atw - International Journal for Nuclear Power | 02.2023

nucmag.com
2023
2
eISSN · 2940-6668
32.50 €
The Future is Nuclear –
Ausblick auf eine
unerwartete Trendwende
Prospects for Development
of Power Generation in Europe
Seit 67 Jahren
im Dienste der Kerntechnik
How the Energy Trilemma can
provide Learning Points between
Countries – the Case for Nuclear

INFORUM SEMINARE
FOKUS: Kompaktkurs Praktischer Rückbau
Vom Aktivitätsaufbau zur Dekontamination
Zusammenfassung: Der Kompaktkurs bietet die praxisnahe Vermittlung von Fachkenntnissen über den
Aufbau und die Bildung von Aktivitätsträgern/Kontaminanten aus dem bisherigen Kraftwerks-Leistungsbetrieb
sowie über die zu deren Dekontamination etablierten und auch neueren Verfahren. Der Referent
ist Radiochemiker mit langjähriger Berufserfahrung in der Nuklearindustrie. Der Kurs schließt mit einer
Erfolgskontrolle ab.
Im Einzelnen: Beim Rückbau geht es um die Minimierung der radioaktiven Abfallmengen. Dazu müssen
die Kontaminanten entfernt werden, damit aus Rückbaustoffen möglichst dekontaminierte Wertstoffe
werden. Die zur Dekontamination etablierten Verfahren werden mit differenziertem Blick auf galvanischchemische
Prozesserfahrungen diskutiert und auch neue Laseranwendungen damit verglichen. Darüber
hinaus wird in diesem Seminar über die kausalen und zielorientiert vorgenommenen Maßnahmen während
des letzten Leistungsbetrieb-Jahrzehnts vor der Endabschaltung referiert.
Die erzielten Erfolge zur Verbesserung der Anlagenradiologie werden in einer Art roter Faden beschrieben
und belegt. Dieser Pfad führt zum Verständnis der immer aktueller werdenden Herausforderungen im
Rückbau. Er zeigt auf kurze und zielführende Lösungswege.
Der Kurs wird zur Erfolgskontrolle mit einer Multiple-Choice-Prüfung abgeschlossen, er ist wesentlich
für den Rückbau und leistet einen wichtigen Beitrag zum nuklearen Kompetenzerhalt!
Seminarinhalte:
• Woher kommt die Radioaktivität, wie liegt sie vor?
• Aufbau DWR, SWR
• Kernreaktionen, Nuklid-Freisetzung (Neutronen-Aktivierung, Spaltprodukte, Kernbrennstoffe)
• Was ist CRUD, Ag-110m, Alphas?
• Mobilisierung der Aktivität
• BE-Defekt: Erkennung, Ablauf, Kinetik Austrag, Kontamination der Anlage am Beispiel des SWR
• Maßnahmen zur Verbesserung der Kontaminationssituation bei Leistungs-/Restbetrieb
• Vorbereitungen zum Rückbau: Prinzip der Full-System-Decontamination (FSD)
• Dekont im Rückbau: Vergleich unterschiedlicher Oberflächen-Dekontaminationsverfahren
• Funktionsprinzip: Elektropolieren, Abrasion, Laser-Ablation
• Entsorgung, Arbeitsschutz, Strahlenschutz, Wirtschaftlichkeit
Buchen Sie jetzt!
Gabriele Wolf-Ganser | Geschäftsbereich Seminare
Tel.: +49 1578 3025156 | E-Mail: seminare@kernd.de
INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft mbH
Berliner Straße 88A, 13467 Berlin
Tel.: +49 30 319 88 2 99 | www.kernd.de/kernd/seminare
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Mit wirkungsvollen Methoden
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tragen zum Erfolg bei.
Termine
26. – 27. April 2023
20. – 21. September 2023
Ablauf
Tag 1: 10:00 – 17:30 Uhr
Tag 2: 08:30 – 14:30 Uhr
Ort
Berlin
(Präsenzseminar)
Teilnahmegebühr
1.400,– € zzgl. 19 % USt.
Im Preis inbegriffen sind:
• Seminarunterlagen
• Teilnahmebescheinigung
• Pausenverpflegung
inkl. Mittagessen
Referent
Dipl.-Ing. Frank Klein
Freiberuflicher und EU-zertifizierter
Sachverständiger für Chemie und Radiochemie
in Nuklear-Technik, Offingen/Donau
Änderungen und Irrtümer vorbehalten. Stand: März 2023

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Gut Ding will Weile haben –
die Kernenergie nimmt wieder Fahrt auf
3
Liebe Leserinnen und Leser,
in einem schnelllebigen Zeitalter, in der eine Krise die
nächste jagt, mit der die Öffentlichkeit sich oberflächlich
befasst, immer auf der Suche nach dem schnellen Wundermittel,
sticht die Kerntechnik mit ihrem eigenen Tempo
heraus, bei dem Sorgfalt und Gründlichkeit über Schnelligkeit
gehen. Auch im politischen Raum hat die positive
Befassung mit Kernenergie ein gemessenes Tempo, wenn
auch eher aus anderen Gründen. Hat man aber einige Jahre
Geduld, so zeigt sich, dass die Bewegung zwar langsam
ist, aber gewaltig sein kann. So zeigen ein kurzer Feature-
Artikel in dieser Ausgabe und ein Text über die französische
Kernenergiepolitik, dass sich politisch innerhalb
weniger Jahre eine regelrechte politische Zeitenwende
bezüglich der Kernenergie in Europa aufgebaut hat, die
nicht mehr die Frage der Kontinuität kerntechnischen
Know-hows, sondern die nach der Bewältigung all der
neuen Aufgaben aufwirft. Und eine Darstellung zur Weiterentwicklung
von Kernbrennstoff zeigt exemplarisch die
technisch-wissenschaftliche Sorgfalt, mit der die Kerntechnik
vorangebracht wird.
Auf einem weiteren Feld – schon seit langen Jahren in
Fachkreisen diskutiert – wird gerade die Bewegung vom
Theoretischen – der Entwicklung und Diskussion von
Konzepten – zur Praxis in Form von Genehmigungen und
Verträgen deutlich. Es handelt sich um den Bereich SMR,
die kleinen und modularen Reaktoren, die neue Märkte
und Anwendungen für die Kernenergie erschließen sollen
sowie vor allem die Einstiegshürde in die Technologie
reduzieren. Im Einklang mit den Prinzipien Sorgfalt und
Gründlichkeit wird der Anfang bei Konzepten auf Basis
konventioneller Leichtwasserreaktortechnik gemacht.
So erhielt das US-amerikanische Unternehmen NuScale
Power am 19. Januar 2023 die erste Design Certification
der US Nuclear Regulatory Commission (NRC) für kleine
modulare Reaktoren überhaupt. Es ist damit erst das insgesamt
siebte Reaktordesign, das von der NRC akzeptiert
wurde. Wermutstropfen ist, dass sich die Entscheidung
auf die 50 MWe-Konfiguration bezieht und das mittlerweile
geänderte Design mit 77 MW elektrischer Leistung
pro Modul noch bestätigt werden muss. Gleichwohl wurden
bereits im Februar und im September 2022 Verträge
mit dem polnischen Bergbau- und Metallverarbeitungsunternehmen
KGHM zur Vorbereitung für eine NuScale
VOYGR-Anlage unterzeichnet. Das europäische Pilotprojekt
von NuScale soll aber im Rahmen der Partnership for
Global Infrastructure and Investment der US-Regierung
in Kooperation mit RoPower Nuclear, einer Tochter der
Nuclearelectrica am Standort des rumänischen Kohlekraftwerks
Doicesti entstehen. Ein erster Vertrag wurde
im Dezember 2022 unterzeichnet. Das Projekt kann exemplarisch
für die Transformation zu CO 2 -armer Stromerzeugung
auf einer so genannten brown field site werden.
Der Abriss des alten Kohlekraftwerks im November
war gleichwohl für Greenpeace Anlass, mit einigen Aktivisten
gegen das Projekt des modularen Kernkraftwerks
zu demonstrieren. Dagegen hilft wohl nicht einmal die
NRC-Zertifizierung.
Auch ein weiteres SMR-Konzept hat deutliche Fortschritte
zur praktischen Umsetzung gemacht. Im Januar 2023
unterzeichneten GE Hitachi Nuclear Energy (GEH), Ontario
Power Generation (OPG), SNC-Lavalin und Aecon den
Vertrag zur Errichtung des ersten SMR in Nordamerika
vom Typ BWRX-300. Die vorbereitenden Arbeiten am für
ein Kernenergieprojekt lizenzierten Standort Darlington
haben im September 2022 begonnen, die Errichtungsgenehmigung
wurde im Oktober bei der kanadischen Aufsichtsbehörde
CNSC (Canadian Nuclear Safety Commission)
beantragt. CNSC und NRC arbeiten bei den Genehmigungsverfahren
zusammen, da auch der US-Betreiber
Tennessee Valley Authority an der Clinch River Site einen
BWRX-300 errichten will. In Europa hat im Februar 2023
das estnische Unternehmen Fermi Energia einen Vertrag
mit GE Hitachi zur Errichtung eines BWRX-300 geschlossen,
der im Jahr 2031 in Betrieb gehen soll. In Polen wurde
bereits das Genehmigungsverfahren für den Reaktortyp
begonnen, da Synthos Green Energy, eine Tochter des
polnischen Öl-, Chemie-, und Elektrizitätskonglomerats
PKN Orlen noch im Lauf der zwanziger Jahre an mehreren
Standorten solche Anlagen errichten will. Im Dezember
2022 begann GE Hitachi das Verfahren für das Generic
Design Assessment für den BWRX-300 im Vereinigten Königreich.
Das Anlagendesign beruht auf dem jüngsten Design
des Unternehmens im Bereich klassischer großer Reaktoren,
dem ESBWR mit einer elektrischen Leistung von
1.520 MW, der seine Design Certification durch die NRC
im Jahr 2014 erhalten hat.
In Deutschland hat sich die nunmehr in Gang gekommene
dynamische Entwicklung der Kernenergie leider noch
nicht herumgesprochen. Neben dem endgültigen Sieg
über die heimische Kernenergie – sicher eines der sinnlosesten
politischen Selbstverstümmelungsprojekte der
Gegenwart – steht bislang nur ein gegen die neue europäische
Entwicklung gerichteter Kleinkrieg der Bundesregierung
auf der Tagesordnung. Die treibenden Kräfte der
Entwicklung sind aber die zunehmende Elektrifizierung
im Sinne der Steigerung der Energie- und Kohlenstoffeffizienz,
die ehrgeizigen Klimaziele als solche und die klimapolitik-
und zunehmend altersbedingte Ausmusterung
fossil befeuerter Kraftwerke. Diese Kräfte werden sich als
stärker erweisen als die altbekannten Dogmen gegen die
Kernkraft, denn niemand wird bereit sein, ein Stromversorgungssystem
hinzunehmen, in dem eine dauerhafte
wetterabhängige und angebotsorientierte Mangelwirtschaft
dazu führt, dass nur noch eine wohlhabende
Minderheit ein Leben führen kann, wie es in einer entwickelten
modernen Gesellschaft selbstverständlich ist und
von allen sich entwickelnden Ländern angestrebt wird.
Nicolas Wendler
– Chefredakteur –
EDITORIAL
Editorial
Gut Ding will Weile haben – die Kernenergie nimmt wieder Fahrt auf

