vereinfachung stellt
die Annahme einer „Kupferplatte“ dar, also dass jedweder
produzierte Strom abtransportiert werden
kann, ohne Netzengpässe. Ungenauigkeiten werden
auch dadurch erzeugt, dass in der Wettersimulation
Solar- und Windkraftanlagen gleichmäßig über die
Landes- und Seefläche (für Offshore-Windkraft)
verteilt wurden, wohingegen in realiter Windkraft
im Norden des Landes viel stärker ausgebaut ist als
im Süden, und bei Solarenergie umgekehrt im Süden
stärker ausgebaut wurde.
Trotz all dieser Vereinfachungen zeigt die Simulation,
dass der Preiseffekt einer Laufzeitverlängerung
hoch nichtlinear entlasten würde. Dies liegt an vielen
Jahresstunden, in denen die Grenzkosten von
Kohle- statt von Gaskraftwerken preissetzend sind,
wenn mehr Kernkraft angeboten wird.
geschlossen abwandern, muss jeder Beitrag geleistet
werden, der zur Absenkung der Energiepreise
beiträgt. Die sechs Kernkraftwerke sollten daher so
lange weiter betrieben werden, bis die Energiekrise
überwunden ist. Sie wird uns noch mindestens für
ein Jahrzehnt beschäftigen, daher sollten die Enddaten
für die Kernkraftwerke aus dem Atomgesetz
endlich herausgestrichen werden. Abhilfe wird es
frühestens in den 2030er-Jahren geben, wenn neue
Kernkraftwerke errichtet oder Speichermöglichkeiten
für wetterabhängige Kraftwerke großtechnisch
eingeführt wurden.
Quellenverzeichnis:
| M. Mier (ifo), Erdgas- und Strompreise, Gewinne, Laufzeitverlängerungen und das Klima,
ifo Schnelldienst, 2022, 75, Nr. 09, 20–26.
| C. Güler, Stromproduktion aus Wind- und Solarenergie unter Berücksichtigung der Meteorologie,
Masterarbeit, Institut für Atmosphärenphysik Mainz, 2016.
| EWI Merit-Order Tool 2022, Januar 2022. Der Sprung von Kohle zu Gas ergibt sich mit Kernkraft
bei etwa 37 GW Residuallast, ohne Kernkraft bereits bei rund 29 GW Residuallast.
| EEX Marktdaten, https://www.eex.com/de/marktdaten/strom/futures.
| Bundesministerium für Wirtschaft und Klima, Veröffentlichung der Langfassung der Ergebnisse des
zweiten Stresstests zum Stromsystem, 15.09.2022, PDF.
Autor
Dr. Björn Peters
Peters Coll. Unternehmens- und Politikberatung,
Kelkheim
Allgemeiner gesprochen ist eine Energiekrise durch
hohe Preise gekennzeichnet, hohe Preise sind
Knappheitspreise und Knappheit kann durch eine
Angebotsausweitung einfach behoben werden. Das
Potential der letzten sechs Kernkraftwerke wird
nicht ausreichen, um die Strompreise gänzlich auf
das Vorkrisenniveau zu normalisieren. Dennoch
zählt in Notzeiten jede Kilowattstunde. Wenn Stromabschaltungen
drohen, energieintensive Industrien
bp@mail-peterscoll.de
Dr. Björn Peters ist Physiker und erfahrener Kraftwerksfinanzierer. Er leitet das
von ihm gegründete Forschungs- und Beratungsinstitut Peters Coll., berät Unternehmer
und Politiker, und engagiert sich im Startup Dual Fluid Inc. Ehrenamtlich
ist er Gründungsmitglied der Nuclear Pride Coalition sowie Bundesvorstandsmitglied
und Ressortleiter Energiepolitik bei der wirtschaftsliberalen Denkfabrik
Deutscher Arbeitgeberverband e.V., wo er die energiepolitische Kolumne „Die
Energiefrage“ verantwortet.
Editorial Feature
Der Erhalt von sechs Kernkraftwerken könnte den Großhandelspreis für Strom um die Hälfte absenken ı Björn Peters

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
“ITER is a First of a Kind research facility where
we are already encountering many technical
breakthroughs”
Interview with Pietro Barabaschi I Director-General of the ITER Organization
Pietro Barabaschi
Pietro Barabaschi has been, since 2009, the Head of a R&D Department in Fusion-for-Energy
(F4E), the European Joint Undertaking responsible to deliver European components to the
ITER and Broader Approach Fusion international projects. He has been specifically responsible
for the European contributions to the three projects implemented in the frame of the Broader
Approach Agreement between Euratom and the government of Japan: JT60SA (a large tokamak),
IFMIF/EVEDA (a large linear accelerator) and IFERC (a joint EU/JA R&D center). During
2015, and again in 2022, he operated as Acting Director of F4E being responsible for the
overall management of the organisation, for the Project management infrastructure and for
the implementation of reform measures implemented in the frame of the ITER Management.
Before joining F4E and up to early 2006 he was the deputy to the Project Leader and head of
the Design Integration Division of the ITER International Team at the Munich Joint Work Site.
Soon after the university studies in Electrical Engineering he joined the JET Project, Culham UK,
where he worked in the machine development department.
Pietro, 56, always worked in the field of Nuclear Fusion research, mainly in the development
and construction of research infrastructures needed to make progress in the achievement of
nuclear fusion as a viable energy source.
INTERVIEW 11
Congratulations to your new responsibilities
as Director-General of the multinational ITER
organization. What are your priorities for the
organization in the run up to the completion for
the ITER device?
The main objective is to work towards a better integrated
team between the central ITER Organization and
the Domestic Agencies in the ITER
Members. This will increase the
efficiency of the whole project. We
also need to work on transparency
with the Regulator and with the
ITER Members. It needs to be
understood that this is a research
project and is a First of a Kind and therefore there will
be unexpected events; the team is here to deal with these
events but they should not come as a surprise.
Your background in fusion is long and broad. Can
you tell us, what have been the major milestones
of fusion research in the past 10 to 20 years?
There have been many developments in both physics
and engineering; thanks to advances in computers we
have understood the behavior of turbulence in the
plasma much better for instance. An important point in
the past 20 years is the decision to construct ITER and
to launch an upgrade of JT-60 in Japan. Other publicly
funded machines – such as KSTAR in Korea, EAST in
China, and JET, the Joint European Torus based in
Culham near Oxford – have made strong contributions
to body of global fusion R&D. The arrival of many
We still face the challenge
of efficient breeding of tritium
fuel from lithium in the walls
of the Tokamak
commercial start-ups in the fusion field shows that
more and more people start to believe in this.
And concerning technical implementation, which
were the major technical or conceptional breakthroughs
achieved so far constructing ITER?
As said above, ITER is a First of a Kind research facility
where we are already encountering
many technical breakthroughs.
The successful manufacturing of a
large part of the toroidal field coils,
the manufacturing of part of the
vacuum vessel sectors, the manufacturing
of most of the poloidal
field coils are all technological breakthroughs by themselves.
What are the most urgent scientific, what are
the technical challenges which are worked on in
magnetic confinement fusion globally?
There are many concepts that are currently being developed
both in the private and the public sectors; all these
concepts will take time to mature and to be fully understood;
although we have made many advances over the
years, there are still things that we don’t know. For
example, we still face the challenge of efficient breeding
of tritium fuel from lithium in the walls of the Tokamak;
we continue to develop better materials for dealing with
high temperatures and intense neutron flux; and we still
need to understand how to transfer the energy from the
high energy fusion neutrons to heat water and make
Interview
“ITER is a First of a Kind research facility where we are already encountering many technical breakthroughs” ı Pietro Barabaschi

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
INTERVIEW 12
Above:
ITER in April 2022.
Below: First section of
the ITER vacuum vessel
in place.
Credit: ITER Organization.
steam in an efficient way. But as I just
mentioned, at ITER we are already solving
some of the engineering challenges related to
manufacturing components of the necessary
size and precision. Another challenge is the
education of the next generation of fusion
scientists and engineers. People who have
worked their whole career in fusion (as I have)
have seen great advances and we need to
make sure that by the time we retire a next
generation is ready to take our place; we need
to work on this now.
In which areas do you see the most
important needs of R+D with regard to the future
prototype fusion power plant DEMO, which is
already under development?
There are quite a few teams around the world that are
working on DEMO designs; the one thing that they have
in common is that they are all waiting for results from
ITER. Also the smaller private startups are looking at
ITER and are awaiting our results. The fusion effort
around the world needs to work closely together to make
these work for the benefit of mankind.
different concepts so that we can choose the best generating
unit for each circumstance. At this moment it is
more important that we get to a working generating unit
and we will work very hard at ITER to make our contribution
to this.
Author
Nicolas Wendler
Head of Press and Politics
KernD (Kerntechnik Deutschland e. V.)
The work for ITER and DEMO focuses – for technical
reasons – on large fusion power plants. Other
fusion concepts aim for smaller generating units. In
your opinion, will we see in fusion a similar competition
of concepts as nowadays exists between
small and modular vs. classical large fission power
plants?
It is difficult to predict what will happen because many
concepts are in the development stage at the moment. It
would be great if there would be a choice between
nicolas.wendler@kernd.de
Nicolas Wendler has been Head of Press and Politics at KernD since August 2013
(Nuclear Technology Germany e. V. / German Atomic Forum e. V.) and started
his career in March 2010 as Policy officer. Previously he was an international
consultant for the international relations of the Young Union (Junge Union) of
Germany among other topics of energy, climate and economic policy for the
organization. Since January 2022 he is also the editor in chief at atw. Wendler
studied in Munich and Bordeaux political science and economics and (North)
American cultural history.
Interview
“ITER is a First of a Kind research facility where we are already encountering many technical breakthroughs” ı Pietro Barabaschi

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Die zweite Sonderanalyse
der deutschen Netzbetreiber
Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer
Die Netzbetreiber unterstrichen in ihrer Sonderanalyse zur Versorgungssicherheit im Winter 2022/2023 die angespannte
Situation für die deutsche Stromversorgung. Sie empfahlen eine Nutzung mehrerer technischen Lösungen,
darunter auch die weitere kurzfristige Verwendung von Kohle- und Kernkraftwerken. Eine Betrachtung der Entwicklung
der gesicherten Kapazitäten in Deutschland zeigt auf, dass die Versorgungssicherheit nicht nur im nächsten Winter
eine Herausforderung ist.
Die fünf Szenarien für den
Winter 2022/2023
Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber
50 Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW haben
Anfang September 2022 eine Sonderanalyse zur
Versorgungssicherheit im Winter 2022/2023 veröffentlicht.
Diese Sonderanalyse (oft „Stresstest“
genannt) wurde vom BMWK beauftragt, nachdem
im Laufe des Jahres 2022 eine Reihe diverser Risiken
für die Versorgungssicherheit sichtbar geworden
sind: ausbleibende Gaslieferungen aus Russland und
deutlich verringerte Produktion aus Wasserkraft
und Kernkraft. Diese Analyse steht in einer Linie
mit dem „Netzreservebedarf 2022/2023“ vom April
2022 und der ersten Sonderanalyse vom Mai 2022.
Somit stehen insgesamt fünf Szenarien für die Bewertung
der Versorgungssicherheit zur Verfügung:
p Bedarfsanalyse (April 2022)
p Sonderanalyse 1 (Mai 2022)
p Sonderanalyse 2 + (Juli 2022)
p Sonderanalyse 2 ++ (Juli 2022)
mit Sensitivität „Streckbetrieb“
p Sonderanalyse 2 +++ (Juli 2022)
Während die Bedarfsanalyse den gesetzlichen
Anforderungen Grundlage aller Sonderanalysen genügt, ist verschärfen die die Sonderanalysen
Bedarfsanalyse die 2022 t+1 Annahmen gem. § 3 Abs. 2 und NetzResVnehmen eine
ge ringere Verfügbarkeit französischer Kernkraftwerke
an, eine geringere Verfügbarkeit der Sicherheitsreserve
in Deutschland und weitere Annahmen,
wie in der Tabelle (Abb. 1) dargestellt.
Neu hinzugekommen in die Betrachtungen ist die
mögliche Lasterhöhung durch Heizlüfter. Diese
Geräte wurden in den letzten Wochen verstärkt
eingekauft, auch wenn klar ist, dass dies eine sehr
teure Art zu heizen ist. In der Öffentlichkeit könnte
zudem wenig Bewusstsein vorhanden sein, dass
der gleichzeitige Betrieb einer großen Menge von
Heizlüftern Herausforderungen für die lokale
Versorgung mit Strom darstellt.
Zu den Verfügbarkeiten von Braunkohleanlagen
(Abb. 2) und der drei in Frage stehenden Kernkraftwerke
(Abb. 3) wurden detaillierte Annahmen
getroffen. Dabei sollte beachtet werden, dass die
verfügbare Leistung auch vom Betriebszustand
der Kraftwerke abhängt: so benötigen beide Kraftwerkstypen
eine bestimmte Vorlaufzeit, um die volle
Arbeitsfähigkeit zu erreichen, sind dann aber auch
in der Lage, mit einem sehr hohen Maß an Flexibilität
zum Ausgleich erneuerbarer Stromerzeugung
beizutragen. Braunkohlenkraftwerke können
Untersuchungsansatz
Gibt es ein Risiko der Lastunterdeckung aufgrund
beispielsweise in etwa 30 Minuten von 100 % Lastbetrieb
Untersuchungsansatz auf 50 % der Leistung runtergefahren
Last
unzureichender Erzeugungskapazitäten?
werden.
Übersicht Analyseumfang und Eingangsparameter
Netz
Ist die Netzsicherheit gegeben?
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 13
Untersuchungsansatz:
Gasverbrauchsreduktion
im Stromsektor
Geprüfte Maßnahme:
Szenario (++) mit
KKW -Streckbetrieb
Annahmen Bedarfsanalyse 2022 Sonderanalyse 1 Sonderanalyse 2
Szenario (+)
Sonderanalyse 2
Szenario (++)
Max. KKW Verfügbarkeit in FR: 61 GW 51 GW 45 GW 45 GW 40 GW
Marktrückkehrer aus Netzreserve
und Sicherheitsbereitschaft:
Verfügbarkeit
Steinkohlekraftwerke:
Leistungsreduktion aufgrund der
Niedrigwassersituation
- - 6,1 GW 5,0 GW 4,6 GW
Sonderanalyse 2
Szenario (+++)
- - - 2 GW - 3 GW - 3,75 GW
Netzreserve Verfügbarkeit: 6 GW ( 100 %) 6 GW (100 %) 4,5 GW (75 %) 4 GW (67 %) 3 GW (50 %)
Gasverfügbarkeit Süd-DE und AT: 100 % 100 % 100 % 75 % 50 %
Lasterhöhung Heizlüfter: - - 1,5 GW / 2,5 TWh 1,5 GW / 2,5 TWh 2,5 GW / 5,0 TWh
Gaspreis: 68 €/MWh 200 €/MWh 300 €/MWh 300 €/MWh 300 €/MWh
| Abb. 1:
Die Annahmen für die Szenarien im Rahmen der Stresstests Winter 2022/2023.
08.09.2022
10
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Die zweite Sonderanalyse der deutschen Netzbetreiber ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

Marktrückkehr von Braunkohleanlagen (ÜNB Abschätzung)
atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Betreiber Kraftwerk Brennstoff Leistung [MW] Regime früheste Marktrückkehr
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 14
LEAG Jänschwalde E Braunkohle 465 Sicherheitsbereitschaft 01.10.2022
LEAG Jänschwalde F Braunkohle 465 Sicherheitsbereitschaft 01.10.2022
RWE Power AG Niederaußem E Braunkohle 295 Sicherheitsbereitschaft 11.10.2022
RWE Power AG Niederaußem F Braunkohle 299 Sicherheitsbereitschaft 11.10.2022
RWE Power AG Neurath C Braunkohle 292 Sicherheitsbereitschaft 11.10.2022
RWE Power AG Neurath E Braunkohle 604 KVBG Anhang 2 01.01.2023
RWE Power AG Neurath D Braunkohle 607 KVBG Anhang 2 01.01.2023
• Das Portfolio der Braunkohleanlagen, für die eine Marktrückkehr unterstellt wurde, basiert auf Abfragen der ÜNB bei den jeweiligen Kraftwerksbetreibern.
• Die Marktrückkehr ist ggf. möglich nach EU-beihilferechtlicher Genehmigung und Freigabe der Bundesregierung
• Die Annahmen zur Nicht-Verfügbarkeit wurden getroffen, da große Unsicherheiten z.B. in Bezug auf Genehmigungen, technische Restriktionen, Personal bestehen.
Zudem kann aufgrund des technischen Zustands davon ausgegangen werden, dass geringere Verfügbarkeiten zu erwarten sind.
Annahmen zur Nicht-Verfügbarkeit unter den Marktrückkehrern von Braunkohleanlagen
Szenario (+)
- 0,6 GW
SUMME: 3027
| Abb. 2: Marktrückkehr von Braunkohleanlagen (ÜNB Abschätzung)
Die Details zu den Annahmen der Braunkohleanlagen im zweiten Stresstest.
Das Gleiche gilt in der Gegenrichtung. Deshalb ist
es wichtig, die Anlagen nicht nur als Notfallreserve
zu nutzen, sondern dass sie tatsächlich auch in
der Stromproduktion eingesetzt werden. Denn nur
so kann Gas am Ende auch substituiert werden, um
einen Preis-dämpfenden Effekt für Gas zu erzielen.
Ergebnisse des
zweiten Stresstests
Die Szenarien wurden nicht mit Wahrscheinlichkeiten
hinterlegt, sondern beschreiben eine mögliche
Kombination von Ereignissen. Dabei müssen kritische
Situationen nicht über Tage hinweg auftauchen,
sondern es können auch einzelne oder mehrere
Stunden sein, in denen die Stromversorgung gefährdet
sein kann.
Szenario (++) - 0,9 GW Szenario (+++) - -0,9 GW
08.09.2022
13
13
In allen drei betrachteten Szenarien des zweiten
Stresstests sehen die Netzbetreiber die Versorgungssituation
im kommenden Winterhalbjahr äußerst
angespannt. Für Europa insgesamt kann die Last
nicht vollständig gedeckt werden. In den beiden Szenarien
++ und +++ treten auch in Deutschland
Stunden mit Lastunterdeckungen auf.
Netzengpässe werden in Deutschland seit etlichen
Jahren mittels Redispatch kompensiert. Allerdings
reichen die deutschen Redispatchmöglichkeiten in
keinem der drei Szenarien des zweiten Stresstests
mehr aus: mindestens 5,8 GW an Leistung aus dem
Ausland wird benötigt. Da jedoch die Lage in Europa
insgesamt angespannt ist, ist die tatsächliche Verfügbarkeit
im Bedarfsfall unsicher.
Kernkraftwerks-Sensitivität: Untersuchung zum Streckbetrieb
» Auf Basis des Szenarios (++) wurde eine Kernkraftwerks-Sensitivität durchgeführt, die die Auswirkungen des Streckbetriebs untersucht.
» Hierzu wurden die Verfügbarkeiten der Kernkraftwerke im Streckbetrieb wie folgt angenommen:
Verfügbarkeiten der Kernkraftwerke im Streckbetrieb
KKW Emsland
KKW GKN II
KKW Isar 2
10/2022 1310 MW
10/2022 90%
10/2022 100%
Kernkraft
11/2022 1310 MW
12/2022 1115 MW
11/2022 80%
12/2022 70%
11/2022 100%
12/2022 100%
01/2023 920 MW
01/2023 810 MW*
01/2023 90%
02/2023 820 MW*
02/2023 810 MW
02/2023 80%
03/2023 740 MW
03/2023 810 MW
03/2023 70%
*Die ersten 10 Tage des Februar:
Stillstand zum Rekonfigurieren der
Brennstäbe. Rest Februar 820 MW
**ab Beginn der KW02
» Die Informationen zu den KKW-Verfügbarkeiten basieren auf direktem Austausch des BMWK mit den jeweiligen
Kraftwerksbetreibern.
| Abb. 3:
Die Details zu den Annahmen der drei Kernkraftwerke Emsland, Neckarwestheim und Isar 2 im zweiten Stresstest.
08.09.2022
14
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Die zweite Sonderanalyse der deutschen Netzbetreiber ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Der KKW-Streckbetrieb im Szenario ++ führt zu
Abhilfe, kann das Problem aber nicht vollständig
lösen. Zwar werden durch die drei KKW ca. 5 TWh
Strom zusätzlich produziert, womit in Deutschland
die Stromproduktion aus Erdgas um 0,9 TWh und
im europäischen Ausland um 1,5 TWh sinkt. Ebenso
können die Lastunterdeckungen in Deutschland
weitestgehend vermieden werden. Der Redispatch-
Bedarf sinkt auf 4,6 GW, so dass weitergehende
Maßnahmen nötig sind. Die Absenkung von Redispatch
um 0,5 GW betrifft dabei den im Ausland
zu deckenden Redispatchbedarf, der Bedarf an
Gesamtredispatch wird um 1,4 GW gemindert. Die
Netzbetreiber sehen die Nutzung aller Möglichkeiten
zur Sicherung der Stromversorgung als nötig
an. Das ging aus ihren Empfehlungen (Abb. 4) klar
hervor. Die Quantifizierung der Beiträge zur Versorgungssicherheit
zeigen dabei alle in etwa die gleiche
Größenordnung.
Das BMWK zog daraus die Schlussfolgerung, dass
KKW nur wenig Nutzen für die Versorgungssicherheit
bringen, wollten zwei Anlagen aber dennoch bis
ins Frühjahr 2023 als Netzreserve verfügbar halten.
Am 17. Oktober hat Bundeskanzler Scholz sich für
den Weiterbetrieb der drei Kernkraftwerke bis zum
15. April 2023 ausgesprochen. Dafür soll nun eine
gesetzliche Grundlage geschaffen werden.
Aktuelle Situation bei der Stromerzeugungsleistung
zur Deckung des
Bedarfs in Deutschland
Zum 31. Mai 2022 existierte in Deutschland eine installierte
Stromerzeugungsleistung von netto 232,0
Gigawatt (GW) 1 . Davon entfielen mit 138,6 GW rund
60 % auf Erneuerbare-Energien- und mit 93,4 GW
zirka 40 % auf konventionelle Anlagen. Von der insgesamt
installierten Leistung befinden sich 12,5 GW
Kraftwerke außerhalb des Strommarktes. Das sind
Empfehlungen der Übertragungsnetzbetreiber (I)
Nutzung aller Möglichkeiten zur Erhöhung der Strom-Erzeugungs- und Transportkapazitäten
wird dringend empfohlen! Im Einzelnen:
1. Transportkapazitäten erhöhen: Zusätzliche Potenziale des witterungsabhängigen Freileitungsbetriebes
müssen kurzfristig erschlossen werden, um damit die Nord-Süd-Transportkapazität
zu erhöhen.
2. Redispatch-Potential im Ausland in den Fokus nehmen: Hierfür sind klare und verbindliche
Absprachen mit den Nachbarländern erforderlich.
3. Vertragliches Lastmanagement: Kurzfristige Potenziale müssen gehoben werden.
4. Reserven für Stresssituationen breiter nutzbar machen: Sämtliche Reserven (auch Netzreserve
und besondere netztechnische Betriebsmittel) müssen für die bilanzielle Lastdeckung und
den Redispatch nutzbar gemacht werden.
5. Nutzung weiterer Kraftwerkskapazitäten in Stresssituationen absichern:
a. Marktrückkehr der Kohlekraftwerke aus der Reserve erleichtern (Genehmigungen, Kostenanerkennungen/Kostenübernahmen).
b. Alle in einer Stresssituation notwendigen Gaskraftwerke müssen gesichert mit Gas versorgt
werden.
c. Verfügbarkeit der KKW ist ein weiterer Baustein zur Beherrschung kritischer Situationen
(siehe Analyseergebnisse).
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 15
Für alle Empfehlungen sind kurzfristig gesetzgeberische Tätigkeiten oder hoheitliches Handeln
erforderlich.
Sollten all diese Maßnahmen nicht ausreichen, müssten als Ultima ratio Exporte beschränkt
oder Großverbraucher kontrolliert und temporär abgeschaltet werden, um die Netzsicherheit
aufrecht zu erhalten.
| Abb. 4:
Die Empfehlungen der Übertragungsnetzbetreiber nach dem zweiten Stresstest.
1 Beinhaltet Offshore-Windleistung in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (Offshore); außerdem sind in den ausgewiesenen Angaben zur Stromerzeugungsleistung
am Strommarkt Anlagen enthalten, die zwar in den Ländern Österreich, Luxemburg, der Schweiz oder Dänemark installiert sind, allerdings direkt ins deutsche Netz
einspeisen.
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Die zweite Sonderanalyse der deutschen Netzbetreiber ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 16
Empfehlungen der Übertragungsnetzbetreiber (II)
Empfehlungen Quantifizierung der Wirkungsweisen der Übertragungsnetzbetreiber (II)
Quantifizierung der Wirkungsweisen
Transportkapazitäten (um 1 bis 2 GW*) erhöhen ./.
Kurzfristige Potenziale des vertraglichen
Lastmanagements heben
Reserven breiter nutzbar machen und maximale
Verfügbarkeit sicher stellen
Beitrag zur Lastdeckung
Braunkohleblöcke in Sicherheitsbereitschaft, systemrelevante
Anlagen auf Basis Steinkohle, Erdgas
und Mineralölprodukte, die nur auf Anforderung der
Übertragungsnetzbetreiber zu Zwecken der Wahrung
der Versorgungssicherheit betrieben werden
(Netzreserve), vorläufig stillgelegte Anlagen auf
Basis von Erdgas und Mineralölprodukten sowie
Erdgas-Leistung in der Kapazitätsreserve.
Beitrag zur Netzsicherheit
1,5 bis 3 GW** standortabhängig
Beitrag zur Verringerung des Redispatch-
Bedarfes: abhängig von der Netztopologie
6 GW (Netzreserve***) ./. bereits vollständig gesichert
1,1 GW (Kapazitätsreserve) – bereits
vollständig gesichert, frühere
Aktivierungsmöglichkeit sinnvoll)
0,6 GW (besondere netztechnische
Betriebsmittel)
standortabhängig
abhängig vom Einsatzkonzept
Marktrückkehr von Kraftwerken sichern**** bis zu 6,7 GW standortabhängig
Verfügbarkeit der Kernkraftwerke ermöglichen
3 GW (Januar)
2,75 GW (Februar)
2,5 GW (März)
Beitrag zur Verringerung des Auslands-
Redispatch-Bedarfes: 0,5 GW
* quantitative Abschätzung
** Angaben aus externen Studien (Guidehouse/ffe, r2b)
*** verbleibende Netzreserve nach Marktrückkehr
**** Es wurde eine Marktrückkehr aus Netzreserve und Sicherheitsbereitschaft i.H.v. 6,7 GW als Arbeitshypothese für die Sonderanalysen unterstellt
| Abb. 5:
Die Quantifizierung der Beiträge zur Versorgungssicherheit durch die Netzbetreiber.
Energieträger
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle
Erdgas
Mineralölprodukte
Pumpspeicher
Sonstige Energieträger*
Installierte
Netto-Leistung
in MW
4.056
18.898
19.045
32.085
4.715
9.778
4.877
Die Netto-Leistung der Stromerzeugungsanlagen
am Strommarkt betrug mit Stand 31. Mai 2022
entsprechend 219,5 GW. Davon entfallen 81,0 GW
auf konventionelle und 138,6 GW auf Erneuerbare-
Energien-Anlagen (Tab. 1).
Die in Deutschland in den letzten Jahren erreichte,
von den Übertragungsnetzbetreibern gemessene
Kraftwerke außerhalb
des Strommarktes
in MW
—
2.180
4.299
4.202
1.808
—
—
Netto-Leistung
der Stromerzeugungsanlagen
am Strommarkt
in MW
4.056
16.718
14.746
27.883
2.907
9.778
4.877
08.09.2022
63
Erneuerbare Energien davon:
p Onshore-Windenergie
p Offshore-Windenergie
p Solare Strahlungsenergie
p Biomasse
p Wasser**
p Sonstige Energieträger***
138.571
56.080
7.774
59.297
9.492
4.878
1.050
—
—
—
—
—
—
—
138.571
56.080
7.774
59.297
9.492
4.878
1.050
Insgesamt 232.025 12.489 219.536
| Tab. 1: Leistung der Stromerzeugungsanlagen in Deutschland im Jahr 2022
* nicht erneuerbar: 50 % Abfall und Grubengas
** ohne Pumpspeicher
*** 50 % Abfall, Deponiegas, Klärgas, Geothermie
Stand: 31. Mai 2022 (EEG-Anlagen ausgewertet zum 31. Dezember 2021)
Quelle: Monitoringreferat der Bundesnetzagentur, Kraftwerksliste mit Stand 31. Mai 2022
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Die zweite Sonderanalyse der deutschen Netzbetreiber ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
höchste Last, die in der Regel am frühen Abend eines
Wintermonats (und außerhalb der Feiertagssaison)
auftritt, beträgt etwa 80 GW. Nach Angaben der
Bundesnetzagentur wurde die Höchstlast im Jahr
2021 am 30. November im Zeitraum von 11:45 –
12:00 mit insgesamt 81.368 MW erreicht. Im Jahr
2020 lag die Höchstlast bei 79.480 MW am 3. Dezember
um 17:45 – 18:00. Diese ‚Lastmessung‘ auf
Basis von stündlichen Produktionsdaten der TSOs ist
für Deutschland aber nicht komplett. Grund dafür
sind Industriekraftwerke, deren Produktion nicht in
das öffentliche Netz eingespeist wird. Schätzungen
beziffern die fehlenden Mengen auf 5 % – 10 % der
stündlich gemessenen Nachfrage, so dass die tatsächliche
Spitzenlast aktuell bei ca. 85 GW liegen
dürfte.
Für die Sicherheit der Versorgung ist maßgeblich,
in welchem Umfang Stromerzeugungsleistung zum
Zeitpunkt der Höchstlast als sicher verfügbar unterstellt
werden kann.
Der Anteil der gesicherten Leistung an der installierten
Leistung ist bei den verschiedenen Technologien
unterschiedlich hoch. Bei Anlagen auf Basis von
Kernenergie, Steinkohle, Braunkohle und Erdgas
können mehr als 90 % der installierten Leistung
als gesichert eingestuft werden 2 . Am anderen Ende
der Bandbreite rangiert die Photovoltaik (PV). Die
zum Zeitpunkt der zu erwartenden Höchstlast verfügbare
PV-Leistung ist mit Null anzusetzen, da
in Deutschland die Höchstlast typischerweise zu
einem Zeitpunkt auftritt, an dem es dunkel ist. Bei
Windenergie – dies gilt insbesondere für Offshore-
Anlagen – stellt sich die Situation günstiger dar.
Allerdings ist nicht ausgeschlossen, dass zum Zeitpunkt
der höchsten Last eine Windflaute herrscht.
Deshalb setzt etwa der Verband der Europäischen
Übertragungsnetzbetreiber den Anteil der gesicherten
Leistung an der installierten Kapazität mit