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Inhalt
4
CONTENTS
Ausgabe 2
2023
März
Editorial
Gut Ding will Weile haben – die Kernenergie nimmt
wieder Fahrt auf . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
Did you know? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
Kalender . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6
Feature | Energy Policy, Economy and Law
The Future is Nuclear –
Ausblick auf eine unerwartete Trendwende . . . . . . . . . . . . . . . 7
Nicolas Wendler
Interview mit Peter Berben
ENGIE Electrabel and the Belgian Government signed an
Agreement with the Objective to extend the Operational Lifetime
of our youngest Reactors Doel 4 and Tihange 3 for ten Years . . . . 13
Nicolas Wendler
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Prospects for Development of Power Generation in Europe . . . . . 16
Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer
Energy Policy, Economy and Law
Entwicklung der Stromerzeugungskapazität
in Deutschland bis zum Jahr 2030 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer
How the Energy Trilemma can provide Learning Points
between Countries – the Case for Nuclear . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Jan Emblemsvåg, Anders Österlund
Operation and New Build
The New French Nuclear Initiative and ORANO’s Role. . . . . . . . 43
Ulf Kutscher, Philippe Valbuena
Spotlight on Nuclear Law
Verlängerte Zwischenlagerung in Deutschland –
Handlungsbedarf auf allen Ebenen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
Tobias Leidinger
Fuel
Current Trends in Fuel Assembly Development
from a Materials Perspective. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
Elmar W. Schweitzer, Petra Britt Hoffmann, Gaëtan Girardin, Nicolas Vioujard
Cover:
Der größte Kran der Welt, „Big Carl“ hat im
November 2022 den ersten Ring des Containment-
Liners von Block 2 des neuen Kernkraftwerks
Hinkley Point C im Vereinigten Königreich an seinen
Platz gehoben. Der Stahlring konnte um 25 %
schneller hergestellt werden als sein Gegenstück
in Block 1.
Credit: EDF Energy
KTG – Fachinfo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
Vor 66 Jahren
Natürliches oder angereichertes Uran für Leistungsreaktoren? . . 63
KTG Inside . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
Impressum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
Inhalt

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Did you know?
Systemkostenbetrachtung der Stromerzeugung
mit neuer Metrik
Die Studie „Levelized Full System Costs of Electricity“ von Robert
Idle vom Rice University’s Baker Institute for Public Policy stellt
eine neue Metrik für die Berechnung von Stromkosten vor, die
Kosten nicht nur anlagenbezogen, sondern systembezogen
betrachtet. Dabei werden Berechnungen für das deutsche
und das texanische Stromsystem in der neuen Kostenmetrik,
den Levelized Full System Costs of Electricity (LFSCOE) im Vergleich
zum gebräuchlichen LCOE-Modell (Levelized Costs of
Electricity) durchgeführt. Mit dem LFSCOE-Modell sollen zusätzlich
zu den anlagenbezogenen Erzeugungskosten gemäß
LCOE auch die Kosten der Volatilität von Wind- und Sonnenstrom
in einer griffigen Größe dargestellt werden. Der Autor
vergleicht dabei unterschiedliche Erzeugungsarten mit ggf.
erforderlichen Stromspeichern unter der Annahme, dass mit
der jeweiligen Technologie 100 Prozent des Strombedarfs
gedeckt werden sollen. Während also der LCOE-Wert die
Anlagen völlig unabhängig von jeder Systemintegration und
Versorgungsverantwortung betrachtet, verlangt LFSCOE, dass
die jeweilige Technologie plus Speicher alleine Lastdeckung
und Systemstabilität gewährleistet. Da bei der Betrachtung
volatiler Erzeugungsarten eine Absenkung von 100 Prozent
Bedarfsdeckung auf 95 Prozent zu Kosteneinsparungen von
rund 50 Prozent führt – so viel zur Sinnhaftigkeit des Ziels 100
Prozent erneuerbare Energien – werden auch die 95-Prozent
Fälle gerechnet. Das in Teilen stark vereinfachte Modell dient
vor allem der Darstellung der LFSCOE-Metrik und müsste, wie
der Autor selbst ausführt, für eine bessere Kostenprognose
noch verfeinert werden. Gleichwohl werden einige interessante
Ergebnisse geliefert, die mit anderen systemkostenorientierten
Studien vergleichbar sind.
Am relevantesten dürfte der Vergleich zwischen den LCOEund
LFSCOE-Werten für die kombinierte Nutzung von Wind
und Sonne mit der Nutzung der Kernenergie sein. Während
der LCOE-Wert für die Kernenergie in Deutschland bei 82 USD/
MWh liegt, werden für Wind 40 USD/MWh sowie für Großflächen-PV
36 USD/MWh veranschlagt. Der LFSCOE-Wert
dagegen liegt jeweils im 95-prozent Szenario bei 220 USD/
MWh für Wind und Sonne in Kombination – einzeln deutlich
höher – und bei 90 USD/MWh für Kernenergie. Im texanischen
System herrscht unter diesen Annahmen praktisch Gleichstand,
96 USD/MWh für Kernenergie und 97 USD/MWh für die Wind/
Sonne-Kombination. Ein System mit 100 Prozent Wind- und
Sonnenkraft würde aber in Texas zu Kosten von 225 USD/MWh
führen. Zugespitzt formuliert zeigt sich, dass Deutschland vielleicht
nicht der beste Ort ist um die Stromversorgung auf Sonne
und Wind umzustellen.
Netz- und Regelkosten sind übrigens in LFSCOE nicht eingeschlossen
im Gegensatz zum System LCOE, einer anderen
Kostenmetrik, die ebenfalls entwickelt wurde um die Kosten
von Volatilität und Systemintegration insbesondere von
Windkraft und Solarenergie angemessen zu erfassen. Als
Nebenergebnis der Analyse wird die Dauer der Periode, die
im Fall Wind- und Sonnenkraft in Deutschland durch Speicher
überbrückt werden muss, mit 38 Tagen berechnet (vergleiche
Did you know atw 1/2023). Die mutmaßlich strukturelle Kostenerhöhung
für Deutschland bei Erdgas spiegelt sich in der
Studie noch nicht wieder. In der Grafik sind die LFSCOE-Werte
für das 95-Prozent-Szenario für unterschiedliche Erzeugungsarten
für Deutschland und Texas dargestellt.
DID YOU EDITORIAL KNOW? 5
900
800
700
854
Erzeugungskosten verschiedner Technologien in der
LFSCOE-Metrik bei jeweils 95-prozentiger Bedarfdeckung
durch die Technologie in USD/MWh
600
500
400
Deutschland
Texas
300
200
100
0
279
220
177
131
96
90 96
90
67 75
95
31 36
Wind&Solar Solar Wind Kernenergie Erdgas (GuD) Kohle Biomasse
Quelle:
Levelized Full System
Costs of Electricity,
Robert Idle, Rice
University’s Baker
Institute for Public Policy,
August 2022
Did you know?

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Kalender
CALENDAR 6
2023
07.03 2023
Nuclear Career Day 2023.
SCK CEN/ENEN,
Brussels, Belgium
https://www.sckcen.be/en/nuclearcareersday
26.04 – 28.04.2023
CIENPI 2023 – 15th China International
Exhibition on Nuclear Power Industry.
China Nuclear energy association (CNEA),
Peking, China
http://www.coastal.com.hk/cienpi.html
11.06. – 15.06.2023
PATRAM2022.
World Nuclear Transport Institute (WNTI)
and partners, Antibes, France
www.patram.org
13.06. – 15.06.2023
KERNTec 2023 – Scientific Days.
KernD & KTG, Frankfurt am Main, Germany
https://www.kerntechnik.com/kerntechnik/
kerntec-2023/
10.09. – 15.09.2023
MT-28 – International Conference on Magnet
Technology.
CEA/ITER, Aix-en-Provence, France
https://mt28.aoscongres.com/home!en
20.09. – 22.09.2023
NUTECH 2023.
AGH University of Science and Technology,
Krakow, Poland
http://nutech-2023.agh.edu.pl/
18.04. – 20.04.2023
WNFC – 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
https://www.icapp2023.org/
24.04. – 27.04.2023
Used Fuel Management Conference.
Nuclear Energy Institute
Las Vegas, NV, USA
https://www.nei.org/conferences/used-fuelmanagement-conference
08.05 – 10.05.2023
World Utilities Congress.
dmg events, Abu Dhabi, UAE
https://www.worldutilitiescongress.com/
08.05. – 12.05.2023
ENYGF 2023 – European Nuclear Young
Generation Forum
ENS, Krakow, Poland
https://enygf.org/
15.05. – 19.05.2023
International Conference on Nuclear
Decommissioning: Addressing the Past
and Ensuring the Future.
IAEA, Vienna, Austria
https://www.iaea.org/events/decom2023
11.06. – 14.06.2023
2023 American Nuclear Society
Annual Meeting.
ANS, Indianapolis, IN, USA
www.ans.org/meetings/am2023/
18.06. – 22.06.2023
IGORR Conference – International Group on
Research Reactors.
IGORR/RRFM, The University of Maryland in
College Park, MD, USA
https://www.igorr.com/
27.06. – 29.06.2023
NDE in Nuclear 2023.
SNETP, Sheffield, UK
https://snetp.eu/event/nde-in-nuclear-2023/
15.07. – 20.07.2023
13th Nuclear Plant Instrumentation,
Control & Human-Machine Interface
Technologies (NPIC&HMIT 2023)/
18th International Probabilistic Safety
Assessment and Analysis (PSA 2023).
NPIC & HMIT 2023 and PSA 2023 Co-Located
Meetings
Knoxville, TN, USA
https://www.ans.org/meetings/npic13psa2023/
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
03.10. – 06.10.2023
ICEM 2023 - International Conference
on Environmental Remediation &
Radioactive Waste Management.
ASME, Stuttgart, Germany
https://event.asme.org/ICEM
16.10. – 21.10.2023
FEC 2023 – 29th IAEA Fusion Energy
Conference.
IAEA, London, UK
https://www.iaea.org/events/fec2023
12.11. – 15.11.2023
2023 ANS Winter Meeting and
Technology Expo.
ANS, Washington D.C., USA
https://www.ans.org/meetings/wm2023/
13.11. – 16.11.2022
ICOND 2023.
Aachen Institute for Nuclear Training,
Aachen, Germany
www.icond.de
27.11. – 01.12.2023
International Conference on Research Reactors:
Achievements, Experience and the Way to a
Sustainable Future.
IAEA, Dead Sea, Jordan
https://www.iaea.org/events/conference-on-research-reactors-2023
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 (2023) | Ausgabe 2 ı März
The Future is Nuclear – Ausblick auf eine
unerwartete Trendwende
Nicolas Wendler
Zeitenwende für die Kerntechnik
Im Lauf der vergangenen 18 Monate sind eine Reihe von Entwicklungen zusammengekommen, die es erlauben,
von einer Trendwende, einer Zeitenwende für die Kerntechnik zu sprechen. Dies gilt insbesondere
für Europa, das sich trotz der steten Betonung der Wichtigkeit von Klimapolitik lange schwergetan hat, die
Kernenergie als zentralen Beitrag zur Problemlösung wieder ins Auge zu fassen. Das hat sich nun in vielen
europäischen Ländern geändert. In anderen Teilen der Welt verfolgt man schon länger eine Strategie der
Entwicklung und des Ausbaus der Stromerzeugung aus Uran als der nach wie vor mit weitem Abstand
wichtigsten Anwendung der Kerntechnik.
Deutsche Kerntechnikbranche
mit dabei
Für die deutsche Branche und ihre Fachkräfte, für
Interessenten und insbesondere für ambitionierten
Nachwuchs sind vor allem die europäischen Entwicklungen
von zentraler Bedeutung. Zum einen
sind die außereuropäischen Märkte teils stark abgeschottet
und kaum zu erschließen, wie auch die
großen Schwierigkeiten zeigen, Anschlussaufträge
etwa auf dem chinesischen Markt zu erlangen
oder überhaupt in Märkte wie Südkorea, Indien
oder Japan in größerem Umfang einzutreten. Zum
anderen trifft die neuerwachte Nachfrage nach
Kernenergie in Europa auf eine Branche, die im Hinblick
auf industrielle Kapazität und Fachpersonal
nach wie vor ausgezehrt erscheint, auch wenn einige
Neubauprojekte in Finnland, Frankreich und Großbritannien
einen ersten Anschub zum Wiederaufbau
des Sektors gegeben haben. Diese Situation eröffnet
für deutsche Standorte und (künftige) Fachkräfte
ein breites Betätigungsfeld in der unmittelbaren
europäischen Nachbarschaft, das im Folgenden aufgezeigt
werden soll.
Krisen als Entscheidungshelfer für die
Hinwendung zur Kernenergie
In politischen Diskussionen werden Themen, die das
Potential für Kontroversen bergen oder eine große,
volkswirtschaftlich relevante Dimension haben
gerne immer wieder erwogen und am Ende doch wieder
auf die lange Bank geschoben, um letztlich die
tatsächliche Entscheidung auf nachfolgende Regierungen
oder gar Generationen abzuwälzen. Dieses
Verfahren wird so lange angewandt, bis entweder
aus einer inneren Logik heraus oder durch externe
Schocks Entscheidungen nicht mehr aufgeschoben
werden können. Bei der nuklearen Trendwende
in Europa sind beide Effekte zu beobachten: in
Frankreich wurde 2015 aus der inneren Logik einer
parlamentarischen Mehrheitsbeschaffung ein „Ausstieg
aus der Kernenergie light“ beschlossen, der in
einigen Kreisen recht populär war, und an dem zu
rühren sich die Politik mehrere Jahre nicht getraut
hat. Nachdem aber klar wurde, dass das Ziel einer
Senkung des Anteils der Kernenergie auf 50 % bis
2025 nicht erreicht werden kann, wurde von der Regierung
Macron diese Vorgabe auf 2035 verschoben.
Und als im Lichte immer ehrgeizigerer Klimaziele
klar wurde, dass man auf die Kernenergie auch nicht
einmal teilweise verzichten kann, wurde die bereits
angeschobene aber dann verzögerte Verlängerung
der Laufzeiten der bestehenden Anlagen sowie ein
Neubauprogramm für zunächst sechs Anlagen in
Doppelblockform beschlossen, mit einer Erweiterungsperspektive
um weitere acht große Anlagen
und kleine modulare Reaktoren. Eine landesweite
öffentliche Konsultation mit einem bereits vorgesehenen
Standort wurde vor kurzem abgeschlossen.
Die Wirkung eines externen Schocks lässt sich gut
im Fall Polen beobachten: den Wunsch in die Kernenergie
einzusteigen gibt es in der polnischen Politik
seit mehr als zehn Jahren und es wurden auch Planungen
konkretisiert, ein strategisches Programm
entwickelt, Investitionsvehikel geschaffen und
Standorte eruiert, aber konkret greifbar ist das Programm
nie geworden. Mit dem russischen Angriff
auf das Nachbarland Ukraine und die Energiekrise
hat das Programm einen großen Schub erfahren und
inzwischen gibt es eine konkrete Vereinbarung der
Regierung mit einem auch in Deutschland vertretenen
amerikanischen Kernkraftwerksbauer sowie
eine weitere Vereinbarung privatwirtschaftlicher
Akteure mit einem koreanischen Unternehmen.
Die Entscheidung über ein zweites Projekt im
Regierungsprogramm steht noch aus, ebenso
wie Konkretisierungen von Projekten kleiner
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY EDITORIAL
AND LAW 7
Editorial Feature
The Future is Nuclear The – Future Ausblick is Nuclear auf eine – unerwartete Ausblick auf Trendwende eine unerwartete ı Nicolas Trendwende Wendler

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY EDITORIAL
AND LAW 8
modularer Reaktoren in Polen für industrielle Energieabnehmer.
Ähnliche Effekte der Situation, die die
Energiesicherheit in den Vordergrund gerückt hat,
lassen sich auch für Rumänien – Neubauplanung mit
kanadischen Partnern, SMR-Planung mit US-amerikanischen
Partnern – und Bulgarien erkennen, wo
mit einem US-amerikanischen Unternehmen nun
zwei große Reaktoren errichtet werden sollen.
Eher der Logik der inneren Entwicklung folgt das
Neubauprojekt Dukovany in Tschechien. Hier ging es
in den vergangenen 13 Jahren mehrfach hin und her,
aber nachdem sich auch in Tschechien die Politik aus
klimapolitischen Gründen langfristig von der Kohleverstromung
verabschieden will, ist die Errichtung
neuer Kernkraftwerke – zuerst ein Block am Standort
Dukovany – unaufschiebbar geworden. So läuft
derzeit die Auswahl des künftigen Lieferanten. Der
tschechische Kernkraftwerksbetreiber erwartet in
den kommenden Jahren einen Personalzuwachs von
2.600 Personen in der Kernkraftsparte.
Ein interessanter Fall sind zudem die Niederlande:
hier gehen die nun geplanten zwei neuen Reaktoren
und die Prüfung einer nochmaligen Betriebsverlängerung
des bestehenden Kernkraftwerks in Borssele
auf mehr als 60 Jahre vordergründig auf einen Koalitionskompromiss
bei der Bildung der aktuellen
Regierung zurück. Tatsächlich aber ist die Hinwendung
zur Kernenergie neben dem Wunsch, die
Klimaziele zu erreichen vom Bestreben geprägt, ein
wirtschaftlich optimiertes und verlässliches Stromversorgungssystem
für die Zukunft zu erreichen.
Ähnlich wie in den Energieszenarien des französischen
Stromnetzbetreibers RTE wird nämlich
das Problem reflektiert, das eine fortschreitende
Durchdringung des Stromnetzes mit volatilen erneuerbaren
Energien ab einem bestimmten Punkt
zu eskalierenden Systemkosten führt, die mit wachsendem
Anteil der volatilen Erzeuger immer stärker
steigen. Dem kann und soll in Frankreich und den
Niederlanden mit einem entsprechenden, aber
unterschiedlich großen Kernenergieanteil am langfristigen
Strommix entgegengewirkt werden.
In Schweden werden mit dem jüngsten Regierungswechsel
nach verschiedentlichem Hin und Her
in den vergangenen Jahren nun die Weichen für
einen Ausbau der Kernenergie gestellt, indem die
Obergrenze für die Anzahl der Reaktoren und die
Begrenzung auf bestehende Standorte aufgehoben
werden soll. Konkrete Machbarkeitsstudien seitens
der dortigen Betreiber laufen allerdings momentan
nur für SMR-Projekte. Ein finnisches Projekt mit
russischem Partner wiederum ist durch den Ukraine-Krieg
zu einem Ende gekommen und hat bisher
keine Nachfolge gefunden, wohingegen Ungarn am
lange geplanten Projekt zweier neuer Reaktoren russischen
Typs festhält.
Im lange Zeit wegweisenden Großbritannien
schließlich, das vor über 10 Jahren als erster westeuropäischer
Staat die Entscheidung für ein großes
Ausbauprogramm für die Kernenergie im Zusammenhang
mit Klimaschutz und Energiewende
getroffen hat, zeigt sich, dass die Kernenergie sehr
stark mit den politischen Entwicklungen verwoben
ist und bleibt. Hier haben sich nacheinander alle
Projekte zerschlagen mit Ausnahme derjenigen
mit den französischen Partnern. Die aktuelle
Energiekrise hat aber auch hier eine größere
Dringlichkeit des Strebens nach einer
möglichst eigenständigen Energieversorgung
bewirkt, so dass
weitere Projekte wieder mit
mehr Nachdruck verfolgt werden.
Kerntechnische Kompetenz
aus Deutschland
für einen dynamischen
europäischen Markt
Insgesamt bestehen nun also in Europa
konkrete Planungen für rund 25 neue
große Kernreaktoren sowie allgemeinere
Planungen für rund 30 weitere solche Anlagen.
Dazu tritt eine
heute nicht genau
bestimmbare
Anzahl von möglichen
kleinen
modularen
Reaktoren
in verschiedenen
Ländern.
Mit den ersten
Tranchen der großen
Anlagen sowie
einigen SMR soll noch im Laufe dieses Jahrzehnts
begonnen werden. Im Vergleich zu lediglich vier bis
sechs parallelen Neubauprojekten in Finnland, dem
Vereinigten Königreich, Frankreich und der Slowakei
in den vergangenen 10 bis 15 Jahren ist das ein
drastischer Anstieg.
Weitere Projekte in der Tschechischen Republik,
Schweden und Slowenien sind absehbar, die ukrainische
Regierung hat gerade den Beschluss zum
Neubau von zwei Blöcken amerikanischer Technologie
am Standort Khmelnytskyy gefasst. Insgesamt
sollen es sogar neun Blöcke werden. Zusätzlich
Editorial Feature
The Future is Nuclear – Ausblick auf eine unerwartete Trendwende ı Nicolas Wendler

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY EDITORIAL
AND LAW 9
wird eine Reihe von Projekten zur Laufzeitverlängerung
bestehender Anlagen durchgeführt, geplant
oder vorbereitet in Frankreich, Belgien, Slowenien,
Schweden und Finnland, was in vielen Fällen
ebenfalls mit einer Reihe von Verbesserungs- und
Ertüchtigungsmaßnahmen verbunden ist. Diese an
sich erfreuliche Wachstumsperspektive setzt die
kerntechnische Industrie in Europa unter großen
Druck, ihre Wertschöpfungsketten auszubauen und
neue Kapazitäten aufzubauen. Angesichts begrenzter
Editorial Feature
The Future is Nuclear The – Future Ausblick is Nuclear auf eine – unerwartete Ausblick auf Trendwende eine unerwartete ı Nicolas Trendwende Wendler

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY EDITORIAL
AND LAW 10
Kapazitäten und eines gesamteuropäischen Fachkräftemangels
bieten sich hier für die deutschen
Standorte und ihre Mitarbeiter sowie für Nachwuchskräfte
enorme Möglichkeiten der Mitarbeit,
die noch vor fünf Jahren überhaupt nicht absehbar
waren. Der Zeithorizont dieses Aufschwungs der
Kerntechnik ist ebenfalls interessant, denn etwa
das französische Neubauprogramm ist in seiner Erweiterung
bis zum Jahr 2050 angesetzt und auch bei
den anderen größeren Programmen im Vereinigten
Königreich und in Polen ist mit einem Abschluss des
Ausbaus erst im Lauf der vierziger Jahre zu rechnen.
Akademische und berufliche Fachkräfte können
also im europäischen Nuklearsektor eine langfristige
gute Beschäftigungsperspektive über mehr als
20 Jahre finden und werden nach Abschluss der Ausbauprogramme
begehrte Fachleute für den dann
erneuerten und über viele Jahrzehnte zu betreibenden
nuklearen Kraftwerkspark bleiben.
Die deutschen kerntechnischen Industriestandorte
bieten exzellente Einstiegsmöglichkeiten in diesen
kommenden Aufschwung. Denn viele Unternehmen
bzw. Standorte sind in internationale Konzerne
eingebunden und es ist nach wie vor ein breites
Portfolio von industriellem Know-how vorhanden.
Dieses reicht von der Projektplanung und Anlagenauslegung,
über Steuer- und Leittechnik sowie
Brennelementfertigung und -entwicklung bis hin
zur Anreicherungstechnologie, zum Abfallmanagement,
der Behälterentwicklung und -fertigung
sowie der Entwicklung und Fertigung von
hochwertigen nuklearspezifischen Komponenten
für verschiedenste Bereiche. Deutsche Unternehmen
und Standorte sind deshalb auch schon in den
vergangenen Jahren in Planung, Bau, Installation
und Prüfung an verschiedenen Neubauprojekten
und Modernisierungsmaßnahmen beteiligt gewesen.
Angesichts der europaweiten Knappheit an Kapazitäten
und personellen Ressourcen werden die
hiesigen Standorte und ihre Beschäftigten mit
ihrem anerkannt hohen Qualitätsniveau mit hoher
Wahrscheinlichkeit umfangreich am Aufschwung
der europäischen Kerntechnik teilhaben können.
Zeitenwende in den Köpfen –
Faszination Kerntechnik
Eine positive Trendwende zeigt sich aber nicht nur
in der klassischen Anwendung der Kerntechnik mit
Großkraftwerken in der Energiewirtschaft, sondern
auch in innovativen Ansätzen für neue Reaktoren
und im Aufgreifen von technischen Ansätzen und
Anwendungen,die teils schon vor Jahrzehnten angedacht,
aber nicht weiterverfolgt wurden.
So greifen je ein Unternehmen in Norwegen und in
Dänemark – beides Länder bisher ohne Kernkraft –
das Konzept nuklearer Schiffsantriebe wieder auf
und entwickeln auf Basis von Salzschmelzereaktoren
Konzepte für CO 2 -arme und wettbewerbsfähige
Schiffe sowie nuklear basierte Power Barges. Diese
Reaktortechnik ist nicht grundsätzlich neu, sondern
eine Wiederaufnahme einer zwischenzeitlich
aufgegebenen Entwicklungslinie. Neben dem oft
enthusiastischen Engagement von Ingenieuren
und Investoren für diese Projekte, sind es die Herausforderungen
von Umweltfreundlichkeit und
Dekarbonisierung des Schiffsverkehrs, die Entwicklung
zu immer größeren Schiffsklassen und
die hohe Kompetenz des Reederei-Sektors bei der
budget- und fristgerechten Umsetzung komplexer
Projekte, die diese Entwicklung befeuern. Ebenfalls
in Dänemark entwickelt ein anderes Start-up modulare
Salzschmelzereaktoren für den Einsatz an Land.
Andere SMR-Projekte werden eher jenseits des
Atlantiks vorangetrieben sowohl mit konventioneller
Leichtwasserreaktortechnik als auch auf
Basis verschiedener anderer Reaktorkonzepte. Im
noch jungen Jahr 2023 gab es hier zwei wichtige
Meilensteine zu vermelden: die erste Design-Genehmigung
für einen Leichtwasser SMR durch die
US-amerikanische Aussichtsbehörde NRC und den
ersten Kaufvertrag für ein anderes Leichtwasser
SMR-Design eines amerikanisch-japanischen Unternehmens
durch einen kanadischen Stromversorger.
Allerdings werden auch in Europa für diese beiden
Designs Projekte vorangetrieben, konkret in UK,
in Estland, Rumänien und Polen. Auch in Deutschland
wird für solche Anlagen Sicherheitsforschung
betrieben und Know-how aufgebaut.
Auch vor der Kernfusion macht das neue Interesse
an der Kerntechnik nicht halt, wie durch Start-up-
Projekte in UK und in Deutschland belegt wird, die
beide auf der so genannten Trägheitsfusion beruhen,
in einem Fall mit Hochgeschwindigkeitsprojektilen,
im anderen Fall mit Laserstrahlen. In UK finden
sich zwei weitere Fusions-Start-ups, die mit einem
alternativen Tokamak-Konzept bzw. mit einer Kombination
von Projektil- und Magneteinschlussfusion
zum Ziel kommen wollen. Die Projekte im Fusionsbereich
sind aber anders als die zuvor benannten
Entwicklungen bei Schiffsantrieben und SMR mit
sehr großen Unsicherheiten behaftet, nicht nur
bezüglich einer konkreten Realisierung, sondern
schon hinsichtlich der prinzipiellen Möglichkeit der
wirtschaftlichen Nutzung dieser Konzepte.
In einem ganz anderen Bereich wird ebenfalls eine
vor Jahrzehnten eingestellte Technologieentwick-
Editorial Feature
The Future is Nuclear – Ausblick auf eine unerwartete Trendwende ı Nicolas Wendler