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 18
Konkret hat sich der Bundesminister für Wirtschaft
und Klimaschutz mit den Betreibern der Kernkraftwerke
Isar 2 und Neckarwestheim auf ein Konzept
für eine Einsatzreserve verständigt. Den gemeinsam
vereinbarten Eckpunkten zufolge sollen die beiden
Blöcke nach dem Ende ihrer regulären Laufzeit am
31.12.2022 in eine Einsatzreserve überführt werden.
Sie stehen damit bereit, um einen drohenden Stromnetzengpass
in Süddeutschland zu verhindern. Die
Betreiber sind jetzt gefordert, die notwendigen Maßnahmen
zu ergreifen, damit die Anlagen über den
31.12.2022 hinaus bis längstens zum 15.04.2023
weiter im Markt betrieben werden können.
„Ob der Betrieb der Anlagen notwendig ist, wird
entlang der Grunddaten des „Netzstresstest“ entschieden.
Basis ist ein Monitoring, das die Verfügbarkeit
der Atomkraftwerke in Frankreich, den Umfang der
an den Markt zurückgekehrten Kohlekraftwerke, die
Verfügbarkeit der Gas- und Kohlekraftwerke sowie
die erwartete Entwicklung des Stromverbrauchs
berücksichtigt. Die Entscheidung über den Reservebetrieb
der Atomkraftwerke soll den Eckpunkten
zufolge noch in diesem Jahr fallen.“ 3
Zu den Einsatzmöglichkeiten der beiden Kernkraftwerke
in Süddeutschland werden in dem
Eckpunkte-Papier folgende Aussagen getroffen:
p Bei Nutzung der Einsatzreserve würde das Kernkraftwerk
Isar 2 seinen Betrieb mit dem aktuellen
Reaktorkern über den 31.12.2022 hinaus bis
voraussichtlich Anfang März 2023 fortsetzen.
Dabei können nach Betreiberangaben zwischen
anfänglich etwa 95 Prozent der Leistung bis etwa
50 Prozent der Leistung zum Ende bereitgestellt
und damit ca. 2 TWh Strom produziert werden.
p „Das Kernkraftwerk Neckarwestheim kann den
Angaben der Betreiber zufolge mit Nutzung der
Einsatzreserve nach einem technisch notwendigen
Stillstand zur Rekonfiguration des
Reaktorkerns Anfang Januar 2023 zwischen
anfänglich etwa 70 Prozent der Leistung bis etwa
55 Prozent der Leistung zum Ende bereitstellen
und insgesamt ca. 1,7 TWh Strom erzeugen.“
Die Entscheidung über den Abruf von Isar 2 erfolgt,
so der Wortlaut des Eckpunktepapiers, spätestens
Anfang Dezember 2022 zum 01.01.2023, die Entscheidung
über den Abruf von Neckarwestheim 2 ist
ebenfalls für spätestens Anfang Dezember 2022 vorgesehen.
Die Entscheidung zu Neckarwestheim 2
wird, „im Fall des erfolgten Abrufs, Anfang Januar
2023 nochmals überprüft, so dass Neckarwestheim,
sofern der spätestens im Dezember erfolgte Abruf
hier nochmals bestätigt wird, nach Abschluss des
Stillstands in den Leistungsbetrieb gehen kann.“ 4
Entgegen den Vorschlägen aus dem BMWK vom
September, hat sich Bundeskanzler Scholz im
Oktober auch für den Weiterbetrieb vom Kernkraftwerk
Emsland ausgesprochen: „Es wird die gesetzliche
Grundlage geschaffen, um den Leistungsbetrieb
der Kernkraftwerke Isar 2, Neckarwestheim 2
sowie Emsland über den 31.12.2022 hinaus bis
längstens 15.4.2023 zu ermöglichen.“ 5 Der Rückbau
der drei Anlagen soll im Anschluss erfolgen.
Darüber hinaus hat das Bundeskabinett zwei
Verordnungen zur weiteren Stärkung der Vorsorge
für den kommenden Winter verabschiedet.
Auf Grundlage der Verordnung zur sogenannten
Versorgungsreserve können die Braunkohlekraftwerke
aus der bisherigen Sicherheitsbereitschaft
wie geplant und wie im Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz
vorgesehen zum 1. Oktober 2022 an
den Markt zurückkehren. Außerdem hat das Kabinett
die Verordnung zur Rückkehr der Kraftwerke
aus der Netzreserve angepasst und den Geltungszeitraum
des Netzreserve-Abrufs verlängert. „Bleibt
die Alarmstufe Gas bestehen oder wird die Notfallstufe
ausgerufen, können die Kraftwerke aus der
Netzreserve nun bis zum 31. März 2024 am Markt
bleiben; bislang endete die Netzreserve am 30.
April 2023. Die Netzreserve betrifft überwiegend
Steinkohlekraftwerke. Ziel der Netzreserve ist es,
vorübergehend mehr Kohlekraftwerke in der Stromerzeugung
zu haben, um so Stromerzeugung aus Gas
zu reduzieren und damit Gas einzusparen.“ 6
Seit dem Inkrafttreten des Abrufs der ersten Reserve
am 14.07.2022, der sogenannten Netzreserve, sind
die Kraftwerke Mehrum (690 MW el ) und Heyden
(875 MW el ) in den Markt zurückgekehrt. Weitere
Anlagen bereiten die Marktrückkehr derzeit vor. Mit
der Verlängerung des Geltungszeitraums der Netzreserve
bis zum 31. März 2024 ist die Attraktivität
einer Rückkehr der Anlagen an den Markt erhöht
worden. Voraussetzung bleibt jedoch die Geltung
der Alarmstufe oder die Ausrufung der Notfallstufe.
Die verabschiedete Rechtsverordnung zur
3 Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, Pressemitteilung vom 27.09.2022.
4 Eckpunkte AKW-Einsatzreserve, BMWK – E.ON – EnBW vom 27.09.2022.
5 Brief des Bundeskanzlers vom 17. Oktober 2022 an die Minister Lemke, Habeck und Lindner.
6 Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, Kabinett stärkt Vorsorge für den kommenden Winter: Marktrückkehr von Braunkohlekraftwerken startet wie
geplant zum 1. Oktober 2022 – Netzreserve wird bis zum 31. März 2024 verlängert, Pressemitteilung vom 28.09.2022.
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Die zweite Sonderanalyse der deutschen Netzbetreiber ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Versorgungsreserve Braunkohle umfasst verschiedene
Braunkohlekraftwerksblöcke, die sich
aktuell in der sogenannten Sicherheitsbereitschaft
befinden. Durch das Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz
wurden sie mit der Versorgungsreserve
in ein Nachfolgeregime überführt. Dies betrifft die
Kraftwerksblöcke Jänschwalde E und F der LEAG im
Lausitzer Revier und die Kraftwerksblöcke Niederaußem
E und F sowie Neurath C der RWE Power AG
im Rheinischen Revier. Sie sollen zunächst befristet
bis zum 30. Juni 2023 an den Markt zurückkehren
können. Insgesamt können durch die Verordnung
1,9 GW Braunkohle in den Markt zurückkehren.
Gesetzliche Voraussetzung für die Teilnahme dieser
Kraftwerke am Strommarkt ist auch für die
Braunkohlekraftwerke die Geltung der Alarm- oder
Notfallstufe gemäß Notfallplan Gas.
Von den 138,6 GW Erneuerbare-Energien-Anlagen
handelt es sich bei 134,1 GW um Anlagen
mit Zahlungsanspruch nach dem EEG (zum Stand
31.12.2021).
Die angegebene Kraftwerksleistung außerhalb des
Strommarktes verteilt sich mit 1.886 MW auf
Sicherheitsbereitschaft, 7.293 MW Netzreserve,
2.047 MW vorläufig stillgelegte Anlagen und 1.263
MW Kapazitätsreserve (Kapazitätsreserve nach
Angabe des Kraftwerksbetreibers gemäß MaStRV).
Differenziert nach diesen Kategorien und nach
Energieträgern stellt sich die Leistungsaufteilung
der Anlagen außerhalb des Strommarktes wie folgt
dar:
p Anlagen in Sicherheitsbereitschaft: Braunkohle
mit 1.886 MW
p Systemrelevante Kraftwerke gem. § 13b EnWG
und KVBG, die nur auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber
zu Zwecken der Wahrung der
Versorgungssicherheit betrieben werden (Netzreserve):
Steinkohle mit 4.299 MW, Erdgas mit
1.382 MW und Mineralölprodukte mit 1.612 MW
p Vorläufig stillgelegte Anlagen: Erdgas mit 1.557
MW, Mineralölprodukte mit 196 MW und Braunkohle
mit 294 MW
p Leistung in der Kapazitätsreserve: Erdgas mit
1.263 MW
In den ausgewiesenen Angaben zur Stromerzeugungsleistung
am Strommarkt sind Anlagen, die
zwar in den Ländern Österreich, Luxemburg, der
Schweiz oder Dänemark installiert sind, allerdings
direkt ins deutsche Netz einspeisen, enthalten.
Bewertung
Die Situation in Bezug auf die gesicherte Leistung ist
nicht erst seit diesem Jahr angespannt, sondern eine
Entwicklung, die seit mehreren Jahren beobachtbar
ist. Die Situation in den Nachbarländern, sowie die
Versorgungslage bei Erdgas, führt das System nun
an neue Belastbarkeitsgrenzen.
Die im Stresstest genannten Lösungsvorschläge
z. B. Redispatch mit Kapazitäten aus dem Ausland
oder vom BMWK verfolgten Ansätze z. B. Power-
Barges 7 , bedürfen vor allem auch einer Umsetzung,
damit die Pläne realisiert werden können, was angesichts
der zur Verfügung stehenden Zeit mit einer
gewissen Dringlichkeit zu versehen ist.
Während eine Bewertung der Stromversorgungslage
durch die Netzbetreiber dringend erforderlich ist,
wäre es auch sehr empfehlenswert, hier den Bogen
zum Gasmarkt und potentiellen Gasmangellagen
zu schließen, z. B. durch Referenzieren auf das
Extremszenario der LÜKEX 2018-Übung. Bei dieser
Übung wurden bereits die Auswirkungen einer
Extremwetterlage auf die Gasversorgung in Süddeutschland
durchgespielt.
Entscheidend für die verfügbare gesicherte Leistung
von Kohle- und Kernkraftwerken ist deren Betriebszustand:
beide Kraftwerkstypen sind sehr gut dazu
geeignet, volatile Erzeugung zu kompensieren und
rasch benötigte Leistungsrampen abzufahren –
wenn sie in Betrieb sind.
Zudem ist eine belastbare Mittelfristprognose
Ende des Jahres 2022 erforderlich für den weiteren
Verlauf des Winters:
p Gasbedarf
p Verfügbarkeit der Kraftwerke im Ausland
p Wettersituation (Temperaturen, Länge des
Winters)
Da alle diese Prognosen mit relativ hohen Unsicherheiten
versehen sind, wenn Sie z. B. Ende 2022 für
das erste Quartal 2023 abgegeben werden, sind
auch Entscheidungen, die Ende 2022 für den restlichen
Winter zu Beginn des Jahres 2023 getroffen
werden, mit hohen Unsicherheiten versehen. Daher
ist es wichtig, sich hier so viel Flexibilität bei den
Entscheidungen wie möglich zu erhalten.
Der Stresstest betonte naturgemäß vor allem den
Aspekt der Versorgungssicherheit, darüber hinaus
ist jedoch auch die Bezahlbarkeit ein wichtiges
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 19
7 „Power-Barges“ sind Kraftwerksschiffe, die beispielsweise mit Öl befeuert werden können. Sie stellen vor allem für den norddeutschen Raum eine Lösungsmöglichkeit
dar, da hier ausreichend Schiffsliegeplätze zur Verfügung stehen.
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Die zweite Sonderanalyse der deutschen Netzbetreiber ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

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SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 20
Kriterium für eine ökonomisch nachhaltige Energieversorgung.
Das ifo-Institut errechnete im
September 2022 8 , dass eine längere Laufzeit der
drei verbliebenen deutschen Atomkraftwerke den
Strompreis in Deutschland für 2023 um rund 4
Prozent senken würde. Zudem würde dadurch die
Nutzung von Erdgas und Kohle bei der Verstromung
zurückgehen, was zu einem geringeren Treibhausgasausstoß
beitragen würde.
Bereits vor dem zweiten Stresstest betonte der
Sachverständigenrat in einem Gastbeitrag für die
Wirtschaftswoche 9 , dass für eine resiliente und diversifizierte
Energieversorgung weitere Schritte,
wie verlängerte Laufzeiten von Kernkraftwerken
oder eine Substitution von Erdgas durch Kohle bei
der Verstromung, zügig erfolgen sollten.
Der zweite Stresstest hat zudem Versäumnisse und
einen gewissen Über-Optimismus der letzten Jahre
offengelegt. So äußerte sich Prof. Dr. Christian
Rehtanz (Institutsleiter, Institut für Energiesysteme,
Energieeffizienz und Energiewirtschaft (ie3),
Technische Universität Dortmund): „Grundlegend
zeigen sich zwei kritische Punkte bei der sehr realistischen
und pragmatischen Sonderanalyse. Erstens
können die Lasten nicht sicher gedeckt werden,
wenn zu schnell Kohle- und Kernkraftwerke aus
dem Markt genommen werden, und dieses nicht
durch Gaskraftwerke beliebig abgedeckt werden
kann. Zweitens zeigt sich die zwingende Notwendigkeit
des Netzausbaus, dessen Verzögerung den
deutschen und europäischen Energieaustausch
behindert, und damit die Versorgungssicherheit
einschränkt.“
Aus diesen Versäumnissen gilt es nun, die richtigen
Schlüsse zu ziehen, um die Versorgungssicherheit
in Deutschland auf hohem Niveau zu halten:
dabei geht es weniger darum, einen Schuldigen
zu finden, sondern beim Thema Netzausbau und
Zubau gesicherter Leistung voranzukommen.
Dabei können Erneuerbare im Zusammenhang mit
Stromspeichern wesentliche Beiträge im Bereich
der kurzfristigen Versorgungssicherheit leisten. Allerdings
führt die deutliche verringerte Nutzbarkeit
von Erdgas dazu, sich verstärkt Gedanken um die
saisonalen Schwankungen zu machen.
Eine kürzlich veröffentlichte Studie vom ewi 10 beleuchtete
die perspektivische Entwicklung der
Versorgungssicherheit in Deutschland und kam zu
dem Schluss, dass die Versorgungssicherheit bei
Rückbau der Kohlekapazität und gleichzeitig ausbleibenden
Neuinvestitionen in gesicherte Leistung
im Verlauf dieses Jahrzehnts nicht mehr unbedingt
garantiert werden kann. Bei Extremwettersituationen
können dabei bereits 2026 Lücken bis zu
ca. 1 GW auftreten, bis 2030 sogar 10 GW. Ein beschleunigter
Ausbau von Wind und Solar reduziert
dies auf etwa 8,5 GW, mittels Speicher können sogar
noch kleinere Werte bei dieser Lücke erreicht werden.
Ein verlangsamter Anstieg der Elektrifizierung
bei Transport und Wärme würde die Versorgungssicherheit
ebenso vor geringere Herausforderungen
stellen. Das ewi betont die Rolle der Stromimporte:
sie trügen zu etwa 30 % zur Deckung der Nachfrage
bei. Deutschland profitiert also in erheblichem
Maße von der europäischen Solidarität.
Fazit
Die zweite Sonderanalyse der vier deutschen
Netzbetreiber betont die Notwendigkeit eines Maßnahmenbündels.
Einzelne Maßnahmen werden
nicht ausreichen, um in den extremen Szenarien
eine sichere Stromversorgung zu gewährleisten.
Dabei kann auch der Streckbetrieb der Kernkraftwerke
eine gewisse Rolle spielen, ist dabei aber auf
politische und soziale Akzeptanz angewiesen.
Die Analysen für den Winter 2022/23 – Beobachter
gehen sogar davon aus, dass der Winter 2023/24
Deutschland vor ähnliche und sogar größere Herausforderungen
stellen wird – haben deutlich
gemacht, dass ein Konzept wie „gesicherte Leistung“
wieder verstärkt in den Mittelpunkt energiepolitischer
Überlegungen rücken muss.
Kurzfristig spielen hierbei vor allem bestehende
konventionelle Kraftwerkskapazitäten, Netze und
demand response in der Industrie die entscheidende
Rolle. Perspektivisch kann dies ergänzt werden
durch die Kombination von ungesicherter Leistung
aus Erneuerbaren mit Stromspeichern und Lastfolge.
Unabdingbar ist aber auch eine saisonale
Speicherung – gerade auch im Hinblick auf die avisierte
Wärmebereitstellung durch Wärmepumpen.
Hier können mit Wasserstoff betriebene Kraftwerke
eine zunehmend wichtigere Rolle spielen.
Bei den bestehenden konventionellen Kraftwerkskapazitäten
ist nicht nur die installierte Leistung
relevant, sondern auch die Verfügbarkeit des Brennstoffes.
Dabei haben heimische Energieträger wie
Braunkohle und quasi-heimische Energieträger wie
Kernkraft einen Vorteil im Vergleich zu importierten
8 ifo Schnelldienst, 2022, 75, Nr. 09, 20-26, Matthias Mier, Erdgas- und Strompreise, Gewinne, Laufzeitverlängerungen und das Klima
9 Wirtschaftswoche, 22. Juni 2022, Was wir in Sachen Energiepolitik von Japan lernen können von Veronika Grimm, Monika Schnitzer und Achim Truger
10 Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) gGmbH, Dr. Johannes Wagner et al., Analyse der Versorgungssicherheit bis 2030, 29.9.2022.
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Die zweite Sonderanalyse der deutschen Netzbetreiber ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
mcm/d
Energieträgern wie Erdgas oder Steinkohle. Darüber
hinaus ist auch der Betriebszustand der Kraftwerke
von Bedeutung: konventionelle Kraftwerke sind hervorragend
dazu geeignet, Systemdienstleistungen
im Netz zu erbringen – wenn sie sich im Arbeitsmodus
befinden. Für einen Kaltstart sind Gasturbinen
und Pumpspeicher mit deutlichem Abstand besser
geeignet.
Ergänzend sollte erwähnt werden, dass die ersten
Anzeichen der kommenden Heizperiode einen
nicht zuversichtlich stimmen können. Die IEA zeigte
sehr nachdrücklich, dass es in Nordwesteuropa zu
einem Nachfragesprung bei Erdgas als Konsequenz
einer kleinen Kältewelle kam (Abb. 6). Während in
der Zeit davor der Verbrauch des Jahres 2022 unterhalb
des 5-Jahres-Durchschnitts blieb, hat sich
dies Ende September geändert. Die Wintertemperaturen
werden dabei nicht nur einen Einfluss auf
die Energierechnung von Industrie und Haushalten
haben, sondern auch die Versorgungssicherheit
beeinflussen. Die zusätzliche Stromerzeugung in
KKW und in Kohlekraftwerken bewirkt zumindest
für den kommenden Winter drei positive Effekte:
p Verbesserung der Versorgungssicherheit
(Vorbeugung einer Mangellage bei Gas und
eines Black-outs bei Strom)
p Dämpfung der Gaspreise und damit auch
p Dämpfung der Strompreise.
Autoren
| Abb. 6:
Die Heizperiode Winter 2022/23 begann in
Nordwesteuropa mit einer kleinen Kältewelle.
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.
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. 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.
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 21
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Die zweite Sonderanalyse der deutschen Netzbetreiber ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
22Die Strahlungsquelle am
ELBE-Zentrum im Überblick
SITE SPOTLIGHT
Brillante Maschine
ELBE – so wie der Fluss, der die sächsische
Landeshauptstadt quert, heißt auch
der Linearbeschleuniger am nahen Helmholtz-Zentrum
Dresden-Rossendorf. Dort
sorgen Peter Michel und sein 30-köpfiges
Team dafür, dass Forschungsgruppen aus
aller Welt mit brillanter Strahlung experimentieren
können.
„Früher“, erzählt der Physiker, „befand sich hier das
Zentralinstitut für Kernforschung der DDR.“ Der Leiter
der Großanlage ELBE kennt die Vorgeschichte noch
aus eigener Erfahrung. „Ich habe in den 80ern hier
promoviert und gearbeitet“, sagt er. „Nach der Wende
war sich unser damaliger Direktor sicher: Wenn wir
eine Perspektive haben wollen, brauchen wir eine
eigene Maschine. Einen eigenen Beschleuniger. Und
den haben wir dann gebaut.“
ELBE steht für Elektronen Linearbeschleuniger für
Strahlen hoher Brillanz und niedriger Emittanz. Modular
aufgebaut und supraleitend, bringt er Elektronen
auf Energien bis 40 MeV. Die Elektronen stammen
aus zwei Quellen. Eine thermionische Gun war
bereits bei Inbetriebnahme des Beschleunigers installiert
und arbeitet nach dem klassischen Prinzip einer
Kathodenstrahlröhre. Die
andere kam im Jahr 2007 hinzu.
„Hier benutzen wir einen
supraleitenden Niob-Resonator
zur Beschleunigung“, erzählt
Peter Michel. Genaugenommen
ist es nur eine Hälfte davon. „In der Mitte
des Resonators, wo das elektrische Feld am stärksten
ist, erzeugen wir die Elektronen in einer fotoempfindlichen
Schicht.“ Dazu schießt ein Laser auf das
Material. Elektronen werden emittiert und das elektromagnetische
Feld der Welle nimmt sie mit. „Das
Ganze ist ebenfalls supraleitend, relativ kompakt und
eine viel bessere Elektronenquelle als die thermionische
Gun“, sagt der Physiker. „Aber sie ist auch technisch
aufwändiger.“ Zum Einsatz kommt die supraleitende
Gun immer dann, wenn viele Elektronen pro
Puls nötig sind. „Die thermionische Gun kann zwar
relativ große Wiederholraten erreichen. Doch wenn
man die Zahl der Elektronen pro Puls und die Strahlqualität
betrachtet, ist ihr die supraleitende wesentlich
überlegen.“
Die Guns schießen den Elektronenstrahl in zwei baugleiche,
hintereinander angeordnete und ebenfalls
supraleitende Beschleunigermodule mit Hohlraumresonatoren.
„Die Resonatoren bestehen aus reinem
Niob, das auf zwei Kelvin abgekühlt wird“, erklärt Peter
Michel. Das Metall wird zwar bereits ab neun Kelvin
supraleitend, die tieferen Temperaturen bringen aber
einen Vorteil. Denn gekühlt wird mit flüssigem Helium.
Und das wird bei einer Temperatur von zwei Kelvin
superfluid. Es verliert jegliche innere Reibung und wird
zum idealen Kühlmittel. „Nimmt man hier ein normalleitendes
Material wie Kupfer, wird das extrem schnell
aufgeheizt. Das heißt, Sie müssen einen vergleichbaren
normalleitenden Beschleuniger immer gepulst betreiben“,
erklärt der Physiker. „Bei supraleitendem
Niob findet man hingegen die über die Hochfrequenzwelle
ins System hineingekoppelte Leistung zu 100
Prozent im Strahl wieder.“ Ein Vergleich: Der Duty-Cycle
normalleitender Beschleuniger liegt typischerweise
bei etwa eins zu hundert. Das heißt, sie sind zu 99 Prozent
aus- und zu einem Prozent eingeschaltet. Bei supraleitenden
Beschleunigern liegt der Duty-Cycle hingegen
bei eins. Er ist also immer an. „Wir können
kontinuierlich Pulse hindurchschicken.
In unserem
Fall mit einer Frequenz von
bis zu 26 Megahertz“, sagt
Peter Michel. „Und das tagelang.
Der mittlere Strom
liegt dabei im Milliampere-Bereich. Das schafft man
mit einem normalleitenden Beschleuniger nicht annähernd.“
„Dank Supraleitung finden wir die
über die Hochfrequenzwelle ins
System hineingekoppelte Leistung zu
fast 100 Prozent im Strahl wieder.“
Das hat allerdings seinen Preis. „Der Aufwand, einen
supraleitenden Beschleuniger zu bauen und zu betreiben,
ist relativ hoch“, gesteht der Physiker. „Ein wesentlicher
Punkt ist die Energie, die wir erzeugen. Ein
Milliampere Strom und 40 Megaelektronenvolt Strahlenergie
entspricht 40 Kilowatt Strahlleistung. Damit
kann man recht schnell den eigenen Beschleuniger
zerstören.“ Um das zu verhindern, braucht es eine
Site Spotlight
Die Strahlungsquelle ELBE im Überblick

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Die Strahlungsquelle ELBE: Nutzerbetrieb seit mehr als 18 Jahren
… der erste Strahl
– noch ganz ohne
Nutzer
… die Beamline für
die Gammastrahlung
geht in Betrieb
… die Bauarbeiten
an der Terahertz-
Beamline beginnen
… die Erweiterungen
werden feierlich in
Betrieb genommen …
23
2000 2004 2007 2010
2001
2005
2008
2013
SITE SPOTLIGHT
… das Gebäude
wird gebaut
… der Nutzer betrieb
startet, es sind noch
nicht alle Beamlines
in Betrieb
… der zweite Freie-Elektronen-
Laser geht in Betrieb, die supraleitende
Elektronen-Gun kommt
hinzu und die Neutronen-
Beamline beginnt ihre Arbeit
… die Terahertz-Beamline
geht in den Nutzerbetrieb
und umfangreiche
Umbauarbeiten beginnen
Menge Infrastruktur und Technik. „Kein Operator
kann so schnell reagieren, dass nichts passiert. Das
muss alles automatisiert sein – und zwar so sicher, dass
man eben auch die Maschine vor sich selbst schützt.“
Wenn er die Beschleunigereinheiten verlässt, ist der
Elektronenstrahl zwar schon für sich genommen ein
wichtiges wissenschaftliches Werkzeug. Die Stärken
von ELBE liegen aber in den verschiedenen Arten von
Sekundärstrahlung, die mit den Elektronen erzeugt
werden können. „Wir haben eine Art Rangierbahnhof“,
erklärt Peter Michel das, was sich an die Beschleunigungsstrecke
anschließt. „Der Strahl wird auf verschiedene
Endstationen verteilt, von denen immer nur
eine gleichzeitig genutzt werden kann. Je nachdem,
welche Art von Sekundärstrahlung wir erzeugen wollen,
schicken wir den Strahl durch die verschiedenen
Beamlines.“
In einer davon erzeugt ein Freie-Elektronen-Laser Infrarotstrahlung.
Dazu werden die Elektronen in einen
Undulator, eine Anordnung wechselseitig angebrachter
Permanentmagneten, geleitet. Dort fangen sie an
zu oszillieren und erzeugen dabei
Strahlung. Diese wird durch
mehrere Spiegel wieder zurück
in den Undulator geleitet; trifft
sich mit dem Elektronenpuls;
erzeugt erneut Strahlung und
so weiter; am Ende verlässt kohärentes
Infrarotlicht die Beamline. Der Elektronenstrahl
selber wird aus dem Undulator herausgelenkt
und in einem Beamdump abgebremst. „Natürlich gibt
es für alles, was wir machen, auch Alternativen. Aber
für bestimmte Anwendungen ist nur unsere Technologie
geeignet und das macht uns auch unikal.“ Beim
Infrarot, sagt er, würden sie in Konkurrenz zu klassischen
Lasern stehen. „Doch für viele Experimente ist
nicht nur die richtige Wellenlänge, sondern auch die
richtige Pulsenergie oder die richtige mittlere Leistung
nötig. Und das geht in vielen Fällen nur mit einem Elektronenstrahl
und einem Freie-Elektronen-Laser. Da
sind wir im Moment konkurrenzlos.“
Eine weitere Beamline versorgt die ELBE-Nutzer mit
Neutronenstrahlung. Dazu haben Peter Michel und
sein Team ein Neutrontarget aus flüssigem Blei in den
Strahlengang der Elektronen positioniert. Seine hohe
Kernladungszahl macht es zur idealen Neutronenquelle.
Und es nimmt die entstehende Wärme auf. Die Elektronen
erzeugen hochenergetische Photonen, deren
Bindungsenergie jene eines Neutrons im Kern übersteigt.
Die folgende Gamma-N-Reaktion setzt Neutronen
frei. Die fliegen zwar in alle Richtungen, was für
Experimente ungeeignet ist. Doch eine starke Wand
und ein Kollimatorkanal sorgen dafür, dass eine Art
Neutronenstrahl entsteht und die Nutzer damit zum
Beispiel Kernphysik betreiben
können. „Um Neutronen
zu erzeugen, eignet
sich ein Kernreaktor natürlich
besser“, sagt Peter Michel.
„Da ist die Ausbeute
viel höher. Allerdings kommen
diese kontinuierlich an und haben alle möglichen
Energien. Hat der Nutzer dann eine Kernreaktion,
weiß er nicht genau, mit welcher Energie das Neutron
in den Kern hineingegangen ist.“ Doch das ist zum
„Es gibt für alles, was wir machen,
auch Alternativen. Aber für
bestimmte Anwendungen ist nur
unsere Technologie geeignet und
das macht uns auch unikal.“
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Die Strahlungsquelle ELBE im Überblick

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
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Beispiel dann entscheidend, wenn es darum geht, die
Kinematik in so einer Kernreaktion zu verstehen und
Kernprozesse energieselektiv zu untersuchen. „Bei uns
haben die Neutronen zwar auch alle möglichen Energien.
Aber wir können diese im Nachgang messen.
Denn die Zeit vom Start des Elektronenstrahls durch
die gesamte Beschleunigerstrecke
bis hin zum Neutrontarget und
die Flugzeit des Neutrons bis zur
Ankunftszeit am Experiment lassen
sich exakt bestimmen. Und
damit auch die Energie des Neutrons.
Das kann man mit einem
Reaktor prinzipiell nicht machen.“
ELBE stellt auch Positronenstrahlung zur Verfügung.
Dafür wird der Elektronenstrahl in ein Wolfram-Target
geschickt. Die Elektronen kollidieren mit den Atomen
des schweren Materials, werden abgebremst
und senden ein hochenergetisches Photon aus. Dessen
Energie reicht für eine Paarbildung. Zwei neue
Teilchen werden geboren: Ein Positron und ein Elektron.
Das Positron wird erst mit Folien zu ganz geringen
Energien moderiert. Und anschließend wieder
nach beschleunigt. So entsteht ein Positronenstrahl
mit definierter Energie von bis zu 15 keV. Dieser wird
in die Labore und schlussendlich von den Nutzern auf
die Probe gelenkt. „Auch für Positronen gibt es
„Unser gepulster Elektronenstrahl
gibt immer eine Art Startpunkt vor.
Deshalb kann man manche
Experimente nur an einer Maschine
wie der unseren machen.“
alternative Technologien. Man kann zum Beispiel mit
einer Natriumquelle arbeiten“, sagt Peter Michel.
„Das ist einfacher und die kostet auch weniger – kann
aber hinsichtlich der erzeugten Positronenintensitäten
und der Möglichkeit, Materialien tiefenselektiv
zu untersuchen, nicht konkurrieren.“ Bei der Defektspektroskopie
mit Positronen
geht es darum,
Fehlstellen und Defekte
im Kristallgitter aufzuspüren.
Hier eignen sich
Positronen extrem gut.
Sie werden auf die Probe
geschossen; finden die
Stellen, an denen ein Gitterbaustein fehlt; verweilen
dort für eine gewisse Zeit; finden dann ein Elektron
und zerstrahlen. „Dabei entstehen zwei Gammaquanten
genau auf einer Achse. Und diese kollineare
Signatur lässt sich sehr gut messen“, erklärt der Physiker.
Dabei spielt die Zeit vom Einschuss des Positrons
bis zum Zerstrahlen eine wichtige Rolle. Diese sogenannte
Positronenlebenszeit gibt einen Hinweis auf
die Häufigkeit und Größe der Fehlstellen. „Unser gepulster
Elektronenstrahl gibt immer eine Art Startpunkt
vor. Deshalb kann man solche Experimente
sehr gut an einer Maschine wie der unseren machen.“
Die am ELBE-Positronenstrahl untersuchten Materialien
sind äußerst vielfältig. Sie reichen von
ELBE-Beschleuniger
(Elektronen-Linearbeschleuniger mit hoher
Brillanz und geringer Emittanz)
Foto: HZDR/Jürgen Jeibmann
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Die Strahlungsquelle ELBE im Überblick

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Supraleitern über Katalysatormaterialien bis zu neuartigen
Energiespeichern.
Eine vierte Beamline liefert Terahertz-Strahlung. Die
ähnelt der Infrarotstrahlung, hat nur eine etwas größere
Wellenlänge. ELBE erzeugt die Strahlung hauptsächlich
über Undulatoren. Dabei entstehen Terahertz-Pulse
mit sehr wenigen Wellenzügen. Das führt
zu einer extrem hohen elektrischen Feldstärke des
Pulses und damit einer sehr intensiven
Pulsleistung. „Terahertz-Strahlung
kann man natürlich
ebenfalls mit Lasern
erzeugen“, sagt Peter Michel.
„Aber hier gilt das Gleiche wie
beim Infrarot. Will man zusammen
mit der Wellenlänge noch weitere Parameter
wie die mittlere Leistung oder die Wiederholrate dieser
Pulse realisiert haben, kommt man an einem Beschleuniger
wie dem unseren nicht vorbei.“
Last but not least ist ELBE auch eine Quelle für Gammastrahlung.
Dazu wird der Elektronenstrahl in der
Beamline auf eine Target-Folie aus Niob gelenkt. Die
Elektronen wechselwirken mit den Atomen; werden
abgelenkt; erfahren eine Beschleunigung und senden
hochenergetische Photonen aus. Der Elektronenstrahl
wird anschließend in einem Beamdump
entsorgt. „Um Gammastrahlen zu erzeugen, könnte
„Wir fahren vier Kampagnen
im Jahr. Da läuft der
Beschleuniger dann elf Wochen
lang rund um die Uhr.“
man natürlich auf entsprechende Isotope zurückgreifen“,
sagt Peter Michel. „Doch damit erreicht man niemals
die Intensität wie bei einem Beschleuniger.
Wenn wir ein Milliampere Elektronenstrom in einen
Gammafluss umwandeln, haben wir rund 108 Gammas
pro Sekunde.“
All diese Sekundärprozesse finden in einem abgeschirmten
Bereich statt. Und auch der Beschleuniger
selbst ist tief in eine Betonabschirmung
eingebaut. Die
Wände sind gut drei Meter
dick. Das ist wichtig, denn die
Sekundärstrahlung ist der Gesundheit
nicht zuträglich. „Der
abgeschirmte Bereich liegt in
der Verantwortung der Beschleunigermannschaft,
für die ich zuständig bin“, sagt Peter Michel. „Von
dort werden die Sekundärstrahlen in die Labore ausgeschleust
und da baut der Nutzer sein Experiment
auf.“ Für viele Standardklassen von Experimenten
stellt ELBE Ausrüstung bereit. Der Nutzer braucht also
nur eine Idee und manchmal auch ein Target. Und etwas
Glück. Denn die Nachfrage nach der Strahlzeit ist
groß.
„Zweimal im Jahr gibt es einen Call“, erklärt Peter Michel
die Prozedur. „Die eingereichten Proposals werden
dann vom Scientific Advisory Committee
25
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Das Helmholtz-Zentrum Dresden-Rossendorf
Das Helmholtz-Zentrum Dresden-Rossendorf (HZDR) gehört zur Helmholtz-Gemeinschaft Deutscher Forschungszentren
und strebt nach neuen Erkenntnissen, um unsere Lebensgrundlagen zu erhalten und zu
verbessern. Dafür wird am HZDR in Dresden und weiteren Standorten Forschung in den Bereichen Energie,
Gesundheit und Materie betrieben. Unsere Großgeräte helfen auch externen Gästen aus der ganzen Welt
bei der Beantwortung von drängenden Fragen der Gesellschaft.
Das HZDR forscht strategisch und langfristig orientiert an der Lösung wichtiger Zukunftsfragen:
p
p
p
Wie nutzt man Ressourcen und Energie effizient, sicher und nachhaltig?
Wie können Krebserkrankungen besser visualisiert, charakterisiert und wirksam behandelt werden?
Wie verhalten sich Materie und Materialien unter dem Einfluss hoher Felder und in kleinsten
Dimensionen?
Im Forschungsbereich Energie arbeiten Helmholtz-Wissenschaftler*innen daran, die Energieversorgung
sowie Ressourcen langfristig und nachhaltig zu sichern und dafür Lösungen zu erarbeiten, die ökonomisch,
ökologisch und gesellschaftlich tragbar sind.
Die Forschung am Helmholtz-Zentrum Dresden-Rossendorf konzentriert sich auf die Entwicklung innovativer
Ansätze, um Energie und Ressourcen in Industrieprozessen einzusparen, sowie auf neue Technologien
zur bestmöglichen Nutzung von Rohstoffen im Sinne einer Kreislaufwirtschaft. Daneben entwickeln HZDR-
Wissenschaftler*innen auch neuartige und kostengünstige Batterien, mit denen sich große Mengen an
Energie speichern lassen, und sie beschäftigen sich mit Fragen zur Endlagerung von nuklearen Abfällen
und zur Sicherheit von Kernkraftwerken.
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Die Strahlungsquelle ELBE im Überblick

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Anlage zur Erzeugung eines
monoenergetischen Ionenstrahls (MePS) im
ELBE-Zentrum für Hochleistungs-Strahlenquellen
für die Defektuntersuchung an Materialien.
Foto: HZDR/André Wirsig
bewertet und gerankt.“ Anschließend kommen er
und seine Mannschaft ins Spiel. Sie sagen, wie viel
Strahlzeit insgesamt zur Verfügung steht. Wessen
Proposal besonders gut rankt, der kommt zum Zuge.
„Der Überbuchungsfaktor liegt bei zwei bis drei. Das
heißt, mindestens jedes zweite Proposal können wir
nicht berücksichtigen.“
Zeit ist übrigens ein wichtiger Punkt, der den Forschungsbetrieb
an einem Linearbeschleuniger von
dem an einem Kreisbeschleuniger unterschiedet. „An
einem Synchrotron wie beispielsweise BESSY in Berlin
sitzen mehrere Forschergruppen parallel und messen
gleichzeitig an unterschiedlichen Experimenten“, sagt
Peter Michel. „Ein Linearbeschleuniger
wie unserer hat immer
nur eine Endstation und
damit immer nur einen Nutzer
gleichzeitig.“ Wenn sich der Erfolg
ihrer Maschine am Ende
aber vor allem über die Anzahl wissenschaftlicher Veröffentlichungen
pro Strahlzeitstunde definiert, muss
sich die Mannschaft einiges einfallen lassen. „Das ist
der Grund, warum wir relativ früh zu einem 24-Stunden-Betrieb
übergegangen sind“, erzählt er. „Wir fahren
vier Kampagnen im Jahr. Da läuft der Beschleuniger
elf Wochen lang rund um die Uhr. Danach haben
wir zwei Wochen Zeit für Wartungsarbeiten.“
„Eine Forschungsgruppe hatte
sogar Pfeifen einer Orgel aus dem
Mittelalter im Gepäck.“
Hälfte der Nutzer müssen Helmholtz-Externe sein.
„Das schaffen wir locker. Wir liegen immer bei etwa
70 Prozent“, erzählt der Physiker. „Das sind neben
Forschungseinrichtungen aus dem In- und Ausland
auch viele Universitäten. Und das ist ja auch die
Grundidee. Die Universitäten haben viele junge Leute
mit guten Forschungsthemen, aber eher die schlechtere
Infrastruktur. Deshalb betreibt Helmholtz die
Großforschungsanlagen und stellt sie den Forschern
der Universitäten für ihre Experimente zur Verfügung.“
Den Forschungsthemen, die mit ELBE bearbeitet werden,
sind kaum Grenzen gesetzt. Kern- und Astrophysik
zählen natürlich zu den
Klassikern. Ebenso Festkörperphysik,
Halbleiterphysik und
Strahlenbiologie. Aber auch
„Exoten“ hat Peter Michel hier
schon willkommen geheißen.
„Eine Forschungsgruppe hatte Pfeifen einer Orgel
aus dem Mittelalter im Gepäck“, erzählt er schmunzelnd.
Von denen habe er gelernt, dass das Material,
aus dem die Orgelpfeifen damals hergestellt wurden,
sehr gut mit ELBE-Positronen erforscht werden kann.
„Die Löcher im Orgelmaterial liegen im Nanometerbereich
und lassen sich am besten mit Positronen
untersuchen.“
Woher die Nutzer kommen, hält Peter Michel akribisch
fest. Denn ELBE ist eine LKII-Nutzeranlage innerhalb
der Helmholtz-Gemeinschaft. Und Großforschungsgeräte
mit diesem Status müssen einige
Bedingungen erfüllen. Zum Beispiel: Mehr als die
Und auch der Elektronenstrahl selbst wird genutzt.
Vor allem in der medizinischen Forschung. Zum Beispiel,
wenn es um die Strahlentherapie geht. Klassisch
werden dort geladene Teilchen in mehreren
Pulsen in tumoröses Gewebe appliziert. Es gibt aber
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Die Strahlungsquelle ELBE im Überblick