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
lung wieder aufgegriffen: die NASA und die
Defense Advanced Research Projects Agency
(DARPA) haben die gemeinsame Entwicklung
einer Raketenstufe mit einem nuklear-thermischen
Antrieb für erste Tests bereits ab 2027 vereinbart.
Die Hauptmotivation ist eine deutliche Verkürzung
der Reisezeit einer bemannten Raummission zum
Mars, die die gesundheitlichen Risiken für die
Astronauten und die technischen Herausforderungen
deutlich senken könnte. Parallel werden
auch Nukleartechnologien für verbesserte nuklearthermische
Antriebe sowie für nukleare Energieversorgungssysteme
für künftige Mond- und
Marsstationen entwickelt.
Nach jahrzehntelangem Zögern widmet sich seit einiger
Zeit auch die europäische Raumfahrtagentur
ESA der Weltraumkerntechnik. Dies betrifft aber
aktuell nur die Entwicklung eigener Radioisotopengeneratoren
für Raumsonden oder Landefahrzeuge,
um bei sich bei dieser Technologie von den Vereinigten
Staaten und Russland unabhängig zu machen,
deren eigene Vorräte geeigneter Radioisotope stark
zurück gegangen sind.
Umparken im Kopf – Chancen
international nutzen
Um nicht nur als Unternehmen, sondern auch als
einzelner, gerade junger Mensch die Chancen und
Möglichkeiten anzunehmen und zu ergreifen, die
sich mit dem Aufschwung der Kernenergie bei den
europäischen Nachbarn und in den zukunftsweisenden
Entwicklungen der Kerntechnik im weiteren
Sinne ergeben, ist ein gewisses Umdenken, eine
Eigenständigkeit im Denken und Urteilen erforderlich.
Es liegt nahe, als jemand der in Deutschland
in den vergangenen Jahrzehnten aufgewachsen
und zur Schule gegangen ist, dass die Kernenergie
als veraltet, randständig und zum Aussterben verurteilt
wahrgenommen wird, weil dies in der Regel
der Tenor der Aussagen ist, die man über all die
Jahre in Schulen, in den Medien, im Freundes- und
Bekanntenkreis und oft genug auch in der Familie
oder in der Hochschule zu diesem Thema gehört
hat.
Grundlagen dieses Diskurses sind oftmals Verzerrungen,
falsche Darstellungen, mindestens
Einseitigkeit, die Resultat zumeist von Voreingenommenheit
oder unerklärten Interessenlagen sind.
Insbesondere geht jedoch heute die tatsächliche Entwicklung
in zahlreichen Staaten in eine völlig andere
Richtung. Dies ist inzwischen auch in Europa der
Fall, wenn auch nicht in Deutschland. Der Anfang
2022 gefasste Beschluss der Europäischen Kommission,
die Kernenergie als nachhaltigkeitskonform,
mithin als „grün“ einzustufen, ist hier ein deutliches
Signal.
Wer immer also Interesse an Kerntechnik und
Kernenergie, ihren wissenschaftlich-technischen
Grundlagen, ihrer wirtschaftlichen Nutzung, ihrer
Rolle für Klimaschutz, langfristigen Wohlstand
und Unabhängigkeit hat, sollte sich selbst informieren
und dabei durchaus auch kritischen Themen,
skeptischen Positionen und Vorhaltungen nachgehen.
Die Kerntechnik kann jederzeit eine kritische,
aber faire, offene und sachliche Prüfung bestehen
und sie wird sich in den Augen derjenigen, die eine
unvoreingenommene Befassung nicht scheuen,
wohl zumeist als nützlich und unterstützenswert
erweisen.
Für diejenigen, die einen technischen Beruf anstreben,
können Berufe in der und rund um die
Kerntechnik und Kernenergie die Zukunft werden.
Hier sollte aber klar sein, dass – unabhängig davon
wo die Arbeitsstätte oder der Wohnort einmal sein
werden – man sich in seiner beruflichen Wirklichkeit
und in seinen Gedanken oftmals außerhalb
Deutschlands und den hier vorherrschenden Auffassungen
aufhalten wird. Dies sollte aber nicht
als Nachteil, sondern als Chance begriffen werden,
denn Deutschland und seine Politik sind nicht der
Nabel der Welt. Und wer sich auf andere Denkweisen,
Argumente, Prioritäten und Präferenzen als
die gewohnten einlässt und sie in sein Weltbild integriert,
wird in der Regel nicht dümmer, sondern
schlauer. Wenn das kein Ansporn ist!
Autor
Nicolas Wendler
Leiter Presse und Politik
KernD (Kerntechnik Deutschland e. V.)
nicolas.wendler@kernd.de
Nicolas Wendler ist seit August 2013 Leiter Presse und Politik von Kerntechnik
Deutschland e. V./Deutsches Atomforum e. V. und war davor seit März 2010 als
Referent Politik dort beschäftigt. Er war zuvor als Internationaler Referent für die
internationalen Beziehungen der Jungen Union Deutschlands zuständig und hat
unter anderem Themen der Energie-, Klima- und Wirtschaftspolitik für die
Organisation bearbeitet. Seit Januar 2022 ist er außerdem Chefredakteur der
atw – International Journal for Nuclear Power. Wendler hat in München und
Bordeaux Politische Wissenschaft sowie Volkswirtschaftslehre und (Nord-)
Amerikanische Kulturgeschichte studiert.
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY EDITORIAL
AND LAW 11
Editorial Feature
The Future is Nuclear The – Future Ausblick is Nuclear auf eine – unerwartete Ausblick auf Trendwende eine unerwartete ı Nicolas Trendwende Wendler

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atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
”ENGIE Electrabel and the Belgian Government
signed an Agreement with the Objective
to extend the Operational Lifetime of our youngest
Reactors Doel 4 and Tihange 3 for ten Years“
Interview with Peter Berben,
Head of Decommissioning and Radioactive Waste management at ENGIE Corporate
INTERVIEW 13
Peter Berben
Peter Berben has more than 30 years of experience in national and international
nuclear engineering and business development and currently holds a
senior position at ENGIE Corporate, Nuclear Segment, as Head of Radioactive
Waste and Decommissioning. Peter is a member of the NEA Expert Group
on Robotics and Remotely Controlled Systems in the Nuclear Back-End and
member of the group of decommissioning experts at the French Nuclear
Safety Authority (ASN).
Peter Berben oversees at ENGIE Corporate the decommissioning program
of subsidiary ENGIE Electrabel that has been in full deployment since the
final shutdown of Doel 3. ENGIE's nuclear fleet includes 7 pressurized water
reactors, located on 2 sites, in Doel (Flanders) and in Tihange (Walonie).
Recently an agreement between the Belgian
government and ENGIE Electrabel was announced
concerning the prolonged operation of two nuclear
power plants in Belgium and related issues. What
are the elements of this agreement?
On January 9, ENGIE and the Belgian Government signed
an agreement with the objective to extend the
operational lifetime of our youngest reactors Doel 4
and Tihange 3 for ten years. Both reactors, commissioned
in 1985, have a production capacity of 1 GW each.
This agreement in principle defines the Heads of
Terms for a future binding agreement and allows the
commencement of operational life time extensions
studies. This agreement constitutes an important step
and paves the way for the conclusion of full agreements
in the upcoming months. It also provides for the
immediate start of environmental and technical studies
prior to obtaining the authorizations related to
this extension.
It builds on the Letter of Intent signed on 21 July 2022
and specifies certain terms and conditions for the following
topics: It sets the frame for the establishment
of a legal structure, dedicated to the two extended
nuclear units, equally owned by the Belgian State and
ENGIE. It defines the framework for a cap on future
nuclear waste management costs, a framework that
will allow to define the technical and financial parameters
of this cap in the upcoming weeks, including a
risk premium. It determines a set of guarantees to ensure
the proper execution of the nuclear operator’s
commitments.
With this agreement, both parties confirm their objective
to restart the Doel 4 and Tihange 3 nuclear units,
after the 2025 shutdown, in November 2026. The final
and binding agreements will in principle be signed by
June 30, provided, of course, that the parties agree on
all the details. Talks with the government are continuing
and ENGIE Electrabel is working to bring them to
a successful conclusion.
Why will the Belgian State become a shareholder?
The decision to extend the Doel 4 and Tihange 3 nuclear
power plants is coupled with significant safety,
regulatory and implementation requirements – particularly
since this extension would start at the same
time that decommissioning activities at the other units
have already begun. This creates a risk profile that,
due to its unforeseen nature and size, exceeds the normal
activities of a private operator which ENGIE Electrabel
is. Therefore, the approach taken must allow for
a structural alignment of the interests of both parties
involved and an adequate distribution of risks and opportunities.
The pre-agreement covers two out of five operational
plants in Belgium. What will happen with
the other plants?
The agreement only concerns the Doel 4 and Tihange
3 units. For the other units, 2 of which have already
been definitively shut down (Doel 3 on 23 September
2022 and Tihange 2 on 1 February last), the decommissioning
remains as foreseen in the current
Interview
ENGIE Electrabel and the Belgian Government signed an Agreement with the Objective to extend the Operational Lifetime of our youngest Reactors Doel 4 and Tihange 3 for ten Years ı Peter Berben