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Freie-Elektronen-Laser
im ELBE-Zentrum für
Hochleistungs-Strahlenquellen.
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Foto: HZDR/Christoph Reichelt
auch neue Ansätze, die die gesamte Dosis mit einem
Mal ins Gewebe tragen wollen. „Das macht biologisch
natürlich einen Unterschied. Und den kann man
am ELBE-Zentrum für Hochleistungs-Strahlenquellen
untersuchen.“ Denn mit dem Beschleuniger lassen
sich ganz unterschiedliche Regime einstellen. „Die
Forscher bringen Zellkulturen mit und schießen auf
eine mit dem Puls und auf die andere mit einem klassischen
Bestrahlungsregime. Und dann haben sie den
direkten Vergleich.“
Für Universitäten und Forschungseinrichtungen ist
die Strahlzeit kostenlos. Aber auch die Industrie kann
die Maschine nutzen – für einen gewissen Preis. „Hier
gab es erst im Februar ein hochspannendes Experiment“,
verrät Peter Michel. „Für das Projekt SMART
hat ein internationales Konsortium die Maschine gebucht.“
In diesem Projekt, erzählt er weiter, soll ein
Beschleuniger gebaut werden, der das Radioisotop
Molybdän-99 herstellen kann, aus dem sich wiederum
das Tochterisotop Technetium-99m erzeugen
lässt. Und zwar nicht wie heute über einen klassischen
Kernreaktor. Das sei eine Frage der Versorgungssicherheit,
denn Technetium-99m ist das am
häufigsten für die medizinische Diagnostik eingesetzte
Isotop.
„Wir waren die Testmaschine. Wir können zwar nicht
die Strahlleistung erzeugen, die man braucht. Aber
immerhin ein Tausendstel davon“, sagt er stolz. „Also
musste für das Experiment alles um den Faktor Tausend
herunterskaliert werden – die Größen der Targets,
die Strahlleistung und so weiter.“ Für die Beschleunigermannschaft
war das vor allem deshalb
eine Herausforderung, weil sie die 30 Kilowatt Strahlleistung
in ein nur zwei Millimeter großes Target
schossen. Und das über Tage. „Wir konnten uns kaum
vorstellen, dass so etwas geht. Aber es ging. Das Experiment
war erfolgreich.“
Trotz oder auch gerade wegen solcher Erfolge denken
Peter Michel und seine Kollegen bereits über
einen Nachfolger für ELBE nach. DALI (Dresden Advanced
Light Infrastructure) heißt die neue Maschine,
die aktuell nur auf den Konzeptpapieren existiert. Sie
soll in Zukunft einmal mehr die Forschergruppen aus
aller Welt nach Dresden ziehen. Aber das ist eine andere
Geschichte.
> Autor: Kai Dürfeld | Wissenschafts- und Technikjournalist
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Die Strahlungsquelle ELBE im Überblick

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ISSN 1431-5254

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Paris, Technology, and Finance –
Is There Room for Nuclear Technology?
Henrique Schneider, Lukas Aebi
It is difficult to conceive decarbonization without electrification, yet it is equally difficult to conceive
affordable and scalable electrification being quickly deployed while safeguarding environmental integrity
without nuclear technology. Nonetheless, the Paris Agreement remains ambiguous, or neutral
at best, towards it. The conditionalities of its instruments dedicated to the transfer of technology and
finance seem to exclude nuclear. However, bi- and multilateral agreements as well as private action
can deploy nuclear technology under the Paris Agreement. There are several examples of how this
has been realized in the past.
2. Introduction
The Paris Agreement (PA) 1
is an international
framework for climate change targeting the mitigation
of global warming by adapting to it and channeling
financial means towards a more sustainable
future. In pursuit of this effort, the Paris Agreement
is in theory open towards specific technologies.
For example, not even fossil fuels are strictly
ruled out by the PA. Rather, the Agreement envisages
the implementation of paths for the short-,
medium-, and long-term transformation. 2
On the other hand, the implementation of the PA’s
provisions in the different decisions taken by its
Conference of Parties clearly favor some technologies
over others. While in these decisions, nuclear
technology is not explicitly addressed, it is clearly
not encouraged. The conditionalities attached to
the implementation of the PA seem to exclude
nuclear technology altogether. 3
Nonetheless, the Intergovernmental Panel on
Climate Change IPCC 2018 Special Report on
Global Warming of 1.5 degrees Celsius (SR15), the
first report in the sixth assessment (AR6), addresses
at the request of the Conference of Parties to the PA
the most ambitious and challenging target: 4
of
staying within 1.5 °C of pre-industrial temperatures.
To achieve the goal of limiting the temperature
rise to 1.5 °C by 2100, the study of 85 scientific
pathways concludes that nuclear power generation
must more than double between 2020 and 2050:
10.84 EJ to 22.64 EJ (1 exajoule EJ = 10 18 Joule J). 5
If this is the relevant background, how come there
is seldom mention of nuclear technology in implementing
PA? One possible explanation is given by
the same report. The IPCC specifies, in relation to
its analysis, that “there are large differences in
nuclear power between models and across pathways.
One of the reasons for this variation is that
the future deployment of nuclear can be constrained
by societal preferences assumed in narratives
underlying the pathways.” 6
This paper attempts to bridge this prima facie
discrepancy marked by the need of nuclear
energy, on the one hand, and its de facto exclusion
on the other. Focusing on finance and technology,
this paper identifies a modality for
exchange and discusses some examples of its
implementation. While exploring the role of
nuclear technology in the mitigation of greenhouse
gas emissions according to article 6, the
PA also provides a bridge to this dilemma, but it
is outside of the scope of this paper. 7
3. Navigating Finance and
Technology in the PA
The most important mechanisms and instruments
of the PA are: national determined contributions
(NDCs) (Article 4), mitigation of
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 29
1 FCCC/CP/2015/10/Add.1.
2 Refer to, for example, Klein, D., Carazo, M. P., Doelle, M., Bulmer, J., & Higham, A. (Eds.). (2017). The Paris Agreement on Climate Change: Analysis and Commentary.
Oxford University Press.
3 Mathew, M. D. (2022). Nuclear energy: A pathway towards mitigation of global warming. Progress in Nuclear Energy, 143, 104080.
4 Wigley, T. (2018). The role of nuclear energy in meeting the Paris Agreement climate targets. IAEA Bulletin, 27.
5 Intergovernmental Panel on Climate Change (2018): Special Report: Warming of 1.5 °C, Mitigation Pathways Compatible with 1.5 °C in the Context of Sustainable
Development. In: Global Warming of 1.5 °C. An IPCC Special Report on the impacts of global warming of 1.5 °C above pre-industrial levels and related global greenhouse
gas emission pathways, in the context of strengthening the global response to the threat of climate change, sustainable development, and efforts to eradicate
poverty. IPCC.
6 IPCC (2018), see note vi.
7 Schneider, H., & Bigler, H. U. (2020, October). Nuclear Energy in the Article 6 of the Paris Agreement. In Climate Change and the Role of Nuclear Power. Proceedings of
an International Conference. Supplementary Files.
Energy Policy, Economy and Law
Paris, Technology, and Finance – Is There Room for Nuclear Technology? ı Henrique Schneider, Lukas Aebi

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 30
Finance Mechanism
Goal: Finance Climate Action
Reporting: Finance
• Green Climate Fund
• Adaptation Fund
• LDC Fund
• Global Environment Facility
---------
• Bi-/multilateral Action
• Private Action
green house gas emissions (Article 6), enhancing
adaptive capacity (Article 7), provision of financial
resources (Article 9), technology framework
(Article 10), enhancing capacity of developing
parties to take action (Article 11), and the transparency
framework (Article 13). For the scope of
this paper, articles 9 and 10 PA are relevant. These
articles are interlinked, which is explained by
the United Nations Framework Convention on
Climate Change (UNFCCC):
“The Paris Agreement reaffirms the obligations of
developed countries to support the efforts of developing
country Parties to build clean, climate-resilient
futures, while for the first time encouraging
voluntary contributions by other Parties. Provision
of resources should also aim to achieve a balance
between adaptation and mitigation. In addition to
reporting on finance already provided, developed
country Parties commit to submit indicative information
on future support every two years, including
projected levels of public finance. The agreement
also provides that the Financial Mechanism
of the Convention, including the Green Climate
Fund (GCF), shall serve the Agreement. International
cooperation on climate-safe technology
development and transfer and building capacity in
the developing world are also strengthened: a
technology framework is established under the
Agreement and capacity-building activities will be
strengthened through, inter alia, enhanced
Possible
alimentation
| Fig. 1:
Brief overview of finance and technology mechanism procedures and modalities.
Technology Mechanism
Goal: Transfer of Technology
Reporting: Technology
• Technology Framework
• Technology Executive
Commitee
• Climate Technology Center
and Network
---------
• Bi-/multilateral Action
• Private Action
support for capacity building actions in developing
country Parties and appropriate institutional
arrangements.” 8
The goal of the so-called Finance Mechanism is to
provide funding for climate action. Some institutions
serve as outlets of this mechanism, such as
the Green Climate Fund, the Adaptation Fund, the
LDC Fund, and the Global Environment Facility. In
addition to them, there are also possibilities of bi-/
multilateral agreements between Parties as well as
completely private actions, which are independent
of the Parties but within the purview of their sovereignty.
9
The goal of the so-called Technology Mechanism is
the transfer of technology. The relevant institutions
of this mechanism are the Technology Framework,
the Technology Executive Committee, and
the Climate Technology Center and Network. In
this mechanism, too, bi-/multilateral as well as
private actions are possible. 10
An alimentation of the Technology Mechanism by
the Finance Mechanism is theoretically possible,
however, because of the principle of no-doublecounting,
an implemented activity is reported as
either related to the finance or the technology
mechanism. It cannot be both, not even if the technology-transfer
was facilitated by finance in the
first place. 11
8 United Nations Framework Convention on Climate Change (2022). Key aspects of the Paris Agreement. Retrieved from https://unfccc.int/most-requested/key-aspectsof-the-paris-agreement.
9 Refer to, for example, Munira, S., Bashar, R., Easher, T. H., & Khan, M. R. (2021). Climate Finance in the UNFCCC Negotiations: Bridging Gaps with Lessons Learnt. In
Climate Change in Bangladesh (pp. 1-24). Springer, Cham; Bowman, M., & Minas, S. (2019). Resilience through interlinkage: the green climate fund and climate
finance governance. Climate policy, 19(3), 342-353.
10 See, for example, Majekolagbe, A. (2020). The Evolution of the UNFCCC Environmentally Sound Technology Development and Transfer Framework. Law Env‘t & Dev. J.,
16, 112; Brandt, U. S., & Svendsen, G. T. (2022). Is the annual UNFCCC COP the only game in town?: Unilateral action for technology diffusion and climate partnerships.
Technological Forecasting and Social Change, 183, 121904; Oh, C. (2020). Discursive Contestation on Technological Innovation and the Institutional Design of the
UNFCCC in the New Climate Change Regime. New Political Economy, 25(4), 660-674.
11 See, for example, Oh, C. (2020). Contestations over the financial linkages between the UNFCCC’s Technology and Financial Mechanism: using the lens of institutional
interaction. International Environmental Agreements: Politics, Law and Economics, 20(3), 559-575.
Energy Policy, Economy and Law
Paris, Technology, and Finance – Is There Room for Nuclear Technology? ı Henrique Schneider, Lukas Aebi

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
The implementation of both mechanisms depends
on the regulations of the institutions associated
with them. A brief overview of their procedures
and modalities shows that there are many strings
attached to what Parties can implement under each
one of them. In addition to national regulatory
prerogatives, activities need to be sustainable to
comply with adequate local consultation processes,
to set a path to (net) zero emissions, to incorporate
indigenous technologies, and to be inclusive. As a
result, these modalities face a bias towards smaller
scale projects. This bias can be empirically verified
by reviewing the projects financed by the Green
Climate Fund 12 and the activities undertaken by the
Climate Technology Center and Network. 13
A
review of these projects also shows the absence of
nuclear energy, technology, or any capacity building
related to them. On the other hand, there is no
indication that these conditionalities also apply
outside the scope of the institutions. In other words,
they are not applicable to bi/multilateral or private
actions.
What is the main take-away from this overview? If
there is room for nuclear technology in the technological
or financial mechanisms of the Paris Agreement,
it is within the bi/multilateral and private
actions. There, only the conditionalities agreed
upon by the parties involved are applicable.
However, the constraint concerning the reporting
of such actions as either technological or as financial
remains, too. These actions are already
underway. For example, as technology, there is
FIRST and the European SMR partnership. It is
conceivable that the Network of Multilateral
Development Banks as well as individual projects
of Multilateral Development Banks also contribute
to it.
also whether the projects are bilateral or multilateral.
In the case of multilateral projects, development
banks typically offer themselves as initiators
for such financing partnerships.
a) FIRST (bilateral)
During his speech at the climate conference in
Glasgow, U.S. President Joe Biden stressed that a
priority of U.S. climate policy is to help other countries,
and especially developing countries, to implement
a low-emissions economy. 14 One of the most
ambitious programs is FIRST (Foundational Infrastructure
for Responsible Use of Nuclear Technology),
initiated by the U.S. Department of State in
April 2021. FIRST is a bilateral program between
the United States of America and partner nations to
support energy innovation and to advance technical
cooperation in the nuclear field. Countries
like Ukraine, Romania, Ghana, or Latvia already
signed corresponding agreements with the State
Department to foster nuclear energy and to achieve
their climate goals. Scientific and technical knowledge
sharing is explicitly mentioned. 15
Other
important pillars of the cooperation include:
p workforce development
p stakeholder engagement
p regulatory development (common framework)
p familiarization with advanced nuclear energy
technologies such as small modular reactors
Interestingly, the participating states never explicitly
refer to the Paris Agreement technology mechanism
in their official communication. If one compares
the chosen wording of the media releases with
the relevant article of the Paris Convention, it becomes
clear that FIRST is significantly inspired by the
technology mechanism of the Paris Agreement.
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 31
4. Examples
In the following, the division into funding and
technology activities is maintained for the characterization
of nuclear partnerships. It needs to be
mentioned that some of the projects described here
are not yet at an operational stage. This is mainly
due to the state of modern nuclear technology or
because of the strongly national character of the
nuclear energy industry. A very central criterion is
For the further development of FIRST, it is important
to note that not only the Paris Agreement is authoritative
for such a cooperation. These cooperative
initiatives also must comply with established international
economic law. Under the WTO agreements,
countries are not allowed to discriminate
bet ween their trading partners. 16
Special trade
benefits must be granted to all countries accordingly
(most favored nation principle, MFN). The
United Nations Framework Convention on Climate
12 Green Climate Fund (2021). Annual Results Report. Retrieved from https://www.greenclimate.fund/annual-results-report-2021
13 UN Climate Technology Centre & Network (2021). 2021 CTCN Progress Report. Retrieved from https://www.ctc-n.org/resources/2021-ctcn-progress-report
14 The White House (2021) Remarks by President Biden at the COP26 Leaders Statement. Retrieved from https://www.whitehouse.gov/briefing-room/speechesremarks/2021/11/01/remarks-by-president-biden-at-the-cop26-leaders-statement/
15 U.S. Department of State (2022) Joint statement on the new clean energy and nuclear security collaboration under the foundational infrastructure for responsible use
of small modular reactor technology (FIRST) initiative. Retrieved from https://www.state.gov/joint-statement-on-the-new-clean-energy-and-nuclear-security-collaboration-under-the-foundational-infrastructure-for-responsible-use-of-small-modular-reactor-technology-first-initiative/
16 Di Leva, Charles E. and Shi, Xiaoxin (2017). „The Paris Agreement and the International Trade Regime: Considerations for Harmonization“. Sustainable Development
Law & Policy, 17(1), Article 4.
Energy Policy, Economy and Law
Paris, Technology, and Finance – Is There Room for Nuclear Technology? ı Henrique Schneider, Lukas Aebi

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ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 32
Change from 1992, a precursor of the Paris Agreement,
mentions this potential conflict of objec tives
explicitly. 17 Consequently, the envisaged partnerships
in nuclear infrastructures should not go so far
as to exclude other suppliers of advanced reactor
technology from the market in the first place. This is
especially important for the possible development
of a shared regulatory framework. Regarding the
above-mentioned classification, the FIRST program
clearly qualifies for the technology mechanism.
b) European SMR partnership (bilateral)
The European Commission is well aware of the role
of nuclear energy in a successful climate policy. In
corresponding scenarios, it expects nuclear energy
to account for at least 15 percent of the electricity
mix in 2050. 18 Unresolved issues such as the joint
advancement of nuclear technologies, their financing,
and the vulnerability of nuclear supply chains
are accordingly strategic priorities for the European
Commission. Therefore, the European Commission
and the U.S. Department of Energy hosted the first
U.S.-EU High Level Industrial Forum on Small Modular
Reactors in October 2019. 19 The legal basis of
this cooperation was an arrangement between the
United States of America and the European Atomic
Energy Community (EURA TOM) for the exchange
of the technical information and cooperation in
nuclear safety matters signed at Vienna in September
2015. 20 In June 2021, the European Commission
organized a workshop on small modular reactors to
engage interested EU industrial actors in joining
forces to create European alternatives to other SMR
models and to consolidate the industrial value
chain. 21 The main target of the European Commission
is to establish a collaboration scheme for industrial
stakeholders. As such, the European SMR partnership
clearly qualifies as a technology cooperation.
the moment. One exception is the support provided
by the Development Bank of Latin America to the
Embalse nuclear power plant in Argentina in 2013.
It is important to clarify that the Embalse project is
not a matter of financing a new building but of
maintaining long-term operation. 22 Financing the
long-term operation of an existing plant involves far
fewer risks than financing a greenfield project due
to better cost predictability. The World Bank issued
a strategic directions note in 2020 in which the
bank explained its strategy for a decarbonized
world economy in 2050. 23 In its report, the World
Bank states its investments in the energy sector
shall meet a time horizon of thirty to forty years
because of the longevity of power-infrastructure. 24
Regarding the circumstance that a newly constructed
nuclear power plant has a functional time of at
least fifty years, financing a newly built project
should present an attractive business case for development
banks with long-term investment perspectives.
But taking a look at the World Bank’s
history, it becomes apparent that the evaluation of
nuclear energy has completely changed. In 1956,
the bank issued a report examining the status of
nuclear power development. Three years later, the
bank started to finance a nuclear power plant on the
c) The possible role of multilateral
development banks (multilateral)
It needs to be mentioned that multilateral development
banks rarely fund nuclear energy projects at
| Fig.2:
Nuclear Power Plant Garigliano, Italy.
17 United Nations Framework Convention on Climate Change (1992) Art. 3 Par. 5: “Measures taken to combat climate change, including unilateral ones, should not constitute
a means of arbitrary or unjustifiable discrimination or a disguised restriction on international trade.”
18 European Commission (2012) Energy Roadmap 2050. Retrieved from www.ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2012_energy_roadmap_2050_en.pdf
19 European Commission (2019) U.S.-E.U. high-level industrial forum on small modular reactors. Retrieved from https://ec.europa.eu/info/sites/default/files/energy_
climate_change_environment/events/documents/us_eu_hlroundtable_smrs_concept_note.pdf
20 The arrangement explicitly mentions the cooperation in nuclear safety research. The mutual use of test facilities is also written down. See therefore: U.S. Department
of State (2015) Atomic Energy Safety Arrangement between the United States of America and EURATOM. Retrieved from https://www.state.gov/wp-content/uploads/2019/02/15-915.4-EURATOM-Atomic-Energy-Safety.pdf
21 European Commission (2021): First EU workshop on small modular reactors. Retrieved from https://ec.europa.eu/info/events/first-eu-workshop-small-modular-reactors-2021-jun-29_en
22 World Nuclear News (2013) Embalse wins loan for longer life. Retrieved from https://www.world-nuclear-news.org/c_embalse_wins_loan_for_longer_life_2203131.
html
23 World Bank Outlook 2050 – Strategic directions note: Supporting Countries to Meet Long-Term Goals of Decarbonization. Retrieved from https://openknowledge.
worldbank.org/bitstream/handle/10986/33958/149871.pdf?sequence=3&isAllowed=y
24 P. 58: Aligning power sector development with long-term decarbonization and resilience goals will require concerted efforts by policy makers, national infrastructure
planners, developers, and financiers. Power infrastructure is long-lived, so investments made now may serve to shape the sector for 20, 30 or 40 years.
Energy Policy, Economy and Law
Paris, Technology, and Finance – Is There Room for Nuclear Technology? ı Henrique Schneider, Lukas Aebi

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Garigliano river in southern Italy. 25 To date, this remains
the only nuclear project financing in the
bank‘s history. If we apply the criteria of the abovedescribed
finance mechanism to the world bank
loan to the Garigliano river project, we can state the
following: Nuclear greenfield projects and projects
regarding long-term operation of existing plants
clearly fall under the finance mechanism of the Paris
Agreement.
d) Initiatives by American think tanks
(mostly bilateral)
In the wake of the 2015 Paris Agreement and stoked
by fears of ceding nuclear leadership to states such
as Russia or China, U.S. think tanks have repeatedly
called for strengthening nuclear partnerships
between the United States and like-minded states
states. 26 Back in early 2020, the Atlantic Council,
which advocates the deepening of the transatlantic
partnership, recommended to allow more flexibility
in the lending guidelines of export-import
banks and the World Bank for future nuclear
projects, in particular. 27 Shortly thereafter, the U.S.
International Development Finance Corporation
(DFC) amended its policies regarding nuclear
energy, paving the way for U.S. development
funding for nuclear facilities. 28 To minimize capital
risk for new nuclear power plants in developing
and emerging countries, a rapid expansion of partnerships
between the private sector and government
financing structures is recommended by
leading American think tanks. 29
The outlined
nuclear initiatives do not always distinguish
between technological and financial partnerships,
hence, to attribute an activity to one or the other,
the focus of the activity must be taken into account.
Likewise, these projects are only partially underpinned
by the legal foundations of the Paris Agreement.
Agreement are currently not being exploited by
nuclear-friendly states. Many states and other
actors do not even refer to the Paris Agreement
in their pursuit of nuclear energy cooperation
projects. Such partnerships could benefit from
additional legitimization through reference to
the Paris Agreement.
p In advancing existing and establishing new technology
partnerships, stakeholders should incorporate
existing WTO law and in particular the
most favored nation-principle (MFN) into their
strategic considerations.
p For some of the partnerships described here, it
remains unclear whether they should be attributed
to the funding mechanism or the technology
mechanism. Accordingly, attribution
should take place where the focus of the partnership
lies.
AUTHORS
Prof. Dr. Henrique Schneider
Deputy CEO of the Swiss Federation of Small and
Medium Sized Enterprises
h.schneider@sgv-usam.ch
Prof. Dr. Henrique Schneider is deputy CEO of the Swiss Federation of Small and
Medium Sized Enterprises and professor of economics at Nordakademie, university
of applied sciences in Germany. Henrique has participated as a negotiator in
several climate summits and served as an advisory board member of the Climate
Technology Center and Network.
Lukas Aebi
Secretary general of the Swiss Nuclear Forum
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 33
5. RESULT
In summary, the following can be stated regarding
the inclusion of nuclear energy in the Paris Agreement:
p The possibilities offered by the financial and
technological mechanisms of the Paris
lukas.aebi@nuklearforum.ch
Lukas Aebi is the secretary general of the Swiss Nuclear Forum. He sits on
numerous expert and working groups of the European nuclear energy trade association
NuclearEurope. The Swiss Nuclear Forum accompanies the energy policy
debate in Switzerland and Europe as a scientific-technical expert organization. It
has over five hundred members. Among them are numerous national politicians,
energy companies, scientific organizations and industrial enterprises.
25 World Bank (2016). Loan for nuclear power. Retrieved from https://documents.worldbank.org/en/publication/documents-reports/documentdetail/700621467993172257/loan-for-nuclear-power
26 For example: Backgrounder from July 2021 by the Heritage Foundation (Katie Tubb): Needed: An Effective Nuclear Energy Policy. Retrieved from https://www.heritage.
org/sites/default/files/2021-07/BG3633.pdf
27 Issue Brief by the Atlantic Council January 2020 (Dr. Jennifer T. Gordon: International Co-financing of Nuclear Reactors Between the United States and its Allies, p. 11
and 12).
28 U.S. International Development Finance Corporation (2020) DFC modernizes nuclear energy policy. Retrieved from DFC https://www.dfc.gov/media/press-releases/
dfc-modernizes-nuclear-energy-policy
29 Council on Foreign Relations (2022) Renewing America’s leadership in the global civil nuclear energy market. Retrieved from https://www.cfr.org/blog/renewingamericas-leadership-global-civil-nuclear-energy-market
Energy Policy, Economy and Law
Paris, Technology, and Finance – Is There Room for Nuclear Technology? ı Henrique Schneider, Lukas Aebi

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Reaktorkonzepte der Generation IV –
Forschung und Entwicklung
für Primärpumpen
David Lauer
EINLEITUNG
Heute und in absehbarer Zukunft tragen Kernkraftwerke weltweit zur Versorgung mit elektrischer Energie
bei – die aktuellen geopolitischen Geschehnisse zeigen die Wichtigkeit unabhängiger Energieversorgung
und verstärken den Wunsch vieler Länder sich diesbezüglich zu „entflechten“.
Im Gegensatz zum enormen Brennstoffbedarf
fossiler Kraftwerke werden beim Betrieb von Kernkraftwerken
vergleichsweise geringe Mengen an
Brennstoff benötigt. Eine Bevorratung für mehrere
Perioden kann mit geringem Platzbedarf gesichert
werden. 1
Auch ist der Brennstoff vergleichsweise
günstig und verursacht bei der Energieumwandlung
kein klimaschädliches CO 2 .
Gegenüber den ebenfalls quasi rohstoffunabhängigen
erneuerbaren Energiequellen besteht allerdings
ein großes Plus, Kernkraftwerke sind grundlastfähig
und stellen somit planbar und dauerhaft
Energie bereit. Die Volatilität der meisten erneuerbaren
Energiequellen ist dabei ein entscheidender
Nachteil und dadurch für heutige Industriegesellschaften
weniger geeignet. 2
In vielen europäischen Nachbarländern (wie z. B.
Frankreich, Polen, England, etc.) – aber auch
darüber hinaus – findet seit einiger Zeit ein
Umdenken bezüglich der Kerntechnik statt und so
werden – bereits heute – konkrete Neubauvorhaben
geplant und forciert. 3
Derzeitige Marktentwicklungen fokussieren,
neben der Implementierung der bereits heute
kommerziell genutzten Großanlagen der Generation
III bzw. Generation III+, auf Weiterentwicklung
von Reaktorkonzepten der Generation IV und
deren mittel- bis langfristigen Kommerzialisierung.
4
Begründet aus der Zusammenarbeit mit verschiedenen
Anlagenplanern und unserer Bewertung des
aktuellen Marktgeschehens bekommen Pumpen
für Hochtemperaturanwendungen zukünftig eine
hohe Relevanz. Vor allem da es, neben den Entwicklungen
rund um das Thema Generation IV Reaktoren,
ebenso eine erhöhte Nachfrage im Rahmen
genereller industrieller Entwicklungen bzw.
Anwendungen, wie beispielsweise der Bereitstellung
hocheffizienter Wärme- bzw. Energiespeicher,
zur Ergänzung erneuerbarere Energiebereitstellung,
sowie Prozesswärme, dem Betrieb chemischer
Reaktoren oder innovativer Solarkraftwerke.
Als führender und innovativer Hersteller hydraulischer
Komponenten hat die KSB den wachsenden
Bedarf erkannt und in diesem Zusammenhang
einige Forschungs- und Entwicklungsvorhaben zur
Schließung vorhandener Wissenslücken im Bereich
der Hochtemperaturanwendung und Materialwechselwirkungen
ins Leben gerufen.
GENERATION IV – REAKTORKONZEPTE
Kernreaktoren gelten international als ein wichtiger
Baustein im Kampf gegen den „Klimawandel“,
auch die EU hat dies mit der Einordnung als nachhaltige
Technologie bestätigt. 5 Dabei bekommt die
neueste Reaktorgeneration – die Generation IV –
eine besondere Bedeutung. Eine Übersicht über die
zeitliche Einordnung verschiedener Reaktorgenerationen
ist Abb. 1 zu entnehmen. Die Implementierung
von Generation IV Reaktoren wird dabei
für die Jahre nach 2030 realistisch.
Dem Generationswechsel kommt eine besondere
Bedeutung zu. Reaktoren der Generation IV haben
neben den Vorteilen, hoher Wirtschaftlichkeit, reduzierter
radioaktiver Abfallmengen, teilweise mit
der Möglichkeit radioaktiven Abfall heutiger
RESEARCH AND INNOVATION 35
1 https://www.kernenergie.ch/de/rohstoff-uran-_content---1--1085.html
2 https://de.wikipedia.org/wiki/Grundlastfähigkeit
3 https://www.world-nuclear-news.org
4 https://www.terrestrialenergy.com/2021/11/19/terrestrial-energy-launches-390-mw-molten-salt-nuclear-reactor-design
5 https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_22_711
Research and Innovation
Reaktorkonzepte der Generation IV – Forschung und Entwicklung für Primärpumpen ı David Lauer

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
RESEARCH AND INNOVATION 36
| Abb. 1:
Reaktor-Generationen mit zeitlicher Einordnung, inklusive der Vorteile bei Technologiewechsel zu Generation IV.
Quelle: https://de.wikipedia.org/wiki/Generation_IV_International_Forum#/media/Datei:GenIVRoadmap-en.svg
Kernkraftwerke zu „verbrennen“ und somit deren
noch vorhandene Energie weiter auszunutzen, und
ihrer Proliferationsresistenz vor allem eine deutlich
erhöhte Reaktorsicherheit gegenüber allen bis dato
in Leistungsreaktoren eingesetzten Konzepten (Generation
I, II, III und III+).
Im Unterschied zur Konzeption heutiger kommerzieller
Leistungsreaktoren haben die Konzepte der
Generation IV häufig besondere Eigenschaften im
Primärkreis gemeinsam, wie beispielsweise:
p Hohe Temperaturen: 650 °C – 1.000 °C
p Unkonventionelle Primärmedien
(z. B. Flüssigsalz oder Metallschmelzen)
Die hohe Betriebstemperatur sowie die Eigenschaften
des zur Anwendung kommenden Primärkreismediums
stellen hohe Anforderungen an die
Konstruktion des Primärkreises und seiner Komponenten.
Durch die stets fortschreitende Planung der Anlagenbauer
bekommt die Auslegung und Konstruktion
einzelner Primärkreiskomponenten eine bedeutende
Rolle – die Primärkreispumpen können dabei
als Schlüsselkomponente betrachtet werden.
Primärkreispumpen haben bei Reaktorkonzepten
der Generation IV ebenfalls sicherheitsrelevante
Funktionen, ähnlich zu den heute betriebenen bzw.
verfügbaren Leistungsreaktoren und werden
dementsprechend sicherheitstechnisch klassifiziert,
welche wie folgt beschrieben werden können:
p Integrität: Bestandteil der Druckhülle des
Primärkreises (Barriere-Funktion)
p Betriebssicherheit: Relevant für ungestörten
Dauerbetrieb und somit wichtig zur Vermeidung
anomaler Betriebszustände der Gesamtanlage
Eine Übersicht über Generation IV Reaktorkonzepte
gibt Tab. 1.
Generation IV Reactor-Type Temperature Primary Coolant
Very High Temperature Reactor (VHTR) > 1.000 °C Helium (gas)
Gas-cooled Fast Reactor (GFR) > 850 °C Helium (gas)
Molten Salt Reactor (MSR) < 800 °C Salt (liquid)
Supercritical Water-cooled Reactor (SCWR) > 374 °C Water (gas)
Sodium-cooled Fast Reactor (SFR) < 500 °C Sodium (liquid)
Lead-cooled Fast Reactor (LFR) < 560 °C Lead-Bismuth (liquid)
| Tab. 1:
Übersicht von Generation IV Konzepten. (Quelle: https://de.wikipedia.org/wiki/Generation_IV_International_Forum)
Research and Innovation
Reaktorkonzepte der Generation IV – Forschung und Entwicklung für Primärpumpen ı David Lauer

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| Tab. 2:
Zusammenfassung bekannter MSR-Konzepte (Europa & Amerika).
RESEARCH AND INNOVATION 37
Dabei erscheinen die MSR-Reaktorkonzepte mit
einer mittelfristigen Implementierung als besonders
vielversprechend, worauf die KSB ihre F&E
Aktivitäten fokussiert hat.
Eine Darstellung bekannter europäischer und
amerikanischer MSR-Konzepte gibt Tab. 2.
HERAUSFORDERUNGEN
Die Anforderungen an die Neukonstruktion von
Generation IV Pumpen unterscheidet sich wesentlich
zu den heute verfügbaren Konstruktionen von
Primärkreispumpen. Die hohen Temperaturen und
die Korrosivität der Primärkreismedien begründen
die wesentlichen Herausforderungen, wie
beispielsweise:
p Auswahl geeigneter Pumpenwerkstoffe
p Lagerung der Pumpenwelle
p Statische und dynamische Abdichtung
p Hydraulisches Verhalten bei verschiedenen
Medien
p Auslegung der Dauerfestigkeit
Darüber hinaus sind Themen bezüglich der Konstruktion
und Betriebs eines Pumpenaggregats, üblicherweise
bestehend aus der eigentlichen Pumpe,
einer Kupplung, eines Antriebs sowie notwendiger
Hilfssysteme von Bedeutung, wie beispielsweise:
p Integrierte Wärmesperre – Isolation von
Komponenten gegenüber hoher Temperatur
p Abschirmkonzepte – Schutz von Komponenten
gegenüber ionisierender Strahlung
p Anwendung (nuklearer) Regelwerke, inklusive
Nachweisführung
p Wartungs- und Reparaturkonzepte
Diesen Herausforderungen versuchen wir uns
durch die strategische Ausrichtung in Bezug auf
unsere F&E Aktivitäten zu stellen.
LÖSUNGSANSATZ
Wie bereits zuvor erwähnt, hat KSB entschieden,
sich strategisch auf das Thema Hochtemperaturanwendungen
im Nuklearbereich zu fokussieren
und dies mit verstärkter F&E-Tätigkeiten zu adressieren.
Um die zukünftigen Herausforderungen zu
meistern, stützen sich unsere F&E-Aktivitäten auf
3 Säulen:
p Eigenmittelfinanzierte Projekte
p Förderprojekte im Bereich Hochtemperatur
p Zusammenarbeit mit Anlagenplanern
In den verschiedenen Projekten werden theoretische
und praxisnahe Fragestellungen untersucht
und diese Ergebnisse fließen direkt in die Konzeptionierung
unserer Komponenten ein, dabei im
Fokus:
p Materialwechselwirkungen mit Fördermedien
p Hydraulisches Verhalten durch Fördermedien
p Einfluss höchster Temperaturen
Langjährige Erfahrungen der KSB im Bereich
hydraulischer Komponenten in den unter schiedlichsten
Anwendungen ermöglichen es, das bereits
Research and Innovation
Reaktorkonzepte der Generation IV – Forschung und Entwicklung für Primärpumpen ı David Lauer

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RESEARCH AND INNOVATION 38
| Abb. 2:
Exemplarische Darstellung zur Entwicklung von Neukonstruktionen.
vorhandene Know-how in aktuelle Fragestellungen
einfließen zu lassen und bilden somit einen
weiteren wichtigen Baustein zur Erarbeitng von
Lösungsansätzen.
Bei Neukonstruktionen bzw. Produktentwicklungen,
vor allem im Nuklearbereich, sind stets
verschiedene Aspekte zu berücksichtigen:
p Vorhandene Erfahrungen mit ähnlichen
Komponenten und Anwendungen
p Entwicklung auf Grundlage etablierter und
zuverlässiger Technologie
p Analyse des vorhandenen KSB Produktportfolios
p Fragestellungen in Bezug auf eine geeignete
Fertigung
p Anforderungen aus Regelwerken, im speziellen
nuklearer Regelwerke
p Umsetzbarkeit der Qualitätsanforderungen
Exemplarisch kann der Produktentwicklungsprozess
gemäß Abb. 2 dargestellt werden.
Aktuelle Entwicklungen und der Plan zur mittelfristigen
Realisierung von MSR-Anlagen lenken
den Fokus auf Konstruktion und Fertigung benötigter
Komponenten. Dabei sind Pumpen als
Schlüsselkomponente einzuordnen. Einerseits von
besonderer Bedeutung als Komponente des
Primärkreises ist die damit einhergehende sicherheitsrelevante
Barrierefunktion. Andererseits
leisten Primärkreispumpen einen wichtigen
Beitrag zum sicheren und ungestörten Reaktorbetrieb.
Ein Grund für KSB die Anstrengungen im Bereich
F&E zu bündeln sowie in das Thema hydraulische
Komponenten für Hochtemperaturanwendungen
und damit zukunftsorientiert zu investieren, mit
dem Ziel frühzeitige Marktreife zu erreichen.
Autor
David Lauer
Project Manager Sales
KSB SE & Co. KGaA, Frankenthal
Die beschriebene Vorgehensweise hat das Ziel, mit
einer spezifischen und anforderungsgerechten
Konstruktion eine optimale Einbindung der Komponente
in das Kraftwerkskonzept zu gewährleisten.
FAZIT
Generation IV Reaktorkonzepte bilden einen wichtigen
Baustein für die zukünftige CO 2 -freie Energiebereitstellung.
Diese Weiterentwicklung ist in
Bezug auf die Reaktorsicherheit revolutionär – die
inhärante Sicherheit dieser Konzepte verspricht
die Vermeidung schwerer Störfälle mit Radioaktivitätsfreisetzung
an die Umwelt.
David.Lauer@ksb.com
David Lauer studierte Wirtschaftsingenieurwesen an der TU Darmstadt.
Im Rahmen seiner Diplomarbeit war er bei der RWE Power AG am Standort
Biblis beschäftigt.
Nach erfolgreichem Abschluss im Jahre 2010 begann er seine berufliche Karriere
bei Westinghouse in Deutschland und verantwortete in dieser Zeit hauptsächlich
den Vertrieb weltweiter Field-Service Tätigkeiten und wurde später zum Projektleiter
für internationale Entwicklungs- und Service-Projekte in der Kerntechnik.
Seit 2019 ist er als Project Manager Sales bei der KSB SE & Co. KGA in Frankenthal
tätig und hier verantwortlich für die Projektierung und den Vertrieb
von kerntechnischen Pumpen mit Fokus auf internationale Neubauprojekte.
Research and Innovation
Reaktorkonzepte der Generation IV – Forschung und Entwicklung für Primärpumpen ı David Lauer

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Innovations in Canister Design could
offer improved cost-effectiveness and
Flexibility in Nuclear Waste Disposal
Systems
Chris Parker, Jesse Sloane, Mark Frei, Steve Sisley
INTRODUCTION
As nuclear energy experiences a resurgence of interest around the world, to meet net zero targets and
achieve greater energy security, innovations in nuclear waste solutions are in turn becoming a more urgent
priority.
That is particularly the case in the European Union
thanks to the new taxonomy rules for environmentally
sustainable economic activities, which require
nuclear power plant developers to have a waste
disposal plan in place by 2050 as they seek to deploy
new facilities.
While there has been progress toward establishing
mined repositories in several countries for the
disposal of spent nuclear fuel, high-level waste,
and other highly radioactive materials, disposal in
deep boreholes is an alternative or complementary
approach that has been considered and evaluated
for more than a decade.
system efficiencies throughout the nuclear power
life cycle, while preserving options for other disposal
methods such as mined geologic repositories.
Boreholes for disposal will be customized for the
specific geology, waste form and stakeholder
requirements. This concept leverages mature technologies
that are widely used in the oil and gas
industry and is one that Deep Isolation has integrated
and enhanced with patented innovations.
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 39
This disposal method uses directional drilling
techniques and proposes emplacing disposal canisters
in either a vertical, slanted, or horizontal (or
nearly horizontal) orientation in boreholes far
deeper underground than in a mined geologic
repository. Fig. 1 shows the alternative borehole
orientations. Geologic media such as sedimentary,
igneous, or metamorphic host rocks that have
remained isolated from the environment for
hundreds of thousands or millions of years are
under consideration as the preferred location for
borehole disposal.
This concept has the potential to provide a more
economical disposal solution for high-level waste
and spent nuclear fuel from existing reactors as
well as advanced reactors, small modular reactors,
and for countries with smaller waste inventories,
but it could be even more effective to package that
waste – when removed from a spent fuel pool –
directly into a “disposal ready” canister that would
also be designed to fit into a borehole. Furthermore,
a standardized canister designed for borehole
disposal presents an opportunity for greater
| Fig. 1:
Alternative borehole orientations.
Decommissioning and Waste Management
Innovations in Canister Design could offer improved cost-effectiveness and Flexibility in Nuclear Waste Disposal Systems ı Chris Parker, Jesse Sloane, Mark Frei, Steve Sisley

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 40
Fig. 2 below illustrates the horizontal borehole
disposal concept. The directional drilling shown in
this figure is a highly developed technology used in
over 70,000 oil and gas wells in the United States
and Canada.
Deep Isolation and NAC International
Universal Canister Designs
During the past two years, Deep Isolation, in partnership
with NAC International Inc. (NAC), further
advanced the engineering design of canisters for
storage, transportation and disposal of spent fuel
assemblies from pressurized water reactors (PWRs).
These canister designs potentially eliminate the
need for repackaging spent fuel for disposal, leaving
open many nuclear waste management options
for the lifecycle of the waste. Deep Isolation started
this canister design process by developing a functional
requirements specification for disposal of
spent nuclear fuel in a deep horizontal borehole.
NAC used those requirements to develop the canister
designs. The canister designs considered a generic
repository design with a vertical access hole
that gradually transitions to a 1,500-meter horizontal
section in which the waste canisters would be
emplaced at total vertical depths ranging from
1,500 to 3,000 meters. Designs with different shell
thicknesses were developed for the deeper disposal
depths to ensure structural integrity. The canisters
were designed to accommodate a single intact PWR
fuel assembly, and different design configurations
were developed with varying internal cavity lengths
sized to accommodate the vast majority (90 %+) of
PWR spent nuclear fuel generated in the United
States and Europe. The canister would be fabricated
with high-strength, corrosion-resistant steel
| Fig. 3:
This illustration depicts the canister design.
alloy materials (Duplex stainless steel was assumed
as the canister material for this design effort) to ensure
integrity during emplacement as well as during
any required retrieval.
As shown in Fig. 3, the canister, which is part of an
overall engineered barrier system for storage,
transport, and borehole disposal, consists of a canister
shell assembly, an internal support assembly,
and a removable (bolt-on) lifting fixture. The canister
shell assembly consists of a cylindrical shell, an
integral welded bottom plate, and a field installed
closure lid. The canister includes drain and vent
port features that are used in wet-loading operations
to drain water, vacuum dry, and backfill the
canister cavity with inert helium gas. A lift adapter
is bolted to the top end of the canister to provide a
lifting interface for handling at the borehole repository
surface facility. The lift fixture would be used
only in the disposal configuration to assist with emplacement
into (and if necessary for retrieval out of)
| Fig. 2:
Horizontal borehole
disposal concept
Decommissioning and Waste Management
Innovations in Canister Design could offer improved cost-effectiveness and Flexibility in Nuclear Waste Disposal Systems ı Chris Parker, Jesse Sloane, Mark Frei, Steve Sisley