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
INTERVIEW 14
| Inspections to be conducted: reactor pressure vessel Non-Destructive Testing (NDT) inspection with an In-Service Inspection Mani pulator.
decommissioning scenario. The Doel 1 & 2 and Tihange
1 units will be definitively shut down in 2025.
The planned works during the post-operational phases
of Doel 3 and Tihange 2, such as the evacuation of the
irradiated fuel, the execution of a full system decontamination
of the primary circuit, remain as planned. Preparations
for the definitive shutdown of the other units
are also continuing. Studies are
ongoing to assess the impact of a
long term operation (LTO) on the
decommissioning program.
What was the rationale of the
federal government to modify
its nuclear policy We don't
really answer on that part
of the question, 10yr is just a
consequence ...?
The changed energy context due
to the dramatic developments in
Ukraine and the increasing climate stress prompted
the Belgian government coalition partners to keep
nuclear energy production in the Belgian electricity
generation portfolio and thus to revise the law on nuclear
phase out, which already dates back to 2003.
The Belgian operating licensing context is one with
operating permits for 10 years. To obtain a new
The changed energy context
due to the dramatic
developments in Ukraine and
the increasing climate stress
prompted the Belgian
government … to revise the
law on nuclear phase out.
operating license for 10 years, we must demonstrate
that the installation meets the evolved and applicable
safety requirements. The necessary safety reassessment
and possible improvements to the installations
must be planned and carried out. It is only after an
agreement from the federal nuclear safety authorities
that a new operating license for 10 years is obtained.
The government and authorities have chosen to keep
this approach.
Concerning the technical up -
grades for the two plants that
were agreed, what is inside the
engineering package?
It must now be determined, in consensus
with the safety authorities,
exactly what should be included in
the safety reassessments. Clear is
that these will be comprehensive
studies. Key topics will no doubt be
Ageing and Design Improvements.
Regarding the first, all activities and deliverables will
be defined necessary to demonstrate that the physical
ageing and technological obsolescence effects will be
adequately managed and to demonstrate that the
structures, systems and components maintain their
intended function and their required qualification.
There where relevant, technical interventions will be
defined and managed.
Interview
ENGIE Electrabel and the Belgian Government signed an Agreement with the Objective to extend the Operational Lifetime of our youngest Reactors Doel 4 and Tihange 3 for ten Years ı Peter Berben

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Next to hardware issues, also
knowledge, competences and behavior
will be assessed. As for
technical matters, also here all
activities and deliverables to demonstrate
that there is adequate
management in place for competencies,
knowledge and behavior will be defined and
prepared. This to ensure safe operation of the plants in
the long term.
As you can understand from our licensing context, EN-
GIE is familiar with conducting 10-year safety reassessments.
We have also implemented lifetime extensions
in the past (i.e. Doel 1 & 2 and Tihange 1). We
have the necessary competences and expertise inhouse,
nevertheless combining dismantling work with
lifetime extensions and operating plants will be challenging
for the organization.
In any case, if the extension of
both units is finally confirmed
… it will be good news for job
retention at the nuclear power
plants.
em ployees are in a reorientation
process to another position at the
sites.
This arrangement is part of the
broader commitments ENGIE
Electrabel made to the entire staff
of the power plant in light of the planned nuclear exit,
including certain long-term employment guarantees.
Now that an extension of Doel 4 and Tihange 3 is back
on the table, we need to reassess and that will take
time. In any case, if the extension of both units is finally
confirmed – which is what we are fully working toward
with the government – it will be good news for
job retention at the nuclear power plants.
Autor
Nicolas Wendler
Head of Press and Polititcs
KernD (Kerntechnik Deutschland e. V.)
INTERVIEW 15
What will happen to Tihange 2 or Doel 3 personnel
after the shutdown? Can everyone continue to
work at the nuclear power plant?
ENGIE Electrabel has always been a socially responsible
employer and has made significant efforts in recent
years to provide clarity and concrete perspectives for
the Tihange 2 and Doel 3 staff. Some employees, with
a function specifically linked to units shutdown, will
remain active at concerned plants in the coming years
to accompany the shutdown activities. Other
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
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Interview
ENGIE Electrabel and the Belgian Government signed an Agreement with the Objective to extend the Operational Lifetime of our youngest Reactors Doel 4 and Tihange 3 for ten Years ı Peter Berben

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 16
Prospects for Development
of Power Generation in Europe
Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer
Due to recent events, security of supply has become a major concern for Europe. The recent phase-out
decisions in many European countries have only been partially offset by renewable power generation, storage
and other system flexibility solutions. Consequently, security of supply remains on the agenda for the
next years and more successful energy infrastructure implementation efforts are needed. Part of the solution
might be the increased use of existing infrastructure e. g. fuel switches in existing power plants (from
natural gas to hydrogen or ammonia) or other brownfield developments, as this would drastically shorten
deployment time.
Power supply structures
in Europe and the EU
Energy consumption in Europe and the EU-27 is still
largely covered by the use of fossil resources.
However, a clear trend has been observed in recent
years to reduce the fossil share. In 2021, oil, natural
gas and coal accounted for 70 % of the EU’s primary
energy consumption (2017: 75 %). The contribution
made by nuclear and renewables was 11 % (11 %)
and 19 % (15 %) respectively. A similar picture can
be seen for Europe 1 with 71 % of primary energy
consumption being fossil fuels (2017: 75 %), 20 %
renewable (16 %) and 10 % (10 %) nuclear energy.
The EU-27 accounted for 73 % of European energy
consumption both years. (Figure 1).
The EU is dependent on imports for almost 60 % of
its energy needs. The highest import dependency
is for oil at 97 %. For natural gas and coal, an import
dependency of 83 % and 36 %, respectively, is
45 %
40 %
35 %
30 %
fossil
EU 2017: 75 %
EU 2021: 70 %
Europe 2017: 75 %
Europe 2021: 71 %
shown for 2021. The security of supply is additionally
limited by the strong dependence on individual
suppliers 2 . This has become very clear since the beginning
of Russia's war in Ukraine. In 2021, Russia
was by far the most important supplier country for
the EU-27 for all primary energies mentioned. Russia's
share of the respective total EU imports ranged
from 26 % for oil to 44 % for natural gas and 52 %
for hard coal.
Oil is mainly used in the transport sector and in the
chemical industry. Natural gas is used primarily in
the heating market and also – with very different
importance in the Member States – in electricity
generation. Renewable energies are used both in the
heating market and in electricity generation, as well
as to a lesser extent in the transport sector. In contrast,
the power plant sector is the most important
application for coal. This applies to an even greater
extent to nuclear energy.
non-fossil
EU 2017: 25 %
EU 2021: 30 %
Europe 2017: 25 %
Europe 2021: 29 %
25 %
20 %
15 %
10 %
5 %
0 %
Oil Natural Gas Coal Nuclear energy Hydro electric Renewables
| Fig. 1
Primary energy consumption in Europe and EU-27 in 2017 and 2021.
Source: BP Statistical Review of World Energy (June 2022 & June 2019), workbook
Europe 2017 Europe 2021 EU 2017 EU 2021
1 BP includes EU-27, UK, Bosnia-Herzegovina, Iceland, Northern Macedonia, Montenegro, Norway, Switzerland, Serbia, Turkey and Ukraine under Europe
2 Weltenergierat Deutschland, Deutschlands Energieversorgungssicherheit im Kontext aktueller geopolitischer Entwicklungen, Schwerpunktartikel der Energie für
Deutschland 2022
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Prospects for Development of Power Generation in Europe ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
30 %
25 %
20 %
15 %
10 %
5 %
0 %
fossil
EU 2017: 42 %
EU 2021: 36 %
Europe 2017: 43 %
Europe 2021: 37 %
Oil Natural gas Coal Nuclear Hydro Renewables & others
| Fig. 2
Electricity mix of Europe and EU-27.
Source: BP Statistical Review of World Energy (June 2022 & June 2019), workbook.
Correspondingly, there are large variations in the
composition of primary energy consumption and
power generation by energy source (Figure 2). In
2021, coal accounted for 15 % (16 %), natural gas
for 19 % (20 %), oil for 1 % (1 %), nuclear for 25 %
(22 %), renewables for 39 % (41 %) of power generation
in the EU-27 (Europe). The share of fossil
energies is thus significantly lower and the contribution
of nuclear and renewable considerably
higher than in primary energy consumption. Compared
to 2017, especially coal and to a lower extent
nuclear reduced their share – the first due to coal
phase-out overall in Europe, the second mainly due
to the nuclear phase-out in Germany. Natural gas
and especially renewables increased their share in
Share of nuclear energy in electricity generation in %
| Fig. 3
European countries with power generation
based on nuclear energy
(share in generation mix in 2021 and 2000).
Source: BP Statistical Review of World Energy
(June 2022 & June 2019), workbook
Share of nuclear
energy in electricity
generation in %
2021
2000
EU countries with
nuclear power plants
in operation
EU countries without
nuclear power plants
in operation
Third countries
non-fossil
EU 2017: 58 %
EU 2021: 64 %
Europe 2017: 57 %
Europe 2021: 63 %
Europe 2017 Europe 2021 EU-27 2017 EU-27 2021
Ireland
Portugal
Spain
21%
28%
UK
15%
23%
the generation mix between 2017 and 2021. The EU
accounts for 72 % (73 % in 2017) of Europe’s electricity
consumption.
Determining factors for the energy mix
The EU treaties do not affect the right of member
states to determine the conditions for use of its energy
resources, its choice between different energy
sources and the general structure of its energy supply.
Thus, thirteen of the 27 EU member states had decided
to use nuclear energy. This applies in particular to
countries such as France, Belgium, the Czech Republic,
Slovakia, Hungary, Slovenia, Romania, Bulgaria,
Sweden, Finland and Spain. Germany had decided
Netherlands
3%
4%
Belgium
51%
57%
Luxemburg
France
69%
77%
Andorra
Norway
Denmark
Switzerland
29%
39%
Germany
Sweden
31%
39%
12%
Poland
29% Czech Republic
36%
18%
Slovakia
53%
53%
Hungary
Austria
45%
Slovenia Croatia 40%
36% Bosnia
35%
Serbia
Greece
Finland
33%
32%
Estonia
Latvia
Lithuania
Montenegro
North
Italy Macedonia
Albania
Belarus
14%
0%
Moldova
Romania
19%
11%
Bulgaria
35%
44%
Russia
19%
15%
Ukraine
55%
45%
Turkey
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 17
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Prospects for Development of Power Generation in Europe ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 18
in 2011 to completely phase out
the peaceful use of nuclear energy
by the end of 2022. In view
of the supply crisis caused by the
loss of energy supplies from Russia,
the operating time of the three
remaining nuclear power plants in
Germany has been extended until
15th April 2023 3 . In the Netherlands,
the share of nuclear energy
is low at 3 % (Figure 3). However,
in December 2021, the Dutch
government stated its interest to
prepare for the construction of
two new nuclear power plants in
order to meet climate goals 4 . In
Europe, there is a mixed picture:
countries like Ukraine, Romania
or Czech Republic increased the
nuclear share in their electricity
mix, whereas countries like Germany
or Spain reduced it.
Stated Policy Scenario (STEPS)
While political decisions were decisive
for the use of nuclear energy
or the renunciation of the use of
this energy source, for coal and
natural gas the respective availability of these resources
in one's own country is a determining factor.
In the case of coal, this applies in particular to Germany,
a number of Eastern European countries and
Greece. Natural gas plays a major role in electricity
generation, especially in Italy and the Netherlands;
the Netherlands can so far rely mainly on its own
natural gas reserves, while Italy is dependent on imports.
Sweden, Austria, Italy and France are rich in
water resources for electricity generation. Denmark
has particularly favourable conditions for the use of
wind energy. This explains – in addition to government
support for this energy source – its high share
in electricity generation there. In Germany, support
through the Renewable Energy Sources Act has led
to a sevenfold increase in the contribution of renewable
energies to the electricity supply, especially wind
and solar, since 2000.
Technology
Status
2010 2015 2021 2030 2035 2040 2045 2050
Technology
Status
2010 2015 2021 2030
GW
2035 2040 2045 2050
Renewable
280 397 541 938 1 059 1 114 1 144 1 165
GW
PV
30 85 160 400 453 467 471 472
Renewable
280 397 541 938 1 059 1 114 1 144 1 165
Wind
79 127 189 330 387 415 430 440
PV
30 85 160 400 453 467 471 472
Hydro
143 148 151 157 160 163 165 168
Wind
79 127 189 330 387 415 430 440
Bio
26 33 38 45 48 49 50 50
Hydro
143 148 151 157 160 163 165 168
Nuclear
127 117 105 93 84 83 83 83
Bio
26 33 38 45 48 49 50 50
Hydrogen*
– – – 0 0 0 0 0
Nuclear
127 117 105 93 84 83 83 83
Coal (w.o. CCS) 168 156 122 43 19 14 13 13
Hydrogen*
– – – 0 0 0 0 0
Gas (w.o. CCS) 171 182 181 184 182 172 151 120
Coal (w.o. CCS) 168 156 122 43 19 14 13 13
Oil
56 41 33 19 17 13 10 10
Gas (w.o. CCS) 171 182 181 184 182 172 151 120
Fossil with CCS – – – – – – – –
Oil
56 41 33 19 17 13 10 10
Battery
0 0 5 14 32 56 85 117
Fossil with CCS – – – – – – – –
Sum 805 897 989 1 294 1 397 1 455 1 490 1 510
Battery
0 0 5 14 32 56 85 117
Sum 805 897 989 1 294 1 397 1 455 1 490 1 510
Announced Technology Pledges Scenario Status (APS)
2010 2015 2021 2030 2035 2040 2045 2050
Technology
Status
2010 2015 2021 2030
GW
2035 2040 2045 2050
Renewable
280 397 541 1 157 1 443 1 587 1 649 1 695
GW
PV
30 85 160 479 577 608 618 621
Renewable
280 397 541 1 157 1 443 1 587 1 649 1 695
Wind
79 127 189 447 603 682 718 749
PV
30 85 160 479 577 608 618 621
Hydro
143 148 151 162 166 168 171 173
Wind
79 127 189 447 603 682 718 749
Bio
26 33 38 59 79 99 104 104
Hydro
143 148 151 162 166 168 171 173
Nuclear
127 117 105 99 96 99 102 102
Bio
26 33 38 59 79 99 104 104
Hydrogen*
– – – 4 15 19 20 19
Nuclear
127 117 105 99 96 99 102 102
Coal (w.o. CCS) 168 156 122 23 2 0 0 –
Hydrogen*
– – – 4 15 19 20 19
Gas (w.o. CCS) 171 182 181 153 90 29 22 13
Coal (w.o. CCS) 168 156 122 23
0
–
Oil
56 41 33 12 2 1 0 0
Gas (w.o. CCS) 171 182 181 153 90 29 22 13
Fossil with CCS – – – 1 5 7 8 9
Oil
56 41 33 12 2 1 0 0
Battery
0 0 5 51 98 145 176 206
Fossil with CCS – – – 1 5 7 8 9
Sum 805 897 989 1 502 1 751 1 886 1 978 2 045
Battery
0 0 5 51 98 145 176 206
Sum 805 897 989 1 502 1 751 1 886 1 978 2 045
| Tab. 1 Development of generation capacity in the EU-27.
Source: International Energy Agency, World Energy Outlook
*including ammonia 2022, Paris, October 2022
alongside them – albeit to a lesser extent – for wind
plants. The share of renewables in EU-27 electricity
generation has increased from 22 % in 2010 to 37 %
in 2021.
The capacity of electricity generation plants based
on renewable energies in the EU-27 has increased by
93 % from 280 gigawatts (GW) in 2010 to 541 GW
at the end of 2021. In contrast, conventional capacity
has decreased by 16 % from 522 GW to 441 GW
between 2010 and 2021. This means that the share
of renewables in total electricity generation capacity
has increased from 35 % in 2010 to 55 % by the end
of 2021. Most of the decline in conventional capacity
was in coal-fired power plants. In addition, nuclear
power plant capacity and the capacity of oil-based
plants have decreased. The capacity of gas-fired
power plants has increased by 6 % (Table 1 5 ).
However, the advance of renewable energies was
not limited to Germany. Rather, a strong expansion
of electricity generation based on renewable energies
has taken place in all EU states. This has been
favoured by corresponding political decisions, but
since the beginning of the current decade also by
the sharp drop in costs, especially for PV plants and
So far, the decline in conventional capacity has not
been a problem for the stability of the power supply.
The convergence of member states’ systems has
reduced the requirements for the level of reserve capacity.
In addition, excess capacities had been built
up in the past which have now been drastically reduced
by decommissioning.
3 Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer, Die zweite Sonderanalyse der deutschen Netzbetreiber, atw Vol. 68 (2022) 6
4 Karl Mathiesen, The Netherlands to build new nuclear plants under coalition deal, Politico, 15 December 2021
5 Data source: International Energy Agency, World Energy Outlook 2022
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Prospects for Development of Power Generation in Europe ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