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
the borehole. The canister internals consist of a fuel
tube and four side inserts that bridge the gap between
the fuel tube and shell, providing both structural
support and heat transfer capability required to
meet current United States Nuclear Regulatory Commission
(NRC) regulations.
Preliminary structural, thermal, shielding, and criticality
safety evaluations were performed for design-limiting
conditions to develop canister designs
sufficient to satisfy established regulatory requirements
for storage and transportation and anticipated
regulatory requirements for disposal. The analyses
were performed assuming up to nineteen canisters
stored within an existing licensed NAC MAGNAS-
TOR® concrete storage cask or loaded into NAC’s
MAGNATRAN® transportation cask. The preliminary
safety analyses were performed to satisfy established
and anticipated regulatory requirements, as follows:
p Storage: United States Title 10 Code of Federal
Regulations Part 72, “Licensing Requirements for
the Independent Storage of Spent Nuclear Fuel,
High-Level Radioactive Waste, and Reactor-
Related Greater Than Class C Waste” and the
equivalent International Atomic Energy Agency
regulations
p Transportation: United States Title 10 Code of
Federal Regulations Part 71, “Packaging and
Transportation of Radioactive Material” and the
equivalent International Atomic Energy Agency
regulations
p Disposal: United States Title 10 Code of Federal
Regulations Part 63, “Disposal of High-Level
Radio active Wastes in a Geologic Repository at
Yucca Mountain, Nevada” and the equivalent
International Atomic Energy Agency regulations
(for pre-closure operations only)
It is recognized that the United States’ disposal regulation,
Title 10 Code of Federal Regulations Part 63,
was established specifically for the proposed candidate
repository site at Yucca Mountain, but it was
used for this design effort as representing the most
recent disposal regulatory framework from the United
States NRC. In the paragraphs that follow, a summary
of the analyses performed by NAC is presented:
Structural Evaluation
The structural evaluation of the preliminary canister
designs included: (1) buckling analyses of the canister
shell under repository hydrostatic and lithostatic
loading, (2) stress analyses of the canister for repository
handling conditions, including a vertical lift and
retrieval of a stuck canister using the lift adapter attached
to the top of the canister, and (3) dynamic
analyses of the canister for a range of postulated drop
events at the borehole repository, including free
drops at the surface facility and a free drop into the
borehole. The buckling evaluation demonstrates that
canister shell will withstand hydrostatic and lithostatic
pressure loading in the borehole and provide the
required factors of safety against buckling instability.
The repository handling evaluation demonstrates
that the canister handling features satisfy the applicable
allowable stress design criteria for normal handling
conditions and off-normal stuck canister retrieval
conditions. For an inadvertent drop of a canister,
evaluations were performed for a one-meter
free drop onto an unyielding horizontal surface, a
one-meter side drop onto a six-inch diameter steel
puncture bar, and a free drop into a 3,000 meter deep
brine-filled borehole; in the latter scenario, the analysis
found that the canister would stop prior to exiting
the curved section of the borehole, due to hydrostatic
resistance of the fluid in the borehole, thus assuring
such a drop would not impact the canisters
already emplaced in the horizontal section of the
borehole.
Thermal Evaluation
The thermal evaluation for transportation conditions,
which is based on an array of 19 canisters in a
MAGNATRAN® transportation cask, assuming each
canister has a heat load of 1.21 kilowatts, demonstrates
compliance with applicable temperature limits.
The disposal thermal evaluation, which models
an array of canisters and radiation and conduction
heat transfer from the fuel assemblies to the canister,
engineered barrier system, and host rock, demonstrates
compliance with all applicable temperature
limits.
Shielding Evaluation
The shielding evaluation was based on a single Westinghouse
17x17 PWR fuel assembly inside the canister
with representative source terms that are typical
for fuel assemblies discharged in the last decade. For
example, the following assumptions were used: 4.3
weight percent U-235 initial enrichment, 55 gigawatt-days
per metric ton uranium burnup, and 7-year
cool time in a spent fuel pool. The primary concern
is the radiological dose above the canister during
closure operations: a peak dose of 1.2 millisieverts
per hour (0.12 Rem per hour) was calculated and this
is sufficiently low to comply with occupational radiation
exposure limits during canister loading operations.
Surface dose rates were also calculated during
transportation as well as for transfer cask operations,
and all regulatory limits were met.
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 41
Decommissioning and Waste Management
Innovations in Canister Design could offer improved cost-effectiveness and Flexibility in Nuclear Waste Disposal Systems ı Chris Parker, Jesse Sloane, Mark Frei, Steve Sisley

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 42
Criticality Evaluation
The criticality analysis demonstrated that no neutron
absorbing materials are needed to comply with
transportation criticality requirements. For disposal,
it was found that an infinite array of parallel boreholes
spaced 100-feet apart and containing canisters
loaded with a PWR fuel assembly is inherently subcritical,
even with fresh fuel and no neutron absorbers
assumed in the canister.
Summary of Design Analyses
In summary, the preliminary design study evaluated
the canister for structural, thermal, shielding, and
criticality aspects. The canister met all established
regulatory requirements for storage and transportation
and anticipated regulatory requirements for
disposal. Importantly, this study provides a generic
design that meets expected requirements for storage,
transportation, and disposal (pre-closure operations)
while being small enough in diameter to facilitate
disposal in a borehole.
Next steps for advancing deep
borehole disposal
Deep Isolation, in conjunction with NAC, has partnered
with the United Kingdom’s Nuclear Advanced
Manufacturing Research Centre (NAMRC) to complete
an initial design-for-manufacture review. This
review led to some evolution in the design features
of the canister to improve the fabrication process, as
shown in Fig. 4 in its storage configuration.
With the initial borehole canister design in hand,
Deep Isolation plans to leverage this work to further
advance deep borehole disposal. There is consensus
in the international community that a beneficial next
step is to perform a full-scale demonstration of the
technology. Deep Isolation conducted a study in
2021 to analyze international stakeholder views
across 18 countries in the Americas, Europe, and the
Asia-Pacific region about deep borehole repositories
for nuclear waste disposal. The results show that
those surveyed agree overwhelmingly that the ideal
next step in the development of borehole disposal
technology is an end-to-end technology demonstration.
| Fig. 4:
The canister in
its storage
configuration.
In 2019, Deep Isolation completed a successful smallscale
demonstration, in which a small disposal canister
(with no waste inside) was emplaced in and
later retrieved from a pre-existing horizontal drillhole.
Deep Isolation is committed to building on this
effort by working with the international community
to launch the planning process for a long-term collaborative
borehole demonstration program. Working
with industry partners and government research
Decommissioning and Waste Management
Innovations in Canister Design could offer improved cost-effectiveness and Flexibility in Nuclear Waste Disposal Systems ı Chris Parker, Jesse Sloane, Mark Frei, Steve Sisley

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institutions, Deep Isolation intends to assemble an
independent, science-driven non-profit task force of
experts and interested stakeholders to oversee the
program. Once launched, it will be the first ever public-private
partnership devoted to researching how
deep boreholes can be used to safely dispose of spent
nuclear fuel and other types of high-level radioactive
waste. The goal of the project is to advance the technology
readiness levels of deep borehole disposal in
a progressive, cost-effective manner, accelerating
the preparation for global deployment as a licensed
disposal technology.
As a first step in this demonstration program, Deep
Isolation is moving forward with the fabrication of a
full-size prototype of a disposal canister, based on
the jointly developed designs with NAC discussed
above, and plan to demonstrate the functionality of
the physical interface between the canister and a
drill rig and the ability to lift the canister using
standard oil and gas industry drilling equipment.
As part of this demonstration program, Deep Isolation
also plans to continue its collaboration with
NAMRC, working with the Center to develop manufactured
prototypes for full scale field and laboratory
testing, with the goal of elevating the borehole
canister design to a minimum of Technology Readiness
Level 7 to assure its readiness for commissioning
within a borehole repository.
CONCLUSION
Based on preliminary analyses by Deep Isolation, the
cost of disposal for smaller waste inventories in a
properly sited horizontal borehole disposal system
has the potential to be significantly less than the cost
of a mined geologic repository. Other factors must be
considered, but work done to date on the post-closure
safety case and technology indicate that nuclear
waste can be safely disposed using borehole disposal
repositories while offering cost savings when compared
to mined geologic repositories. In addition,
with no workers underground in a deep borehole
repository, compared to a mined geologic repository,
the pre-closure safety case from both an industrial
safety and radiation safety perspective could potentially
be much improved.
This new, first-of-a-kind disposal canister has been
specifically designed and evaluated for use in the
transport, storage, and disposal of commercial spent
nuclear fuel in deep boreholes. It has the potential to
become an integral component of a technically viable,
cost-efficient, and safe deep borehole solution to
the long-standing problem of the disposal of spent
nuclear fuel and other high-level nuclear waste.
Acknowledgement
Special thanks to Steve Sisley, Program Manager
NAC International, who contributed to this article.
AUTHORS
Chris Parker
Director Deep Isolation Ltd. EMEA,
London, United Kingdom
Chris@DeepIsolation.net
Chris Parker is Deep Isolation’s Global Head of Business Development, and Managing
Director of its subsidiary for Europe and the Middle East (Deep Isolation EMEA
Limited). He works with multiple countries investigating the suitability of deep
borehole disposal of nuclear waste. This includes most recently working with
Estonia, which has contracted with Deep Isolation to study disposal of waste for a
proposed advanced reactor small modular reactor, and also leading a review of
borehole disposal for five countries within the ERDO Association: Croatia, Denmark,
Netherlands, Norway and Slovenia. Parker also led a survey of international
opinions on deep borehole repositories. Formerly a civil servant reporting to the
British Prime Minister on the digital transformation of the UK’s economy and public
services, Parker has more than 30 years of experience in stakeholder engagement,
governance and partnership development for innovative solutions.
Jesse Sloane
Head of Engineering, Deep Isolation,
Berkeley, California, USA
Jesse@DeepIsolation.com
Jesse Sloane, Deep Isolation’s Head of Engineering, is a former U.S. Naval Officer
who worked with the Naval Nuclear Propulsion Program, including the management
of transportation and storage-related tasks for the Navy’s spent fuel inventory.
He has led risk assessments related to nuclear fuel fabrication facilities and transportation
operations of nuclear waste for large-scale nuclear companies.
His role at Deep Isolation includes the management of the company’s U.S. federal
grant awards, which focus on the disposal of pyroprocessing waste streams and
the development of a universal disposal canister system for advanced reactor waste
forms.
Mark Frei
Consultant to Deep Isolation,
Berkeley, California, USA
Mark@DeepIsolation.com
Mark Frei, Senior Project Manager for Deep Isolation, has more than 45 years of
experience in the nuclear energy industry, including nuclear weapons-related
legacy environmental cleanup and nuclear waste disposal. After serving as an
engineer for the U.S. Department of Energy (DOE) on advanced nuclear reactor
projects, he served as Head of Engineering on DOE’s Yucca Mountain mined
geologic repository project. He then headed up the project team to take the Waste
Isolation Pilot Plant – the United State’s geologic repository for defense-generated
intermediate level waste – from a construction complete status to an operational
status, addressing regulatory, safety, environmental, legislative, and technical
issues. He later served as Deputy Assistant Secretary in the DOE managing critical
components of the environmental cleanup program, as well as serving as Manager
of the Idaho Operations Office – overseeing the Idaho National Laboratory and
related environmental remediation. After retiring from the U.S. government, he
was the Project Operations Manager at the Hanford Site’s Waste Treatment &
Immobilization Plant for Bechtel National Inc., and is now consulting for nuclear
waste cleanup industry contractors, including Deep Isolation. At Deep Isolation
Mark managed the completion of the deep borehole canister design performed by
its partner, NAC International, and is serving as the project management lead on
the program to demonstrate the deep borehole disposal technology.
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 43
Decommissioning and Waste Management
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SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 44
Gerichtliche Mediation im Atomrecht –
ein Erfahrungsbericht
Herbert Posser
„Mediation? Im Atomrecht? Ausgeschlossen!“ Eine solche Skepsis gegenüber einem Mediationsverfahren
ist gerade im Atomrecht weit verbreitet. Denn in der Regel stehen sich nahezu unversöhnlich
Überzeugungen gegenüber, die grundsätzlich unvereinbar und nicht ergebnisoffen diskutierbar erscheinen.
Allerdings gibt es auch hier Themen, bei denen das übergreifende Ziel – etwa der Rückbau eines Kernkraftwerks
– gemeinsames Anliegen aller Parteien ist und es im konkreten Streitfall „nur“ um dessen Ausgestaltung
geht.
Die Sinnhaftigkeit einer Mediation erschließt sich
aus den Defiziten herkömmlichen Rechtsschutzes.
Verwaltungsgerichtliche Rechtsstreitigkeiten sind,
insbesondere aufgrund des Instanzenzugs, der Themenvielfalt
und der technischen Sachverhaltselemente,
langwierige und aufwendige Verfahren –
mit zudem häufig ungewissem Ausgang. Für die
Genehmigungsbehörde und den Vorhabenträger
besteht das Risiko, dass zwar die Mehrzahl der vorgebrachten
Einwendungen abgewehrt werden
kann, allerdings ein oder zwei der geltend gemachten
Rügen durchdringen. Das gilt insbesondere im
Hinblick auf die äußerst scharfen Rechtsfolgen sog.
„absoluter Verfahrensrechte“ (vgl. § 4 UmwRG), da
diese – unbeschadet materieller Fragestellungen –
zur Rechtswidrigkeit und Nichtvollziehbarkeit
einer Genehmigung führen können, selbst wenn in
der Sache am Klagevorbringen nichts dran sein sollte;
der dann notwendige Heilungsbedarf kann zu
erheblichen Verzögerungen führen. Langwierigkeit
und Komplexität gerichtlicher Streitverfahren treffen
indessen auch den Kläger; durch die Möglichkeit
der Fehlerheilung kann er Projekte zwar aufhalten,
aber nur äußerst selten ganz verhindern. Im
Rahmen eines verwaltungsgerichtlichen
Klageverfahrens ist
er zudem auf bestimmte Rügen
beschränkt und muss in seinem
Vortrag anspruchsvollen Darlegungsanforderungen
genügen (vgl. § 6 UmwRG,
§ 67 Abs. 4 VwGO). Im Rahmen einer Mediation besteht
für ihn demgegenüber die Chance, das enge
Korsett des Verwaltungsprozessrechts zu verlassen
und Lösungsinhalte zu vereinbaren, die mit einer
streitgegenständlich begrenzten Klage nicht zu erreichen
wären.
Eine Mediation im verwaltungsgerichtlichen
Verfahren findet vor speziell ausgebildeten Richterinnen
und Richtern der Verwaltungsgerichtsbarkeit
statt. Sie sind ausdrücklich nicht demjenigen
Fachsenat zugeordnet, der nach der Geschäftsverteilung
über die Klage entscheiden würde. Die
Mediationsrichter sind deshalb keine Experten im
Zentral ist die Schaffung einer
Atmosphäre, in der alle Parteien zu
wechselseitigem Vertrauen finden.
Atomrecht – und sollen dies auch nicht sein. Denn
es geht gerade nicht um die richterliche Entscheidung
atomrechtlicher Sachverhalte oder Rechtsprobleme;
maßgeblich ist vielmehr, dass die Parteien
selbst eine einvernehmliche und eigenverantwortliche
Lösung erarbeiten. Die Richter sind
deshalb eher „Geburtshelfer“, Vermittler (Mediation,
lat. Vermittlung); sie unterstützen die
Parteien, ihre „wahren“, sowohl hinter dem Klagebegehren
als auch der schlichten Projektrealisierung
liegenden Interessen zu definieren und in
einer gemeinsamen Verständigung zusammenzuführen.
Insofern geht es in erster Linie um Interessen-,
nicht um Rechtswahrung. Deshalb ist der
richterliche Vorsitz auch keine klassische Verhandlungsführung,
sondern Rahmensetzung für die
Erarbeitung einer von beiden Seiten getragenen
Vereinbarung; dementsprechend tagt das Gericht
nicht in voller Besetzung, vielmehr wird in aller
Regel nur ein Richter tätig.
Zentral ist die Schaffung einer Atmosphäre, in der
alle Parteien – neben den Klägern und der beklagten
Behörde auch das beigeladene Unternehmen als
Genehmigungsinhaber – zu
wechselseitigem Vertrauen finden.
Das kann durchaus eine gewisse
Zeit in Anspruch nehmen,
weil sich die privaten Kläger
(häufig Anwohner oder benachbarte Landwirte)
intensiver in das Mediationsverfahren einbrin gen
können und sollen als dies in einem rechtlich strukturierten
Klageverfahren mit stärkerer anwaltlicher
Vertretung der Fall ist. Als vertrauensbildende
Maßnahme trägt zunächst die gegenseitige Vorstellung
bei. Anders als in einer normalen mündlichen
Gerichtsverhandlung sind die Beteiligten dabei
nicht als Parteien in einer spezifischen Rolle anwesend,
sondern lediglich als normale Teilnehmer;
auch beteiligte Rechtsanwälte sind nicht als solche
aktiv, tragen insbesondere keine Robe.
Von besonderer Bedeutung ist es, dass zu Beginn
einer Mediation die wechselseitigen Interessen und
Spotlight on Nuclear Law
Gerichtliche Mediation im Atomrecht – ein Erfahrungsbericht ı Herbert Posser

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Erwartungshaltungen ausdrücklich geäußert und
je eigen definiert werden. Da die Beteiligten selbst
eine Lösung erarbeiten müssen, ist die thematische
Herausarbeitung dessen, was sie eigentlich erreichen
wollen, für den Erfolg einer Mediation
entscheidend. Da die Interessen über dasjenige
hinausgehen können, was unter rechtlichen
Gesichtspunkten Klagevortrag sein darf, kann es
allerdings auch zu nicht erfüllbaren Wünschen und
Erwartungen kommen. So kann eine inhaltliche
Forderung darauf hinauslaufen, dass sie – etwa
wenn es um (gesetzlich oder verordnungsrechtlich
geregelte) Bundesthemen geht, aber eine Landesbehörde
Teilnehmerin ist – von vornherein
unerfüllbar bleiben muss. Denn selbstverständlich
können die Beteiligten nichts zusagen, was letztlich
außerhalb ihrer Einflusssphäre und Kompetenzen
bleibt. Dennoch ist es wichtig herauszufinden,
worum es den Beteiligten letztlich geht,
welche rote Linien bestehen oder wo – auch über
das unmittelbare Prozessthema hinausgehend –
Möglichkeiten für eine Einigung liegen. Für
manche Kläger war es von besonderer Bedeutung,
Regelungen und Mechanismen zu etablieren, bei
denen sie sich – unbeschadet der rechtlichen Validität
ihrer Punkte – in ihren Anliegen ernstgenommen
fühlen und mit Behörde wie Genehmigungsinhaber
auf Augenhöhe diskutieren konnten;
insofern ging es um Gehörtwerden – nicht zwingend
um rechtliches Gehör. Häufig liegen die
Ergebnisse deshalb weniger in harten Fakten (z. B.
in Grenzwertreduzierungen oder sonstigen materiellen
Zusagen) als in prozeduraler Hinsicht, etwa
bei der Verabredung bestimmter Kooperationsund
Kommunikationsformate. Das Herausarbeiten
dessen, worum es den Klägern „eigentlich“ ging,
war deshalb für erfolgreiche Lösungsansätze
jeweils zentral.
Mediationsgespräche dauern häufig länger als eine
mündliche Verhandlung, wo das Gericht frühzeitig
eine erste rechtliche Einschätzung äußert und sich
danach das weitere Prozedere richtet; offenere
Formate können dagegen genutzt werden, um „das
zu sagen, was man immer schon einmal sagen
wollte“. Das kann zuweilen ermüdend sein, hilft
aber für die Herausarbeitung dessen, was als definiertes
Interesse dann einer konkreten Lösung
zugeführt werden kann. Insgesamt sind Mediationen
aber kürzer als Klageverfahren, bedenkt
man, wie lange es gegenwärtig dauert, bis nach
Wechseln umfangreicher Schriftsätze überhaupt
terminiert wird.
Typischerweise wird das Mediationsergebnis in
einer verbindlichen Abschlussvereinbarung festgehalten
und führt dazu, dass das anhängige gerichtliche
Verfahren ohne Urteil zu beenden ist. Eine
Vereinbarung über die Kostentragung ist ebenso
zweckmäßig wie eine Sprachregelung zur Kommunikation
der Ergebnisse nach außen. Zudem
können Regelungen über zukünftiges Verhalten
und Abstimmungsprozeduren Vereinbarungsinhalte
sein.
Aus der Erfahrung mit mehreren Mediationsverfahren
ist festzuhalten, dass sie eine echte Alternative
zur Klage sein können, weil für beide Seiten
unter Umständen eine bessere Gesamtlösung zu
erzielen ist als die „Alles-oder-nichts“-Entscheidung
eines gerichtlichen Urteils.
Autor
Prof. Dr. Herbert Posser
Rechtsanwalt und Fachanwalt für Verwaltungsrecht ,
Posser Spieth Wolfers & Partners, Düsseldorf
SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 45
Ein großer Vorteil der Mediation besteht in der
übergreifenderen Befriedungsfunktion, die Klageverfahren
– je nach konkretem Streitgegenstand
und inhaltlichem Vortrag – so nicht haben. Sie
kann insoweit breitere Wirkung entfalten und ein
dauerhaft besseres Miteinander zwischen den
Beteiligten erreichen, das sich auch für zukünftige
Themen und Auseinandersetzungen als belastbar
erweisen kann. Denn das als Grundlage jeder
erfolgreichen Mediation notwendige Vertrauensverhältnis
kann über den konkreten Anlassgegenstand
hinaus Bestand haben. Da die Lösung nicht
durch einen gerichtlichen Entscheidungsspruch,
sondern durch eine einvernehmliche, eigenständig
erarbeitete Einigung der Beteiligten selbst herbeigeführt
wird, gibt es in der Regel nicht Sieger und
Verlierer, sondern eine „Win-Win-Situation“.
herbert.posser@pswp.de
Prof. Dr. Herbert Posser, geboren 1962 in Essen, studierte in Münster und
Göttingen Rechts- und Staatswissenschaften. Er promovierte bei Prof. Dr. Friedrich
Schoch über ein verfassungsprozessuales Thema. Zudem war er vier Jahre
als wissenschaftlicher Mitarbeiter am Lehrstuhl für Öffentliches Wirtschaftsrecht
bei Prof. Dr. Ehlers. Seit 1993 ist er Rechtsanwalt, zunächst in einer internationalen
Wirtschaftskanzlei, sodann in einer auf das Öffentliche Recht spezialisierten
Sozietät. Er ist Fachanwalt für Verwaltungsrecht und Mitglied im Umweltausschuss
des DAV. Der Schwerpunkt seiner anwaltlichen Tätigkeit liegt im deutschen
und europäischen Umwelt- und Energierecht sowie im Bau- und Planungsrecht;
ein besonderer Fokus besteht in der öffentlich-rechtlichen Begleitung von
Infrastrukturprojekten und der Strukturierung komplexer Genehmigungsverfahren,
die eng mit politischen und gesellschaftlichen Fragestellungen verknüpft
sind, einschließlich der Prozessvertretung vor deutschen und europäischen
Gerichten aller Instanzen. Neben seiner anwaltlichen Tätigkeit ist er Herausgeber
und Autor verschiedener Publikationen, etwa des BeckOK VwGO (Posser/Wolff)
oder des Praxishandbuchs Netzausbau und Netzplanung (Posser/Faßbender)
sowie zahlreicher Kommentierungen zu umwelt- und energierechtlichen
Vorschriften (etwa zum KSG, EnWG, EEG, Immissionsschutz-, Wasser-, Bodenschutz-
und Atomrecht). An der Heinrich-Heine-Universität Düsseldorf hält er seit
vielen Jahren die Grundlagenvorlesung zum Umweltrecht.
Spotlight on Nuclear Law
Gerichtliche Mediation im Atomrecht – ein Erfahrungsbericht ı Herbert Posser