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Prospects of the power
generation landscape
The electricity supply system must
meet comprehensive flexibility
requirements so that the supply
can be guaranteed as cost-effectively
as possible at all times. This
includes a design that considers
short-term fluctuations in supply
and demand that occur every second,
minute, hour, within a day
and over the course of a week, as
well as seasonal and year-round
variability.
In the future, the flexibility
requirements will increase considerably
due to the strong expansion
of wind and solar plants, as the feed-in of electricity
from these plants is subject to strong fluctuations
due to the respective wind and solar conditions. In
addition, the electrification of heat supply for buildings
and industrial processes as well as the growing
number of cars with electric drives are changing the
load profile significantly. This not only leads to larger
fluctuations within a day, but also has a seasonal
and even over-year impact.
National pledges to phase out coal in Europe,
specifying the date for the coal phase-out
Share of coal in total
electricity generation
in 2021 in %.
EU-27: 15.2 %
No use of coal for power
generation
Coal phase-out agreed
Coal phase-out discussion
not yet started
Ireland
2025
Portugal
For the EU-27, the three scenarios examined by the
International Energy Agency in the World Energy
Outlook 2022 assume that the fluctuating energies
wind and solar will cover the majority of electricity
demand in the future. In the Announced Pledges
Spain
2030
Electricity generation in the European Union in TWh
| Fig. 4
IEA scenarios show strong decline of coal and future dominance of renewables
in EU electricity generation.
Source: International Energy Agency, World Energy Outlook 2022
UK
2024
Netherlands
France
2023
Andorra
2029
Belgium
Luxemburg
Norway
Denmark
2028
Germany
2038
Scenario (APS), the share of wind and solar, which
accounted for around 18 % of electricity generation
in the EU-27 in 2021, increases to half by 2030 and
to two-thirds by 2050 (Figure 4). In the course of
this development, the controllable output is drastically
reduced. This is mainly explained by the
massive reduction of coal capacities (Figure 5). As
a consequence, the need for additional system flexibility
to balance supply and demand and to maintain
grid stability increases
massively. For the
Finland
2029
EU-27, the IEA in the
Sweden
APS already assumes a
Estonia
Russia
doubling of hourly flexibility
requirements
Latvia
Lithuania
by 2030, which will
Belarus
subsequently increase
Poland
2049
significantly 6 .
Czech Republic
Slovakia
2033
2030
Austria Hungary
Switzerland 2033 2025
Slovenia Croatia
2033 2033
Bosnia Serbia
Moldova
Romania
2030
Bulgaria
Montenegro
2038/40
North
Italy
Albania Macedonia
2025
2030
Greece
2028
| Fig. 5
Source: Europe Beyond Coal (2022). Europe‘s Coal Exit, Overview of National Coal Phase out Commitments.
Updated 2 June 2022 https://beyond-coal.eu/europes-coal-exit/ and additional information from Euracoal for Poland
(social agreement with trade unions to end coal mining in 2049)
Ukraine
Turkey
The ”capacity
retirement curve“
of the power
plant fleet
In recent years, Europe
has seen a preference
for investment in
renewable power generation
compared to
conventional technologies.
This becomes
particularly clear when looking at the installed capacity
in the ENTSO-E 7 area. The share of renewable
energies in installed capacity (including hydropower)
increased from 34 % (2010) to 56 % (2022)
– during 2020 the renewable capacity surpassed the
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6 International Energy Agency, World Energy Outlook 2022, Paris, October 2022
7 ENTSO-E is an association of European transmission system operators from 35 European countries (EU-27 Including Northern Ireland, excluding Malta; Albania, Bosnia
and Herzegovina, Iceland, Montenegro, Norway, Northern Macedonia, Serbia, and Switzerland. Turkey and Ukraine are observers) ( https://www.entsoe.eu )
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Prospects for Development of Power Generation in Europe ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

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Energy source
Brown coal 55
Hard coal 55
Natural gas 45
Oil 50
Hydro
Nuclear 60
Biomass 40
Other 40
| Tab. 2
Assumptions regarding the technical lifetime of power plant.
Source: Assessment of the authors based on discussion with industry experts
non-renewable. There is currently little doubt that
this trend will continue and that the share of existing
fossil generation will decrease – both due to higher
share of investments in climate-neutral technologies
and by enforced regulatory phase-out. However,
the existing conventional generation is still a cornerstone
for system stability in the European power
system. The weather-dependent sources of wind and
PV need additional technical solutions e.g. storage
and demand response to deliver system services,
which needs some implementation time.
To illustrate the development, a database of
14,500 power plants in Europe was considered,
assuming technical life times as shown in table 2.
Retrofit-measures can extend the technical lifetime,
similarly technical problems can reduce it. Economic
Development of the existing conventional power
generation fleet in the ENTSO-E area (in MW)
| Fig. 6
Source: ENTSO-E Transparency Platform
Technical lifetime in years
Unlimited
conditions are also decisive e.g. a
period of high electricity prices
will lead to a longer lifetime. The
analysis considers conventional
power plants with controllable
output (hydropower, natural gas,
hard coal, brown coal, oil, nuclear
power, biomass, other). The technical
lifetimes are corrected by the
impact of early decommissioning
due to regulatory decisions. The
minimum and maximum load for
the ENTSO-E region in 2022 was
determined with the data from the
ENTSO-E transparency website – and are shown as
line in the graph.
Between 2025 and 2030 the maximum load in the
ENTSO-E region will most likely not be secured by
conventional generation alone – other flexibility
sources are needed (Figure 6). For the minimum
load there seems to be sufficient generation capacity
by the mid of this century. Apart from hydro power
generation as most important and most reliable contributor
to generation capacity, natural gas has a
remarkable share. Security of supply for natural gas
is consequently also of high importance for the European
power system. In the long run, hydrogen-ready
power plants might replace the existing natural gas
fleet – but this will need time and money for research
and implementation 8 .
8 vgbe Positionspapier, H2-Ready, September 2022
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Monthly highest and lowest demand of 2022 in the ENTSO-E area (in MW)
| Fig. 7
Source: ENTSO-E Transparency Platform
With a back-sheet of the envelope consideration we
can give a rough estimate for the needed flexibility in
the European system (Figure 7). The average highest
load in the six-month period May – Oct 2022 was 352
846 MW. The maximum in the winter period took
place in January with 464 597 MW. Consequently,
this suggests a seasonal winter demand of roughly
110 GW. This seasonal flexibility can partially also
be used for the inter-monthly flexibility needs in wintertime,
suggesting that the highest flexibility need
is in September with roughly 170 GW. Whereas the
seasonal demand of 110 GW needs most likely a large
share of hydrogen-based solutions due to the longterm
storage potential, the short-term needs can be
met e.g. by electric storage or demand response.
Generation
Demand
Storage
Coupling
Grid
⃝ Most promising
⃝ contributing
seasonal storage
for Jan. – April
and Nov. – Dec.
Periods of vRES
shortage
Balancing /
congestion
management
| Fig. 8
Qualitative analysis of flexibility sources potential with respect to current use.
Source: ENTSO-E, A Power System for a Carbon Neutral Europe, Brussels, October 2022
System flexibility as the key
to secure supply
In principle, there are five sources for ensuring
flexibility. These are controllable power generation
plants, grids, demand-side management, storage
and the coupling of electricity to the heat and transport
sectors (Figure 8).
Flexibility in generation
The most cost-effective option for ensuring supply at
times when the wind is not blowing and the sun is
not shining is to maintain conventional power plant
capacity that can be used flexibly to cover the load.
Hard coal and lignite-fired power plants are technically
just as suitable for this purpose as gas-fired
power plants,
Stability /
Inertia
Voltage
control
Reliability /
restoration
Fossil thermal generation phase-out by 2050
Hydrogen power generation ⃝ ⃝
Dispatchable RES (hydro, bio) ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝
Variable generation ⃝ ⃝ ⃝ ⃝
Smart charging EVs / small DSR ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝
Large DSR ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝
Chemical batteries / V2G ⃝ ⃝ ⃝ ⃝
Supercapacitors
⃝
Hydro pumping storage ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝
Flywheels
⃝
LAES/CAES, thermal storage ⃝ ⃝ ⃝
Power-to-hydrogen ⃝ ⃝ ⃝
Power-to-heat ⃝ ⃝
Interconnections (incl. HVDC & conversion stations) ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝
Grid flexibilities (power flow, voltage control) ⃝ ⃝ ⃝ ⃝
Inter-monthly
flexibility need
provided that
the control technology
has been
upgraded. Nuclear
power plants
and biomass
plants also represent
controllable
power. At present,
these plants are by
far the most important
lever for
creating system
flexibility in most
electricity supply
systems, with
a share of more
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 21
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SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 22
than 90 % – followed by the possibilities
offered by the expansion
of cross-border lines, load management
and storage systems.
Increasingly, wind and solar are
also being deployed more flexibly.
With the shift from fixed tariff systems
to near-market systems, but
also with the emergence of Green
Power Purchase Agreements
(PPAs), renewable operators are
increasingly seizing the opportunities
in short-term optimisation.
This allows wind and solar power
to be fed into the grid in a way that
serves the system better.
Country
As a replacement for the coal and nuclear power
plants that are being taken off the grid, a considerable
increase in the number of natural gas power
plants is nevertheless indispensable, which in future
can be operated with climate-neutral hydrogen or
ammonia. Since these substances can be stored well,
they represent technically and economically promising
solutions. New gas-fired power plants are thus
not stranded investments or a lock-in for greenhouse
gas emissions, provided they are hydrogen-ready.
In many European countries, however, the existing
electricity market design does not provide the necessary
incentives for the existing demand for new
construction. The entrepreneurial risk is too high
to invest in secured capacity solely in the hope of
stochastically occurring price peaks – especially due
to the high risk of political interventions in case of
high market prices. The solution is to expand the
capacity mechanisms already in place in some EU
countries, which remunerate the provision of firm
capacity. The demand for secure power could be put
out to tender, whereby offers by means of demand
management and storage could also be included in
auctions carried out accordingly. A technology-open
and competitively designed European harmonised
capacity market would be suitable to consider the
investment risks for new plants and at the same time
keep existing and necessary plants in the system.
For the use of hydrogen in electricity generation, it
is also considered necessary to compensate for the
cost difference between hydrogen and natural gas
operation for the period from around 2030 until
the full implementation of decarbonisation of electricity
generation. One possible instrument for the
Highest load
Time
Lowest load Time
Austria 10 166 02.02. 10:45 – 11:00 3 869 30.10. 02:30 – 02:45
Belgium 13 234 20.01. 18:15 – 18:30 6 218 01.11. 04:45 – 05:00
Switzerland 10 420 12.01. 08:00 – 09:00 4 031 26.08. 01:00 – 02:00
Czech Republic 10 733 14.12. 13:00 – 14:00 4 195 07.08. 05:00 – 06_00
Germany 78 828 01.02. 12:30 – 12:45 31 855 22.05. 02:30 – 02:45
Denmark 5 834 17.01. 17:00 – 18:00 2 233 17.07. 05:00 – 06:00
France 86 279 14.01. 09:00 – 10:00 30 321 30.10. 04:00 – 05:00
Luxembourg 784 14.12. 11:45 – 12:00 151 10.06. 16:00 – 16:15
the Netherlands 17 004 24.01. 17:45 – 18:00 5 350 17.04. 14:00 – 14:15
Norway 43 659 12.01. 11:00 – 12:00 9 992 19.06. 03:00 – 04:00
Poland 27 211 16.12. 11:00 – 12:00 11 824 26.12. 03:00 – 04:00
Sweden 24 250 16.12. 09:00 – 10:00 9 013 02.08. 04:00 – 05:00
ENTSO-E 464 597 12.01. 11:15 – 11:30 178 314 30.10. 02:30 – 02:45
| Tab. 3
Maximum and minimum load in MW of the “electric neighbourhood” of Germany, i.e. the countries
connected to the German power system in 2022.
Source: ENTSO-E transparency platform
transition phase, i.e. for the period when natural gas
and hydrogen are in the system at the same time, is a
contract for difference (CfD), which compensates for
any cost differences between natural gas plus CO 2
and hydrogen.
Grid expansion
Electricity has been traded across borders for
decades. This is made possible by the European interconnected
grid. The electricity grids of the European
countries are interconnected over a wide area via
so-called cross-border interconnectors. For national
electricity markets, the cross-border exchange of
electricity thus made possible offers a multitude of
advantages. ”We can only think of supply security in
European terms ...Germany could hardly manage its
nuclear and coal phase-out without being integrated
into a European system.“ 9
Differences in generation and consumption between
European countries can be better balanced. This is
especially true for a large part of renewable energies,
such as hydropower, wind and solar. For example,
wind and solar conditions differ across Europe, and
the supply of hydropower also varies greatly from
region to region. Moreover, peaks in demand often
do not occur simultaneously in Europe (Table 3). The
supra-regional balancing that is possible in the internal
market means that less capacity has to be kept
available than in a purely nationally designed system.
The expansion of cross-border interconnectors can
thus increase the security of supply, especially, when
large distance transport of electricity overcomes the
spatial correlation of wind and PV power production.
The German wind power production e.g. shows
9 Leonhard Birnbaum, Der Tagesspiegel, 24. Juni 2019, „Die Energiewende hat eine massive Umverteilung gebracht“
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a high correlation with Denmark, Poland, Czech Republic,
Belgium and France – only Austria is much
lower correlated. Hence, the typical correlation radius
in this case is 900 km 10 .
In order to coordinate the tasks in the merging European
internal market, the European Network of
Transmission System Operators for Electricity (ENT-
SO-E) has been given the responsibility to regularly
draw up (every two years) a Europe-wide 10-year
network development plan 11 . This infrastructure
plan is based on the existing generation capacities
and peak loads of the countries in the ENTSO-E area
(Western and Central Europe). In the latest 10-year
plan, ENTSO-E identifies the need for 64 GW of
transmission grid additions from 2025 to 2030 at
over 65 borders and 88 GW from 2025 to 2040 at
65 borders.
Nonetheless, grid expansion will not solve all problems:
if all ENTSO-E countries relied on electricity
imports, there would be no export country left. Consequently,
countries have some interest to reduce the
need for power imports to certain times and to an
acceptable amount. Partially, this is not only driven
by security of supply concerns but also in order
to reduce environmental impact of importing fossil-based
electricity as was recently discussed in
Switzerland 12 . The stronger interconnection also
leads to an international exchange of system services
e.g. international redispatch, which in rare cases can
cause challenges for the grid operators 13 and to the
occurrence of loop flows 14 .
Additionally, grid expansion should also happen digitally:
Volatile power generation from renewables
makes it necessary to coordinate grids, generation
and consumption more efficiently. The demand- and
consumption-oriented solution is smart grids – an intelligent
power grid that distributes electricity more
effectively. They prevent over- and under-voltage
and ensure a stable supply by distributing electricity
as needed. The smart meter – an intelligent measuring
system – serves as a helper in the smart grid.
Networking is achieved by using information and
communication technologies (ICT) and decentral organized
energy management systems to coordinate
the individual components. Electricity consumption
data for electric cars and infrared heaters will also be
exchanged via the protected data switching system
of the smart meters. Furthermore, in the event of a
power outage, smart grids can ensure that the power
supply is automatically redirected. Consequently,
they can make the power grid more resilient and
ensure a stable supply. As a result, the impact in the
event of a power outage is only slightly noticeable for
private households and companies. Moreover, the
sensors can also detect faults in the system at an early
stage so that a failure can be prevented.
An interesting digital solution has been provided by
TransnetBW to the electricity consumers in South-
West Germany with the app “StromGedacht”. It
indicates stressed grid situations and asks its users
to reduce electricity consumption. Since December
2022 it has been used twice as response to grid
bottlenecks.
Storage
Currently, only pumped storage power plants are
available for economic electricity storage. Germany
has an installed pumped storage capacity of 5.4 GW.
The national pumped-hydro storage systems have a
total energy of 39 gigawatt hours, corresponding to
roughly 40 minutes of the average German electricity
consumption. If we also include the plants outside
German territory, insofar as they feed into a German
control area and can therefore be electrically allocated
to the German electricity grid – this concerns
pumped storage power plants in Luxembourg and
Austria – the total is 9.7 GW. As of the end of 2021,
there were 22.3 GW across the EU. Due to existing
location restrictions, the expansion possibilities for
this mature technology are limited. There are opportunities
to expand capacity by modernising existing
plants. However, pumped storage power plants can
only be considered for short-term storage. They
cannot compensate for several days of restrictions
in electricity generation from wind and sun, i.e. a
longer dark period. This also applies to batteries.
The recent growth in storage takes mainly place
in battery systems. At the 1st January 2023, there
were 0.88 GWh large-scale storage (mainly installed
for primary control power), 0.26 GWh industrial
storage (e.g. for peak shaving) and 4.5 GWh home
storage. The latter were mainly triggered to increase
PV self-consumption. The total volume of
battery storage is with its 5.6 GWh still substantially
smaller than pumped hydro, however, the growth
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 23
10 VGB, Thomas Linnemann and Guido Vallana, Windenergie in Deutschland und Europa, Essen, 2017
11 ENTSO-E, High-Level Report TYNDP 2022, Brussels, July 2022
12 M Rüdisüli, E Romano, S Eggimann, MK Patel; Decarbonization strategies for Switzerland considering embedded greenhouse gas emissions in electricity imports;
Energy Policy (2022)
13 TransnetBW, Stromampel sprang erstmals auf „Rot“, 7th Dec 2022, media communication
14 Transformer Magazine, Phase-shifting transformer between Poland and Germany goes online, June 2016
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Prospects for Development of Power Generation in Europe ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 24
is tremendous: 1st January 2022, the corresponding