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
46
KTG-FACHINFO
KTG-Fachinfo 25/2022 vom 17.10.2022:
Fortsetzung folgt: Kanzlerentscheid
zu Weiterbetrieb für drei Kernkraftwerke
– FDP hält Betrieb im Winter
2023/24 offen
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
Über die Nachrichtenagentur Reuters ist ein Schreiben von
Bundeskanzler Scholz an Wirtschaftsminister Habeck,
Umweltministerin Lemke und Finanzminister Lindner
bekannt geworden, in dem Scholz die zuständigen Minister
anweist, eine Regelung vorzulegen, die den Weiterbetrieb
der drei noch laufenden Kernkraftwerke nach dem 31.
Dezember 2022 aber längstens bis zum 15. April 2023
ermöglicht. Über die beabsichtigte Regelung ist nichts
genaues bekannt, allerdings wurde am 27. September 2022
eine Eckpunktevereinbarung (siehe KTG-Fachinfo Nr. 23)
zum möglichen Weiterbetrieb der Kernkraftwerke Isar 2
(KKI 2) und Neckarwestheim 2 (GKN 2) in einer Einsatzreserve
mit den jeweiligen Betreibern vorgestellt.
Winter 2023/24 zu nutzen, wie dies unter anderem die
FDP seit mehreren Monaten fordert. Gespräche zur Auflösung
dieses Dissens am Sonntag und am Montag blieben
zumindest nach außen hin ergebnislos. Wie die FAZ
berichtet, hat Christian Lindner die Entscheidung von
Bundeskanzler Scholz nun gleichwohl begrüßt, zugleich
aber darauf hingewiesen, dass man auch für den Winter
2023/24 gemeinsame Lösungen finden werde. Zahlreiche
Stimmen hatten sich in den vergangenen Wochen dahin
gehend geäußert, dass die Energiesituation im Winter
2023/24 mindestens ebenso angespannt werden wird wie
im kommenden Winter oder sogar noch herausfordernder.
Zuletzt hatte sich die IWF-Vizedirektorin Gita Gopinath
speziell mit Bezug auf Deutschland so geäußert. Am Mittwoch
vergangener Woche forderte die internationale
Klimaaktivistin Greta Thunberg in einem Interview mit
Sandra Maischberger Deutschland auf, in der Energiekrise
besser seine laufenden Kernkraftwerke länger zu nutzen
als verstärkt auf Kohle zu setzen. Der Bundeskanzler fordert
in dem heutigen Brief auch, dass die Vereinbarung
mit RWE zur vorgezogenen Beendigung der Kohleverstromung
im rheinischen Revier bis 2030 bei gleichzeitig
verlängertem Betrieb von zwei Braunkohlekraftwerken bis
31. März 2024 gesetzgeberisch umgesetzt wird.
Die Eckpunktevereinbarung sieht folgendes vor:
a KKI 2 soll im Fall des Abrufes der Einsatzreserve im
Streckbetrieb bis zur Erschöpfung des Kerns (55 Prozent
der Nennleistung) betrieben werden;
a ·Entscheidung über Einsatzreserve für KKI 2 und GKN 2
Anfang Dezember;
a GKN 2 soll am 31.12. abgefahren werden und im Fall
des Abrufes Anfang Dezember seinen Kern mit
vorhandenen Brennelementen aus dem BE-Lagerbecken
auffrischen
a Hinsichtlich GKN 2 wird Anfang Januar noch einmal
entschieden, ob die Anlage mit dem aufgefrischten Kern
in den Streckbetrieb bis maximal 15. April 2023 oder in
eine Reserverolle übergeht;
a Hinsichtlich des Kernkraftwerks Emsland, dessen
Einbeziehung in die Einsatzreserve bislang nicht
vorgesehen war, ist noch keine entsprechende Information
verfügbar.
Zuvor hatte am Freitagabend die Bundesdelegiertenkonferenz
von Bündnis90/Die Grünen dem Vorschlag von
Bundeswirtschaftsminister Habeck gemäß der o.g. Eckpunkte
für die zwei süddeutschen Kernkraftwerke
zugestimmt und zugleich kategorisch jede Zustimmung
zur Beschaffung neuer Brennelemente ausgeschlossen.
Diese wäre erforderlich, um die Kernkraftwerke auch im
Der bayerische Ministerpräsident Söder kritisierte die Entscheidung
des Bundeskanzlers als unzureichend und
erklärte, dass damit nur der Streit in der Koalition, nicht
aber die Probleme der Stromversorgung gelöst würden. Er
warnte, dass die Gefahr eines Blackout bestehen bleibe.
RWE erklärte, dass man die Entscheidung der Bundesregierung
in der Energiekrise nachvollziehen könne und
diese akzeptiere. Das Unternehmen werde nun alle
erforderlichen Maßnahmen ergreifen, einen Weiterbetrieb
des Kernkraftwerks Emsland bis zum 15. April 2023 zu
ermöglichen.
Somit deutet sich an, dass zunächst eine Regelung ähnlich
der so genannten Einsatzreserve in ihrer zweiten Fassung
von Ende September, aber für drei statt zwei Kernkraftwerke
im Sinne eines Minimalzugeständis an die FDP
umgesetzt wird. Die Idee eines Notfallbetriebes statt einer
Betriebsverlängerung mit den vorhandenen Brennelementen
war entstanden, nachdem die grüne Bundestagsfraktion
signalisiert hatte, einen Streckbetrieb als solchen
nicht mitzutragen. Da die Bundesregierung den
Winter nicht ab Frühjahr 2023 abschaffen kann, das Problem
der extremen Strompreise mit der Einsatzreserve nicht
angegangen wird und das Jahr 2023 in Bezug auf die Gasbeschaffung
schwieriger wird als 2022, da voraussichtlich
die russischen Lieferungen durchgängig fehlen werden, ist
zu erwarten, dass auch die heute bekannt gewordene Entscheidung
des Bundeskanzlers noch kein Ende der Diskussion
über die Kernkraftwerke bringen wird.
Ihre KTG-Geschäftsstelle
Nicolas Wendler
KTG-Fachinfo

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
KTG-Fachinfo 24/2022 vom 30.09.2022:
Gesetzentwurf zur
Genehmigungsbeschleunigung
für neue Kernkraftwerke
in Frankreich
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
Die französische Regierung stellte am Dienstag, 27. September
einen Gesetzentwurf vor, mit dem die Verfahren
zur Errichtung neuer Kernkraftwerke vereinfacht und
beschleunigt werden sollen, wie u. a. der Fernsehsender
TF1 online berichtete. Tags zuvor war ein ähnlicher Vorschlag
mit Bezug auf erneuerbare Energien gemacht worden.
Ziel ist es, mit dem Bau des ersten EPR2-Reaktors vor
Ende der Legislaturperiode 2027 zu beginnen und den
kommerziellen Betrieb der ersten Anlagen 2035/36 zu
erreichen.
werden und positive Effekte für die Stromkunden erzielt
werden sollen. Der Entwurf ist dem Nationalen Rat für die
ökologische Wende aus Gewerkschaften, Arbeitgebern,
NGOs und Gebietskörperschaften übermittelt worden und
soll Mitte Oktober dem Ministerrat vorgelegt werden, mit
dem Ziel eines Parlamentsbeschlusses bis Mitte 2023.
Die französische Regierung ergreift mit diesem Gesetzentwurf
nun konkrete Schritte, um den bereits vor dem
Ukraine-Krieg angekündigten Ausbau der Kernenergie
umzusetzen. Diese erste Tranche von sechs der insgesamt
14 geplanten Reaktoren ist mit 46 Milliarden Euro budgetiert.
Ob das Programm noch weiter aufgestockt oder um
kleine modulare Reaktoren ergänzt wird, muss die Zukunft
zeigen. Das aktuelle politische Ziel von 50 Prozent Kernenergie
im Strommix in 2035 (heute 70 Prozent) würde laut
der französischen Wikipedia für 2050 auch mit Laufzeitverlängerungen
der bestehenden Anlagen und den 14 Neubauanlagen
nicht erreicht werden.
Ihre KTG-Geschäftsstelle
Nicolas Wendler
47
KTG-FACHINFO
In Umsetzung des von Präsident Macron im Februar
angekündigten Bauprogramms sollen sechs Anlagen als
Doppelblockanlagen an drei Standorten errichtet werden.
Zwei der Standorte werden schon angekündigt, Penly und
Gravelines, die beide an der Kanalküste liegen. Der dritte
Standort werde aus Gründen des Netzgleichgewichts vermutlich
im Rhône-Tal liegen. Auch hier sollen die neuen
Anlagen an oder nahe einem bestehenden Standort
errichtet werden, da dort bereits Infrastruktur vorhanden
sei und darüber hinaus in den siebziger und achtziger Jahren
häufig noch Raum für mögliche Erweiterungen gelassen
worden sei.
Neben dieser Vorgehensweise, die die Errichtung bereits
vereinfacht und beschleunigt, sollen die Er rich tungsgenehmigungen
so gestaltet werden, dass sie alle notwendigen
Verwaltungsentscheidungen bündeln, einschließlich
kommunaler Genehmigungen, deren Tatbestände
ebenfalls durch die staatlichen Behörden geprüft
würden. Zugleich sollen schon parallel zum Genehmigungsverfahren
vorbereitende Arbeiten ermöglicht werden. Die
Projekte hätten einen zwingenden Grund von großem
öffentlichen Interesse und könnten deshalb Ausnahmetatbestände
im Hinblick auf den Artenschutz geltend machen.
Das Ministerium für Energiewende stellte dennoch klar,
dass dem Artenschutz Rechnung getragen werden solle
und die Belange der kerntechnischen Sicherheit und deren
unabhängige Bewertung durch die Aufsichtsbehörde ASN
entsprechend internationaler Praxis von der Planungsbeschleunigung
nicht berührt würden.
Mit dem Vorhaben sollen wirtschaftliche und ökologische
Vorteile erreicht werden, indem mit einer der CO2-ärmsten
Technologien der Erderwärmung entgegen getreten
KTG-Fachinfo 23/2022 vom 23.09.2022:
Einigung über einen möglichen
Weiterbetrieb von KKI 2 und GKN 2 –
Unsicherheit über Einsatzreserve
bleibt
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
PreussenElektra und EnBW haben eine Einigung mit dem
Bundeswirtschaftsministerium über Modalitäten eines
möglichen Weiterbetriebs der Kernkraftwerke Isar 2 (KKI 2)
und Neckarwestheim 2 (GKN 2) bis längstens zum 15. April
2023 erzielt und sich damit bereit erklärt, die so genannte
Einsatzreserve zu unterstützen. Der Vorsitzender der
Geschäftsführung von PreussenElektra, Dr. Guido Knott,
begrüßte die erzielte Einigung im Grundsatz, bedauerte
aber, dass es noch keine endgültige Klarheit über den
Weiterbetrieb von Isar 2 gibt. Er stellte fest, dass die Vorbereitungen
für den Weiterbetrieb einen erheblichen
zusätzlichen Einsatz der KKI-Kraftwerksmannschaft
erfordern und wünschte eine zeitnahe Entscheidung.
Bundeswirtschaftsminister Habeck hat die Eckpunkte der
Einigung in einem Pressestatement bekannt gegeben. Es
wird dabei vorgesehen, dass das Kernkraftwerk Isar 2 zur
Revision des Druckhalterventils im Oktober abgefahren
wird und dann bis zum Jahresende im geplanten Leistungsbetrieb
sowie zusätzlich im Anforderungsfall der Einsatzreserve
bis zur Erschöpfung des Brennstoffinventars im
Streckbetrieb weiter betrieben wird. Dabei würde die
Anlagenleistung von 95 auf 55 Prozent der Nennleistung
absinken und rund 2 TWh Strom erzeugt. Von der
KTG-Fachinfo

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
48
KTG-FACHINFO
Möglichkeit einer Revision zur Auffrischung des Kerns um
einen Betrieb bis zum 15. April zu ermöglichen, soll wegen
deren Dauer (vier bis sechs Wochen) kein Gebrauch
gemacht werden. Die Entscheidung über den Abruf von Isar
2 für die Einsatzreserve soll endgültig Anfang Dezember
fallen.
Im Fall des Kernkraftwerks Neckarwestheim 2, das bereits
vor Jahresende in den Streckbetrieb gehen wird, soll eine
Auffrischung des Kerns mit Brennelementen aus dem
Abklingbecken Anfang des Jahres 2023 erfolgen. Eine vollständige
Revision ist dafür nicht erforderlich, da im laufenden
Jahr bei der Anlage bereits eine Revision ohne Brennelementwechsel
durchgeführt wurde. Die Anlage würde
danach bis zum 15. April 2023 betrieben. Die Leistung
würde dabei von 70 bis 55 Prozent der Nennleistung sinken,
es würden ca. 1,7 TWh Strom erzeugt. Eine Entscheidung
soll Anfang Dezember getroffen werden, soll aber Anfang
Januar noch einmal überprüft werden.
Angebots- und Preiseffekt einer umfangreicheren Nutzung
von Kernkraftwerken war nicht Gegenstand der
Erörterungen von Minister Habeck bei seinem Pressestatement.
KTG-Fachinfo 22/2022 vom 23.09.2022:
Ihre KTG-Geschäftsstelle
Nicolas Wendler
September-Rückblick mit Atomstrom-
Angebot-Ukraine, Wiederbetrieb
Frankreich, CDU/CSU Gesetzentwurf
Weiterbetrieb, Beschluss CSU-
Klausurtagung
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
wir berichten Ihnen heute jeweils kurz über einige aktuelle
Themen rund um die Kernenergie:.
Um die Einsatzreserve rechtlich zu ermöglichen, sollen das
Atomgesetz und das Energiewirtschaftsgesetz geändert
werden. Das Bundeskabinett soll den Gesetzentwurf zur
Umsetzung der heute vorgestellten „Eckpunkte AKW-Einsatzreserve“
am 5. Oktober 2022 beschließen, der Bundestag
bis Ende Oktober. Die Betreiber leiten alle erforderlichen
Maßnahmen zur Ermöglichung der Einsatzreserve in
die Wege, auch wenn eine Entscheidung über deren Nutzung
erst im Dezember fallen wird. Eine kostenseitige
Abrechnung des Aufwands für die Einsatzreserve soll bis
Ende April erfolgen. Dabei würden die Kosten einer nicht
abgerufenen Einsatzreserve erstattet sowie mögliche Verluste
aus dem Betrieb in Einsatzreserve. Im Fall eines
Abrufes wären die Strommarkterlöse Gegenstand der allgemeinen
Regelungen für inframarginale Erzeuger hinsichtlich
einer Abschöpfung von Übergewinnen. Mit den
Betreibern soll ein öffentlich-rechtlicher Vertrag
geschlossen werden.
Ukraine bietet Deutschland Strom aus Kernenergie an
Anfang September machte der ukrainische Minister präsident
Denys Schmyhal vor seinem Besuch Deutschland das
Angebot, mit der Lieferung von Atomstrom zur
Unabhängigkeit Deutschlands von russischen Energieexporten
beizutragen. Wörtlich sagte er: „Derzeit exportiert
die Ukraine ihren Strom nach Moldau, nach Rumänien, in
die Slowakei und nach Polen. Aber wir sind durchaus bereit,
unsere Exporte auf Deutschland zu erweitern. Wir haben
eine ausreichende Menge an Strom in der Ukraine dank
unserer Kernkraftwerke. Bei meinem Besuch in Berlin und
dann auch in Brüssel werde ich das ansprechen.“ Seit März
ist die Ukraine an den europäischen Stromverbund
angeschlossen und exportiert täglich zwischen 400 und
700 Megawattstunden Strom in die Europäische Union und
nach Moldau. Die Ukraine produzierte 2021 55 Prozent
ihres Stroms mit Kernenergie. Über eine Reaktion auf das
Angebot seitens der Bundesregierung ist nichts bekannt.
Minister Habeck hat bei seiner Vorstellung der Eckpunkte
stark auf die Verfügbarkeit französischer Kernkraftwerke
abgestellt, die möglicherweise ungünstiger ausfällt, als
frühere Prognosen nahelegten und deshalb in den Bereich
der ungünstigsten Annahmen im Stresstest gelangen
könnte. Die Erfahrung zeige auch, so Habeck weiter, dass
die Prognosen bisweilen zu optimistisch gewesen wären.
Die Verfügbarkeit der Anlagen würde darüber hinaus
gemäß der Planungen nach einem Höhepunkt Ende
Dezember bereits Ende Januar wieder sinken.
Eine längere Nutzung von Kernkraftwerken in Verbindung
mit frischem Kernbrennstoff ist in der Einigung nicht vorgesehen,
obgleich die Bundesregierung inzwischen davon
ausgeht, dass auch im übernächsten Winter 2023/24 noch
eine kritische Versorgungslage zu erwarten ist. Auch der
Französische Kernkraftwerke gehen wieder ans Netz
Anfang September haben 31 von 56 Kernkraftwerken in
Frankreich keinen Strom geliefert, aktuell sind es 28. Bis
Weihnachten sollen aber weitere 23 Anlagen wieder Strom
erzeugen. Wie u. a. die F.A.Z. berichtete, teilte die Energieministerin
Agnès Pannier-Runnacher bei einer Krisensitzung
mit Präsident Macron mit, dass sich EDF verpflichtet habe,
bis zum Winter alle Anlagen wieder in Betrieb zu nehmen.
Im Januar sollen weitere drei Anlagen wieder ans Netz
gehen, darunter am Standort Civaux, wo der Spannungsrisskorrosionsbefund
in Leitungen des Notspeisesystems zuerst
entdeckt worden ist. Bei den Anlagen, die kürzlich bzw. zur
Zeit wieder angefahren werden, ist es zu kleineren Verzerungen
gegenüber der ursprünglichen Terminplanung
gekommen.
KTG-Fachinfo

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Gesetzentwurf der CDU/CSU-Bundestagsfraktion zum
Weiterbetrieb von Kernkraftwerken
Am 22. September wurde im Plenum des Deutschen Bundestages
in erster Lesung ein Gesetzentwurf der CDU/CSU-
Bundestagsfraktion debattiert, mit dem ein Weiterbetrieb
der drei noch in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke Isar 2,
Neckarwestheim 2 und Emsland bis mindestens zum
31.12.2024 ermöglicht würde. Darüber hinaus soll die
Bundesregierung ermächtigt werden, einen öffentlichrechtlichen
Vertrag mit den Eigentümern/Genehmigungsinhabern
abzuschließen, in dem die Rahmenbedingungen
für den Weiterbetrieb geregelt werden sollen. Die Bundesregierung
soll bis zum 31. August 2024 einen Bericht darüber
vorlegen, ob mit Blick auf die Energieversorgung, das
Strompreisniveau und den Klimaschutz ein Betrieb über den
31.12.2024 hinaus erforderlich ist. Der Bundestag soll darüber
bis zum 30. September 2024 entscheiden. Die Betreiber
werden nach dem Gesetzentwurf im Fall des Leistungsbetriebs
über den 31.12.2022 hinaus verpflichtet, die Ergebnisse
einer Periodischen Sicherheitsüberprüfung bis zum
31.12.2023 vorzulegen.
Wie die F.A.Z. berichtet, betonte der CDU-Abgeordnete
Steffen Bilger in der Debatte, dass man keinen Ausstieg vom
Ausstieg wolle, aber in der gegenwärtig prekären Lage alle
ver fügbaren Energieformen nutzen müsse. Bundesumweltministerin
Steffi Lemke entgegnete, dass der Atomausstieg
stehe, die Fraktionen von SPD und Bdnis90/Die Grünen
lehnten den Vorstoß der Union ab. Die FDP stellte fest, dass
es zu diesem Thema keine einheitliche Meinung in der Koalition
gebe. Der Gesetzentwurf wurde zur weiteren Beratung
in die Ausschüsse verwiesen.
Beschluss auf der CSU-Klausurtagung zur Energiepolitik
Bei ihrer Klausurtagung in Kloster Banz vom 20. bis 22. September
2022 hat die CSU-Landtagsfraktion unter anderem
den energiepolitischen Beschluss „Energiekrise: Bürger und
Betriebe entlasten, Versorgung sicherstellen“ gefasst. Zur
Kernenergie wird darin von der Bundesregierung gefordert,
„ein klares und eindeutiges Bekenntnis für eine Laufzeitverlängerung
aller drei aktiven Kernkraftwerke mindestens bis
2024“ abzugeben. Die CSU-Landtagsfraktion bewertet den
Vorschlag des Bundeswirtschaftsministers, trotz der hohen
Strompreise und der durch den Stresstest der Übertragungsnetzbetreiber
aufgezeigten Gefahr, dass es bei Spitzenbelastungen
im Winter zur Lastunterdeckung und damit zu
Stromausfällen kommen kann, nur einen optionalen
Reservebetrieb von zwei Kernkraftwerken vorzusehen, als
energie- und wirtschaftspolitisch fatal und unverantwortlich.
Soweit der aktuelle Rückblick auf einige Themen der Kernenergie
im September 2022.
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Nicolas Wendler
KTG-Fachinfo 21/2022 vom 13.09.2022:
Standortvorschlag der NAGRA
für ein Endlager in der Schweiz
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
wir berichten Ihnen heute über die aktuelle Standortauswahl
der NAGRA für ein Endlager für radioaktive Stoffe in
der Schweiz und die ersten Reaktionen darauf in Deutschland.
Zusammenfassung:
In der Schweiz hat es einen historischen Meilenstein beim
Auswahlprozess für ein Endlager für radioaktive Abfälle
gegeben. Wie bereits am Wochenende gemeldet und von
der Nationalen Genossenschaft für die Lagerung radioaktiver
Abfälle (Nagra) gestern offiziell mitgeteilt, wurde
aus den drei im Sachplanverfahren geologische Tiefenlagerung
in Phase drei verbliebenen Standorten nun der
Standort „Nördlich Lägern“ ausgewählt. Dieser Standort
befindet sich in unmittelbarer Nähe zur deutschen Grenze.
Wie nicht anders erwartet, wurden von deutscher lokaler
Seite neben einer grundsätzlichen Kritik zur Standortfindung
sofort ernsthafte Bedenken gegen das Vorhaben
geäußert, so etwa in Sachen Grundwasserschutz in Verbindung
mit gedachten Unfallszenarien betreffend
Nukleartransporte. Auch „Ausgleichszahlungen“ wurden
be reits heute von der Bundesregierung gefordert.
Im Einzelnen:
Der in der Nordschweiz südlich des Hochrheins und in
unmittelbarer Nähe zur deutschen Gemeinde Hohentengen
gelegene Standort wurde aus geologischen Gründen
gegenüber den Standortgebieten Zürich Nord-Ost und
Jura Ost ausgewählt. Die dortige Opalinustonschicht, auf
die sich das Schweizer Standortauswahlverfahren konzentriert
hat, ist im Bereich Nördlich Lägern tiefer, mächtiger
und von größerer Festigkeit als an den anderen zuletzt
betrachteten Standorten. In 2015 wurde beim Übergang
von Phase zwei des Sachplanverfahrens auf Phase drei von
der Nagra noch vorgeschlagen, den Standort Nördlich
Lägern wie die Standorte Südranden, Jura-Südfuss und
Wellenberg zurück zu stellen. Im Fall Nördlich Lägern
wurde dies mit dem Platzangebot und Unsicherheiten bzgl.
der Tiefenlage begründet. Die zuständige Aufsichtsbehörde,
das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat
(ENSI) folgte Ende 2016 dieser Einschätzung aber
nicht, da im Verfahren nicht Standorte wegen ggf.
bestehenden Erkenntnisdefiziten ausgeschlossen werden
sollten. Daher blieb Nördlich Lägern im Auswahlverfahren.
Die folgende (obertägige) geologische Erkundung hat die
Einschätzung des ENSI dann bestätigt, so dass dieser Standort
nun als am sichersten eingestuft und von der Nagra
vorgeschlagen wird.
49
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KTG-Fachinfo

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
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KTG-FACHINFO
Das aktuelle Auswahlverfahren startete 2008 mit einem
partizipativen Prozess unter frühzeitiger Einbindung der
Bevölkerung in den im Verfahren betrachteten Regionen.
Dieses Verfahren war eine Konsequenz des Scheiterns einer
früheren Standortauswahl, dem Tonmergel-Standort
Wellenberg, gegen den sich das Kanton Nidwalden in insgesamt
acht Volksentscheiden zur Wehr gesetzt hat. Das
zweite Auswahlverfahren sieht keine regionale Vetomöglichkeit
mehr vor. Ihren Anfang nahm die Arbeit an der
nuklearen Entsorgung in der Schweiz mit Gründung der
Nagra 1972 und orientierte sich zunächst vor allem auf ein
Tiefenlager in Kristallingestein.
Am 123 Quadratkilometer großen Standort Nördlich Lägern
ist nun ein Kombilager vorgesehen, in dem von einem
gemeinsamen oberirdischen Zugang aus, der voraussichtlich
im Gebiet Haberstal in der Zürcher Gemeinde Stadel
gebaut werden soll, ein Bergwerksteil für schwach- und
mittelradioaktive Abfälle und ein Bergwerksteil für hochradioaktive
Abfälle und abgebrannte Brennelemente
errichtet werden soll. Der Standortvorschlag wird nun vom
ENSI geprüft und die Nagra wird bis 2024 ein Rahmenbewilligungsersuchen
erarbeiten, das sie beim ENSI einreicht. Es
wird erwartet, dass die Gesuche bis 2029 bewertet sein
werden, worauf hin der Bundesrat (Regierung) und
abschließend das Parlament entscheiden. Wie in der Schweiz
üblich, untersteht die Parlamentsentscheidung einem Referendum,
mit dem dann etwa in 2031 zu rechnen wäre. Es
wird aber nur ein Referendum des gesamten Schweizervolkes
geben, keines in den Kantonen in denen das Endlager
sich befinden soll. Der Betrieb des geologischen Tiefenlagers
wird frühestens für 2050 erwartet. Vor dem Beginn des
eigentlichen Baus ist auch noch eine vertiefte geologische
Erkundung vorgesehen.
Auf deutscher Seite steht man der Standortwahl kritisch
gegenüber wie u. a. die F.A.Z. berichtet. Mehrere Bürgermeister
in Südbaden erklärten bereits am Sonntag in einem
Brief die Besorgnis, dass bei einem Transportunfall auf dem
Weg zum Endlager die Grundwasserströme von Aare und
Rhein und damit die Trinkwasserquellen gefährdet seien.
Die Landesregierung von Baden-Württemberg mahnte den
Schutz unserer Bürgerinnen und Bürger vor radioaktiver
Strahlung und insbesondere auch den Grundwasserschutz
an. Wie Baden-Württembergs Umweltministerin Thekla
Walker (Grüne) erklärte, erwarte man bestmögliche Sicherheitseinrichtungen
und Transportkonzepte sowie eine
grenzüberschreitende Mitsprache. Der Bürgermeister von
Hohentengen möchte den Entscheidungsträgern in der
Schweiz „auf den Zahn fühlen“ und möchte Fragen zu Störfallszenarien
beantwortet wissen. Er stellt auch die Standortauswahl
in Frage und wünscht eine sehr gute Begründung,
warum ein zurückgestellter Standort plötzlich zum präferierten
Standort werde. Das Bundesministerium für Umwelt,
Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz
(BMUV) kündigt eine vertiefte Prüfung des Schweizer Vorschlags
an. Die 2006 vom BMUV gegründete Expertengruppe
Schweizer Tiefenlager (ESchT) wird nun be auf tragt,
eine Einschätzung zur Nachvollziehbarkeit des Standortvorschlags
zu erstellen und ihn zu bewerten. Übrigens gehören
der Expertengruppe geologische Tiefenlager des ENSI auch
vier Deutsche an.
Aktuell fordert sogar die deutsche Bundesregierung via
Sprecherin des Umweltministeriums schon „Ausgleichszahlungen
für die regionale Entwicklung“ von der Schweiz.
Und sogar Bundeskanzler Olaf Scholz schaltete sich bereits
in die Sache ein und sagte laut F.A.Z., die Bundesregierung
werde die Entscheidung zum Standort „mit der Schweizer
Regierung zu besprechen haben“.
Wie schon in den vergangenen Jahren wird es u. a. im Rahmen
der Deutschen Koordinationsstelle Schweizer Tiefenlager
noch einige deutsch-schweizerische Diskussionen zu
dem Thema geben. Es bleibt zu hoffen, dass diese auch im
Angesicht einer konkreten Entwicklung nachbarschaftlich
und konstruktiv verlaufen.
KTG-Fachinfo 20/2022 vom 05.09.2022:
Ihre KTG-Geschäftsstelle
Nicolas Wendler
Kein Weiterbetrieb, nur Einsatzreserve
für KKI 2 und GKN 2
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
mit der heutigen Pressekonferenz von Bundeswirtschaftsminister
Habeck mit den Geschäftsführern der vier Übertragungsnetzbetreiber,
50Hertz, Amprion, TenneT und
TransnetBW wurde auch die Schlussfolgerung der Bundesregierung
daraus im Hinblick auf die Kernkraftwerke in
Deutschland bekannt gegeben.
Zwei der drei noch betriebenen Anlagen, das Kernkraftwerk
Isar 2 (KKI 2) und Neckarwestheim 2 (GKN 2) sollen den
regulären Betrieb am 31. 12.2022 beenden und danach als
„Einsatzreserve“ verbleiben. Das Kernkraftwerk Emsland
wird am 31.12.2022 abgeschaltet, ohne dass es in eine Einsatzreserve
überführt wird, u. a. weil hier kurzfristig zusätzliche
Ölkraftwerke in Form von Kraftwerksschiffen
sogenannten „Power-Barges“ eingesetzt werden können,
so die Pressemitteilung des Bundesministerium für Wirtschaft
und Klimaschutz (BMWK).
Der Status in der Einsatzreserve soll bis zum 15. April 2023
befristet sein, eine PSÜ soll dementsprechend nicht nachgeholt
werden, sondern die Ausnahmebestimmung im AtG
soll für die Dauer der Einsatzreserve verlängert werden. Es
ist mit der Schaffung von Grundlagen für einen Betrieb der
KTG-Fachinfo

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Kernkraftwerke als Einsatzreserve keine Entscheidung über
deren tatsächlichen Einsatz getroffen. Diese soll erst
getroffen werden, wenn ein Monitoring der Bundesnetzagentur
zur Bewertung der Strommarkt- und Netzsituation
frühzeitig ungünstige Entwicklungen im Stromsystem bzgl.
Kohlevorräten, Kraftwerksverfügbarkeiten, Gasverfügbarkeit
etc. aufzeigt. Die Aktivierung der Netzreserve innerhalb
etwa einer Woche soll nach Analyse der Bundesnetzagentur
(BNetzA) und der ÜNB auf Vorschlag des BMWK durch die
BNetzA erfolgen und die Form einer Regierungsverordnung
haben, gegen die der Deutsche Bundestag Einspruch
erheben kann. Im Anschluss würden die Landesaufsichtbehörden
die Erlaubnis zu Wiederanfahren erteilen.
Es werden in diesem Verfahren u. a. die Parameter überwacht,
die in den Stresstest- Szenarien kritische Markt- und
Netzsituationen nach sich ziehen. Man könnte das so interpretieren,
dass das BMWK die Ergebnisse des Stresstests, der
sowohl Risiken für Lastunterdeckung als auch erheblichen
Redispatchbedarf aufgezeigt hat, dazu missbraucht um eine
Politik des „wasch mir den Pelz aber mach mich nicht nass“
zu verfolgen, indem man einen potentiellen Einsatz von
Kernkraftwerken zwar formell ermöglicht, aber de facto
ausschließt, denn die Bedingungen für einen Einsatz der Einsatzreserve
sind so gestaltet, dass ein kurzfristiger Einsatz in
einer akuten Notsituation ausgeschlossen ist und ein mittelfristiger
Einsatz immer „wegargumentiert“ werden kann.
Im Übrigen bewertet die Bundesregierung die Energiesituation
im Winter 2023/24 als ganz anders, insbesondere
wegen der Verfügbarkeit von LNG-Terminalschiffen. Zum
Thema Strompreis argumentierte Habeck damit, dass die
sehr hohen Preise, die in ungünstigen Versorgungsszenarien
auftreten würden, die Stromnachfrage dämpfen würden
und von daher eher nicht damit zu rechnen wäre, dass sich
die ungünstigen Szenarien aus dem Stresstest manifestieren
würden.
Man wird sehen, wie die Betreiber der betroffenen Anlagen
reagieren und wie das Konzept der Einsatzreserve in den
kommenden Wochen in Politik und Wirtschaft bewertet
werden wird.
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Nicolas Wendler
diskutiert, in Japan neue Kernkraftwerke zu errichten.
Ministerpräsident Fumio Kishida unterstützt die Pläne nicht
nur vor dem Hintergrund des Ukraine-Krieges, der auch in
Japan Energie verknappt und verteuert, sondern auch mit
Blick auf die Erreichung der japanischen Klimaziele bis 2050.
Bis Ende des Jahres soll ein konkreter Plan dafür beschlossen
werden.
In Japan hat nach dem Unfall von Fukushima die Kernenergie
stark an Rückhalt verloren und zeitweilig haben
alle ehemals 54 Kernkraftwerke des Landes keinen Strom
mehr erzeugt, da die zuständigen Behörden die
Genehmigungen zum Anfahren nach den Revisionen verweigert
haben. Es wurde ein Programm umfangreicher
Sicherheitsüberprüfungen und Nachrüstungen aufgelegt,
dass dazu geführt hat, dass nun noch 33 Reaktoren als in
Betrieb befindlich gelten. Teils wegen Verzögerungen beim
Nachrüstprogramm, teils aus rechtlichen Gründen
erzeugen aber nur 10 Anlagen tatsächlich Strom und trugen
in 2021 sieben Prozent zur japanischen Stromerzeugung
bei. Bis zum kommenden Sommer sollen weitere
sieben Reaktoren wieder ans Netz gehen..
Im Rahmen der Energie- und Klimastrategie ist bereits jetzt
ein Anteil von 20 bis 22 Prozent Stromerzeugung mit Kernenergie
bis 2030 vorgesehen. Dies würde neben weiteren
Wiederinbetriebsetzungen auch Neubauten und Laufzeitverlängerun
gen von 40 auf 60 Jahre erforderlich
machen, die ebenfalls inzwischen diskutiert werden. Nach
Berechnungen des Wirtschaftsverbandes Keidanren müssen
zur Erreichung des Ziels der Klimaneutralität im Jahr
2050 bis zum Jahr 2030 27 Kernkraftwerke in Betrieb sein,
bis 2050 dann 40 Kernkraftwerke.
Falls ein entsprechender Plan beschlossen wird, würde sich
erstmals seit 2011 eine japanische Regierung konkret zum
Neubau von Kernkraftwerken bekennen. In der Bevölkerung
wandelt sich auch im Zusammenhang mit der Russland-
Ukraine-Krise die Einstellung zugunsten der Kernenergienutzung.
So gab es vor kurzem die erste Umfrage, in der
sich die Mehrheit für eine stärkere Kernenergie-Nutzung
aussprach.
Ihre KTG-Geschäftsstelle
Nicolas Wendler
51
KTG-FACHINFO
KTG-Fachinfo 19/2022 vom 25.08.2022:
Neue Kernkraftwerke
in Japan geplant
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
wie unter anderem die FAZ berichtet, wurden am gestrigen
Mittwoch in einer Ausschusssitzung im japanischen
Ministerpräsidentenamt Pläne des Industrieministeriums
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atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 52
Vor 66 Jahren

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 53
Vor 66 Jahren

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 54
Vor 66 Jahren

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 55
Vor 66 Jahren

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
KTG INSIDE 56
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.
Herzlichen Glückwunsch!
Dezember 2022
97 Jahre | 1925 10. Dr. Arthur Pilgenröther, Kleinostheim
Januar 2023
90 Jahre | 1933 9. Prof. Dr. Hellmut Wagner, Karlsruhe
92 Jahre | 1932 3. Dipl.-Ing. Fritz Kohlhaas, Kahl/Main
94 Jahre | 1929 20. Dr. Devana Lavrencic-Cannata, Rom/IT
96 Jahre | 1927 1. Prof. Dr. Werner Oldekop, Braunschweig
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
Die KTG gratuliert ihren Mitgliedern sehr herzlich zum Geburtstag und wünscht ihnen weiterhin alles Gute!
Dezember 2022
50 Jahre | 1972
10. Gunther Deinl, Marl
65 Jahre | 1957
25. Dr. Joachim Ohnemus, Gronau
70 Jahre | 1952
27. Dr. Hubertus Flügge, Lingen/Ems
71 Jahre | 1951
1. Dipl.-Ing. Ulrich Braunroth, Talheim
72 Jahre | 1950
7. Detlef Gründler, Euskirchen
73 Jahre | 1949
9. Jochen Seidel, Hemmingen
73 Jahre | 1949
28. Fritz Grimm, Alzenau
74 Jahre | 1948
10. Dr. Jürgen Götz, Dresden
74 Jahre | 1948
19. Dipl.-Phys. Werner Kaspari, Berlin
74 Jahre | 1948
4. Dr. Alfred Sahm, Ludwigshafen
75 Jahre | 1947
8. Karl Wasinger, Mühlheim
76 Jahre | 1946
4. Dipl.-Ing. Stefan Ahner, Rodenbach
76 Jahre | 1946
8. Dr. Arno-H. Stollenwerk, Brühl
79 Jahre | 1943
7. Dipl.-Ing. Norbert Bauer, Limburgerhof
79 Jahre | 1943
8. Dr. Dieter Herrmann, Brandis
80 Jahre | 1942
8. Karl Georg Weber, Neckarwestheim
80 Jahre | 1942
6. Prof. Dr. Helmuth Böck, Wien/AT
80 Jahre | 1942
14. Günter Breiling, Weinheim
81 Jahre | 1941
13. Dipl.-Ing. Klaus-Dieter Hnilica,
Rodenbach/Hanau
82 Jahre | 1940
8. Dipl.-Ing. Wolfgang Heess, Laudenbach
82 Jahre | 1940
19. Prof. Dr. Wernt Brewitz, Braunschweig
82 Jahre | 1940
16. Dipl.-Ing. Wolfgang Breyer, Erlangen
83 Jahre | 1939
6. Dipl.-Ing. Hans-Henn. Kuchenbuch,
Laboe-Brodersdorf
83 Jahre | 1939
27. Dr. Horst Bauer, Sigless/AT
84 Jahre | 1938
1. Dr. Gert Spannagel, Linkenheim-Hochstetten
86 Jahre | 1936
17. Prof. Dr.-Ing. Rolf Theenhaus, Linnich
86 Jahre | 1936
7. Dipl.-Ing. Aurel Badics, Bad Kreuznach
88 Jahre | 1934
28. Dipl.-Phys. Bernhard Wigger, Ettlingen
89 Jahre | 1933
10. Prof. Dr. Jürgen Vollradt, Unna-Königsborn
Januar 2023
40 Jahre | 1983
21. Sebastian Hahn, Hannover
50 Jahre | 1973
24. Thomas Speckmaier, Essenbach
60 Jahre | 1963
20. Dipl.-Ing. Lutz Oelschläger, Gorleben
60 Jahre | 1963
6. Ulf Kutscher, Alzenau
71 Jahre | 1952
17. Dipl.-Ing. Hans Genthner, Nußloch
71 Jahre | 1952
1. Dr. Erwin Wehner, Hammersbach
72 Jahre | 1951
19. Dr. Angelika Seibold, Fürth
73 Jahre | 1950
15. Dipl.-Ing. Andreas Hüttmann, Oering
74 Jahre | 1949
20. Dr. Hans-Uwe Siebert, Lingen/Ems
74 Jahre | 1949
6. Dr. Wolfgang Steinwarz, Grefrath
75 Jahre | 1948
20. Dipl.-Ing. Edgar Bogusch, Fürth
77 Jahre | 1946
7. Dr. Johann Zech, München
76 Jahre | 1947
31. Dipl.-Ing. Wolfgang Hauck, Worms
81 Jahre | 1942
31. Dipl.-Phys. Werner Scholtyssek, Stutensee
82 Jahre | 1941
12. Dr. Hans-Gerb. Bogensberger, Sun City/USA
82 Jahre | 1941
15. Dipl.-Ing. Ulf Rösser, Heiligkreuzsteinach
84 Jahre | 1939
16. Dr. Wolfgang Kersting, Blieskastel
84 Jahre | 1939
13. Dr. Udo Wehmann, Hildesheim
84 Jahre | 1939
11. Dipl.-Ing. Gerwin H. Rasche, Hasloch
85 Jahre | 1938
22. Dr. Franz Müller, Erlangen
85 Jahre | 1938
12. Dipl.-Ing. Hans Dieter Adami, Rösrath
86 Jahre | 1937
9. Dipl.-Ing. Werner Rossbach,
Bergisch Gladbach
87 Jahre | 1936
5. Peter Vetterlein, Oberursel
87 Jahre | 1936
30. Dipl.-Ing. Friedrich Morgenstern, Essen
87 Jahre | 1936
30. Dipl.-Phys. Wolfgang Borkowetz, Rüsselsheim
88 Jahre | 1935
17. Dipl.-Ing. Helge Dyroff, Alzenau
87 Jahre | 1936
23. Prof. Dr. Hartmut Schmoock, Norderstedt
88 Jahre | 1935
10. Dipl.-Ing. Walter Diefenbacher, Karlsruhe
88 Jahre | 1935
24. Theodor Himmel, Bad Honnef
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atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
Nachruf
Dipl.-Ing. Karl-Josef Sauerwald
17. Juli 1928
13. Februar 2022
Die Kerntechnische Gesellschaft trauert um
Dipl.-Ing. Karl-Josef Sauerwald, eines ihrer
ältesten Mitglieder. Im Alter von fast 94
Jahren ist Karl-Josef Sauerwald nun von uns
gegangen.
Nach Abitur und Studium der Elektrotechnik
in Karlsruhe startete Karl-Josef Sauerwald
seine berufliche Laufbahn bei der Firma Siemens in
Erlangen. Mit Gründung der Siemenstochter Kraftwerk
Union (KWU) wechselte er in dieses Unternehmen, wo er
zuletzt als Generaldirektor dem obersten Führungskreis
angehörte. Als überzeugter Befürworter der
Kernenergie zur friedlichen Nutzung erlebte
er in seinen Berufsjahren die Diskussionen
um die Kernkraft und die Auseinandersetzung
mit den Kritikern dieser Technologie
hautnah mit.
Im Ruhestand widmete er sich Familie, Haus
und Garten sowie seinen Hobbies, zu denen
Angeln, Lachsfischen und Reisen gehörten.
Die Diskussion um die Kernkraft hat er auch
in dieser Zeit interessiert verfolgt. Der Kerntechnischen
Gesellschaft blieb er stets verbunden.
Im Februar dieses Jahres ist er friedlich eingeschlafen.
KTG INSIDE 57
50 Jahre (Kern-)Energiediskussion –
haben wir etwas gelernt?
Liebe Mitglieder der KTG-Sektion NORD, sehr
geehrte Damen und Herren,
hiermit möchten wir Sie einladen zum Online-Vortrag
mit dem Titel:
50 Jahre (Kern-)Energiediskussion –
haben wir etwas gelernt?
von Herrn Dipl.-Phys. Ulrich Waas
Am Dienstag, den 8. November 2022 um 17 Uhr
Inhalt: Nach der Ölpreiskrise 1973 entwickelte
sich eine gewaltige Euphorie zur Kernenergie
(fast) alle waren dafür, Regierung, Parlament,
Verbände, Kirchen. Knapp 40 Jahre später, nach
Fukushima 2011, waren (fast) alle dagegen, Regierung,
Parlament, viele Verbände, Kirchen.
p Was hat den Umschwung verursacht?
p Welche Fehler haben die Befürworter
gemacht?
p Was kann man daraus lernen?
Antworten zu diesen Fragen werden zur Diskussion
gestellt.
Referent: Herr Dipl.-Phys. Ulrich Waas war von
1975 bis 2012 bei KWU und ihren Nachfolgeunternehmen
mit den Aufgabengebieten:
p Inbetriebsetzung von Druckwasserreaktoren,
Grundsatzfragen in der Öffentlichkeits arbeit,
Sicherheitsberichte, technische Vertretung in
Verwaltungsgerichtsverfahren, Sicherheitsfragen
und deterministische Sicherheitsanalysen für
DWR.
p von 1998 bis 2012 Mitglied im Kerntechnischen
Ausschuss
p von 2005 bis 2016 Mitglied im Ausschuss
Anlagen- und Systemtechnik der Reaktor-Sicherheitskommission
p von 2010 bis 2021 Mitglied der Reaktor-Sicherheitskommission
Im Anschluss an den knapp einstündigen Vortrag
wird es ausreichend Gelegenheit für weitere
Diskussionen geben.
Interessierte KTG-Mitglieder sowie Freunde und
Bekannte sind herzlich eingeladen. Wenn Sie an
dem Vortrag teilnehmen möchten, dann senden
Sie bitte bis zum 4. November 2022 ein E-Mail an:
hans-georg.willschuetz@preussenelektra.de
Sie erhalten dann spätestens am 7. November
eine Outlook-Einladung mit Link für die
teams-Videokonferenz.
KTG Inside

atw Vol. 68 (2022) | Ausgabe 6 ı November
KTG INSIDE 58
Ein erfolgreicher Start nach
zweijähriger Zwangspause
Die Zeit der Kerntechnik in Deutschland neigt, zumindest
energetisch, Ende des Jahres dem Ende zu. Doch
der Bedarf nach qualifiziertem Nachwuchs bleibt auch
in der Zukunft bestehen. Um Industrie und Akademie
mit potentiellen Nachwuchs zu vernetzen, lud die Junge
Generation der KTG vom 29. zum 30. September zu ihrer
Nachwuchstagung nach Stuttgart an das Institut für
Kernenergetik und Energiesysteme (IKE) der Universität
Stuttgart ein. Insgesamt sind der Einladung 35 Teilnehmende
aus ganz Deutschland und aus unterschiedlichen
kerntechnischen Bereiche und Universitäten/Fachhochschulen
gefolgt.
Abschluss des Abends erfolgte im Römerhof in Stuttgart-Osterfeld,
bei dem das Networking nochmals in entspannter Atmosphäre
intensiviert wurde.
Am Freitag folgte am Morgen eine Laborführung am IKE, das
praktische Teile der durchgeführten Forschung präsentierte.
Danach folgte eine Überfahrt nach Karlsruhe zur Kerntechnische
Entsorgung Karlsruhe GmbH (KTE), in der alte Forschungs- und
Prototypreaktoren besichtigt wurden sowie eine Führung über
die Anlage. Dieser Besuch kam sehr gut bei den Teilnehmenden
an und wir bedanken uns nochmals bei der KTE GmbH für die
Kooperation.
Das Programm war in zwei Teile gegliedert: Vorträge und
Exkursionen. Die Eröffnung der Veranstaltung am Donnerstag
erfolgte durch Herrn Prof. Dr.-Ing. Starflinger, Direktor des IKE,
Nelson Rincon Soto, Vorstandsmitglied der KTG JG, und Andrea
Kozlowski, Vice-Chair der ENS-YGN. Über den Tag verteilt
wurden verschiedenste Fachbereiche der Kerntechnik angesprochen
und präsentiert. Die Keynotes behandelten die Themen
SMRs (Prof. Dr.-Ing. Starflinger), GEN IV (David Lauer, KSB) und
Fusion (Dr. Tomarchio, TUM) und stießen auf sehr großes Interesse
der Beteiligten.
Die KTG JG, aufgrund von unvorhersehbaren Ereignissen, nur
vertreten durch Nelson Rincon Soto (Universität Stuttgart) und
Andrea Kozlowski (University of Strathclyde, Glasgow), zieht
eine positive Bilanz der Tagung. Das Comeback der KTG JG ist
Nach der Mittagspause folgten Kurzvorträge die Einblicke in
die kerntechnische Industrie und auch Ratschläge an den Nachwuchs
für eine erfolgreiche Karrierelaufbahn gaben.
Zum Abschluss referierte Sebastian Hahn (KTG Mitglied,
ehemaliges KTG JG Vorstandsmitglied, PreussenElektra
GmbH, Hannover) zu den Aktivitäten der KTG JG und wurde
im Anschluss durch Andrea Kozlowski mit dem Jan Runermark
Award der ENS-YGN ausgezeichnet. Dieser Award wird
jährlich an eine Person vergeben, die durch auszeichnendes
Engagement für den kerntechnischen Nachwuchs auffällt. Der
gelungen, die unterschiedlichen Perspektiven der Kerntechnik
in Deutschland wurden beleuchtet und zeigten, dass auch nach
dem Atomausstieg der Bedarf nach qualifiziertem Personal
gegeben ist und die Branche sichere Arbeitsplätze bietet.
KTG Inside

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