figures were 0.65 GWh, 0.19 GWh and 2.8 GWh. 15 In
the long term, the production of synthetic fuels from
renewably generated electricity, power-to-X (PtX)
technology, offers an option for long-term storage 16 .
This will help to meet the seasonal demand pattern
in Europe. Due to the enormous electricity demand
to produce the required amounts of hydrogen, hydrogen
will most likely be imported at a substantial
share 17 : estimates for the EU show a range around
50 %. Looking at the current bilateral hydrogen
agreements between exporters and EU countries,
it is most likely, that these exports will mainly be
done by maritime shipping 18 – especially, since the
other two expected main importing countries Japan
and South Korea will only have maritime hydrogen
imports as realistic option.
EASE – the European Association of Energy Storage
– with a certain preference for battery-based solutions
estimated a need of 187 GW of energy storage
by 2030 and 600 GW by 2050. The 600 GW is part of
a total of 811 GW of flexibility capacity needed, with
the rest made up of gas turbines. Of the 187 GW, 65
GW will be pumped hydro energy storage, 67 GW of
battery storage and other short duration solutions,
and 55 GW of energy storage from longer-duration
batteries and other energy storage solutions. 19
Despite this battery-optimistic view, the figures indicate
the need and a certain pressure to build the
needed infrastructure.
Demand Response
In addition to storage, a system for controlling power
consumption can be used as a further buffer. Electricity
is then consumed in a targeted manner with
load management when a high supply of electricity
is available, e.g. during periods of strong wind.
Variable tariffs can make such “load shifting” financially
viable for the final consumer. By controlling
the consumption side, the maximum load and thus
the need for assured capacity can be reduced. New
technologies, such as smart meters, and the use of
the possibilities offered by digitalization can help to
improve the conditions for keeping production and
consumption in balance. Such balancing, which
guarantees the nominal frequency of 50 Hz, is indispensable
for maintaining system stability.
The association smartEn (Smart Energy Europe)
stated in a recent study 20 , that modelling suggests
that the energy system in 2030 would lack at least
60 GW of generation capacity during the highest
demand peaks. Enabling 60 GW of demand side flexibility
would save € 2.7 billion annually compared
to installing 60 GW of peak generation capacity.
However, it should be noted, that similar to peak
generation also peak shaving capabilities need a
very high availability to be useful. Further savings
between € 262 and € 690 million across the EU-27
result from balancing costs – as well as € 11 – 29
billion savings in grid investment needs annually
between 2023 and 2030.
Coupling with heat and mobility
Electric vehicles can be consumers and intermediate
storage at the same time. This concept is known as
Vehicle-2-Grid (V2G). This is the release of electrical
power from the battery of electric cars back into
the public power grid. The batteries of the electric
vehicles are stored with the help of smart charging
energy and returned to the smart grid during electricity
load peaks via regenerative power supply. In
the future, more and more electric vehicles will be
used, placing a heavier load on the grid.
First field tests of the German utility TransnetBW in
2022 regarding the provision of secondary control
power were quite promising: the company undertook
a practical test with 155 vehicles under the
name “EV-Fleet”. For this, TransnetBW integrated
the vehicles into a virtual power plant, the charging
and discharging processes were then started
or stopped based on target values issued by TransnetBW's
grid control system. TransnetBW is now
evaluating the data and analysing the options for
meeting the prequalification requirements for control
reserve.
Heat pumps are also considered as relevant flexibility
source in the future energy system. A recent
study by EWI and E-CUBE, however, also indicated
that this heating technology drives up peak
loads in cold winters. In cold winters, e.g. in 2012,
a gap of up to 3.2 TWh of electricity could occur
in North-Western Europe (Germany, France, Denmark
and Benelux) 21 . This is shown in the study
"2030 Peak Power Demand in North-West Europe"
15 Data provided by “Battery Charts” https://battery-charts.rwth-aachen.de/main-page/
16 Weltenergierat – Deutschland / frontier economics, International Aspects of a Power-to-X Roadmap, Berlin, Oktober 2018
17 La Revue de l'Énergie, Octobre 2021, Decarbonised hydrogen imports into the European Union: challenges and opportunities, Paris
18 ICS – International Chamber of Shipping, Fuelling the Fourth Propulsion Revolution: An Opportunity for All, May 2022, London
19 Webinar of Delta-EE and EASE on 14th June 2022
20 Demand-side flexibility in the EU: Quantification of benefits in 2030, September 2022
21 EWI and E-CUBE, "2030 Peak Power Demand in North-West Europe", Cologne (September 2020)
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Prospects for Development of Power Generation in Europe ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
by the Institute of Energy Economics (EWI) at the
University of Cologne and the French consulting
firm E-CUBE Strategy Consultants on behalf of the
French energy supplier ENGIE. Consequently, the
risk of security of supply issues during cold winters
increases until 2030.
Despite electro-mobility and heat pump might serve
as flexibility sources in the future European energy
system, they will also lead to a demand increase in
electricity and will also lead to challenges in the
energy system, when synchronous loading or using
occurs. Again, smart technologies are needed to
meet these challenges. In fact, the German and the
Swiss electricity regulator are increasingly thinking
about reducing electricity supply to heat pumps
and electric vehicles in case of power scarcity. This
is mainly due to bottlenecks in the DSO grid, that
were not designed for the additional load and energy
needed by heat pumps and electric vehicles.
To meet the energy demand for climate-neutral
heating and mobility electricity imports of energy
carriers might be needed e.g. as ammonia or methanol
produced by climate-neutral hydrogen, since
most likely the generation in many European countries
will not be sufficient to meet total demand and
seasonal demand. In the Haru Oni project (Chile),
methanol is produced with renewable generated
hydrogen and captured CO 2 and will be shipped to
Europe as fuel for cars 22 .
Re-using existing infrastructure and
new infrastructure requests
Given the challenges regarding infrastructure
development in many European countries, it is
recommendable to look at the re-use of existing
infrastructure. Both for the existing natural gas
infrastructure, that might partially be used for the
European hydrogen grid 23 and for the electricity system,
where e.g. natural gas power plants might be
repurposed to run on hydrogen or ammonia. Partially,
this can be done stepwise with modest changes
to the existing infrastructure e.g. by blending hydrogen
with natural gas 24 or by using biomass for
a coal-fired plant 25 . In other cases, more changes
to the infrastructure are needed – however, the
brownfield development still offers many advantages
e.g. by switching from coal to gas. The project
‘Re-purposing Coal Power Plants during Energy
Transition’ (RCPP), which is partially funded by
the EU, has identified 835 coal-fired plants in six
European countries alone, accounting for 67 % of
Europe’s energy generation 26 . Of course, the natural
gas in these cases also needs to be replaced by
hydrogen-based carriers over time. From an efficiency
point of view, fuel cells might be the preferred
choice for electricity generation – however, from a
system stability point of view with need for inertia
by rotating masses (and also for CHP solutions) hydrogen-fired
turbines are more attractive. The IEA
recommended recently to consider the conversion of
coal-fired power stations in more depth – and view
them as brownfield solutions for flexibility and security
of supply. 27 Using existing infrastructure for a
longer time than expected might also be an answer
to deficits with regards to natural gas supply, but
also to longer than expected construction time of
energy infrastructure. Also the use of existing fossil
plant sites with small nuclear reactors is considered
as solution to increase the share of climate-friendly
power production. 28
Some new infrastructure is also needed, especially
in the maritime sector to enable the large-scale
transport of hydrogen-based energy carriers e.g.
unloading devices, bunkers or ammonia crackers
in the ports 29 .
However, also in the distribution of energy, additional
requirements need to be met. Again, this will
partially be needed to distribute hydrogen to customers,
but also in the existing electricity grid. To
some extent, this is already part of an ongoing transformation
process. E.ON estimated that in 2022 in
its German DSO grid, there have been 28,600 grid
connection requests for wind and PV above 30 kW
(2021: 15,000) and for small-scale PV below 30 kW
129,000 requests (2021: 102,000). Similarly, on the
consumption side: home charging for electric cars
led in 2022 to 235,000 installations (2021: 135,000).
As previously mentioned, this also necessitates an
intelligent grid with additional data exchanges and
steering logic.
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 25
22 https://www.haruoni.com/#/en
23 Guidehouse, European Hydrogen Backbone – A EUROPEAN HYDROGEN INFRASTRUCTURE VISION COVERING 28 COUNTRIES, Utrecht (April 2022)
24 https://www.siemens-energy.com/global/en/news/magazine/2022/donaustadt-hydrogen-trial.html
25 The UK-based power station Drax started co-firing already in 2010, between 2012 and 2016 a dedicated biomass usage was implemented
(https://www.drax.com/biomass/)
26 https://www.recpp.eu/
27 IEA, Phasing out unabated coal: current status and three case studies, Paris (October 2021)
28 https://ro.usembassy.gov/repurposing-coal-power-plant-sites-with-a-nuscale-small-modular-reactor-power-plant-fact-sheet/
29 In Europe, the port of Rotterdam is actively pursuing activities to become the European import hub for hydrogen
(https://www.portofrotterdam.com/en/port-future/energy-transition/ongoing-projects/hydrogen-rotterdam/import-of-hydrogen)
Similarly, Houston in the US and Singapore in South-East Asia
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Prospects for Development of Power Generation in Europe ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 26
Conclusion
The transformation of the European power system
is an ongoing task. Due to the global price development
of natural gas that started in summer 2021 and
the reduced gas supply as consequence of the war
between Russia and Ukraine since spring 2022, security
of supply has gained importance. Whereas there
are already some technical solutions existing – and
some others also in a very promising stage of development
– the implementation needs time. Due to
supply bottlenecks, scarcity of skilled workforce and
sometimes also public resistance against infrastructure
projects, one should not expect that ambitious
plans will materialize in the scheduled time-frame,
but will take longer. This might lead to a stronger
focus on brownfield development, where large parts
of existing infrastructure can be used.
The goal of import independency as a result of a
transformed energy system will not be achieved.
Firstly, the increasing demand for electricity due
to mobility and heat pumps as well as the need for
seasonal storage, makes imports of hydrogen-based
fuels as ammonia or methanol very likely, since the
electricity generation capacities in Europe will not
be sufficient to meet the demand. Consequently,
hydrogen-based fuels will be imported. The existing
bilateral agreements indicate that globally, maritime
shipping will become the main enabler for the global
trade, in some rare cases e.g., Norway-Germany
also pipeline imports are feasible 30 . Using pipelines
to transport hydrogen from the MENA region to
Europe is in general possible. However, apart from
Europe there are two very attractive import countries
with a very clear import agenda: South Korea and
Japan. For these two countries maritime transport
is the only realistic solution, consequently exporting
countries Saudi Arabia or UAE prepare the maritime
export infrastructure.
technologies such as wind energy, batteries, electrolysers,
solar panels and heat pumps, the three largest
producing countries account for at least 70 % of the
production capacity for each technology – with China
dominating in all of these areas.
Authors
Prof. Dr. Stefan Ulreich
Professor of Energy Economics, Biberach
University of Applied Sciences, Germany
ulreich@hochschule-bc.de
Prof. Dr. Stefan Ulreich teaches energy economics at the University of Applied
Sciences Biberach with a focus on commodity trading, risk management, energy
policy and digitization. Stefan Ulreich studied theoretical physics at the
Ludwig-Maximilians-University in Munich. He started his career at Dresdner
Kleinwort Benson in investment banking. Then he worked for the E.ON Group as
energy trader and originator, in the energy policy and in the energy strategy
department. Stefan Ulreich chairs the Task Force Renewables of the European
Federation of Energy Traders (EFET) and is active in the World Energy Council.
Prof. Dr. Hans-Wilhelm Schiffer
Lecturer at RWTH Aachen,
Germany
HWSchiffer@t-online.de
Prof. Dr. Hans-Wilhelm Schiffer is member of the Studies Committee of the World
Energy Council, London and a visiting lecturer for Energy Economics at RWTH
Aachen University. Mr. Schiffer studied economics at the University of Cologne
and at the Pennsylvania State University. He started his career as scientific assistant
at the Institute for Energy Economics of the Cologne University. He then
worked as a civil servant in the Federal Economics Ministry, including a period
with the British Department of Energy, and the Federal Ministry for Environment
in Bonn and subsequently for the RWE Group in Essen. He is the author of the
standard work Energiemarkt Deutschland, published by Springer Vieweg in
November 2018.
Secondly, the transformation of the energy system
will reduce the demand for fossil fuels, but increase
the demand for minerals 31 . This will lead to new
dependencies: 32
China currently dominates the
manufacturing and trade of most clean energy technologies.
China's investment in clean energy supply
chains has been instrumental in driving down the
cost of key technologies globally, with several benefits
for the clean energy transition. At the same time,
the extent of geographic concentration in global
supply chains also creates potential challenges that
governments must address. For mass-produced
30 https://www.equinor.com/news/20230105-equinor-rwe-cooperation
31 Gerald Kalt, Philipp Thunshirn, Fridolin Krausmann, Helmut Haberl, Material requirements of global electricity sector pathways to 2050 and associated greenhouse
gas emissions, Journal of Cleaner Production, Volume 358, 2022, 132014, ISSN 0959-6526
32 IEA, Energy Technology Perspectives, Paris (January 2023)
Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Prospects for Development of Power Generation in Europe ı Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Entwicklung der
Stromerzeugungskapazität in
Deutschland bis zum Jahr 2030
Stefan Ulreich, Hans-Wilhelm Schiffer
Am 25. November 2022 verfügte Deutschland über eine installierte Nettostromerzeugungskapazität von
238,7 Gigawatt. Davon entfielen 143,2 GW bzw. rund 60 % auf Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien
und 95,5 GW bzw. rund 40 % auf konventionelle Anlagen. Von der gesamten installierten Leistung entfielen
7,4 GW auf Kraftwerke außerhalb des Strommarktes. Von der angegebenen Leistung außerhalb des Strommarktes
entfielen 4,4 GW auf die Netzreserve, 1,8 GW auf vorübergehend stillgelegte Anlagen und 1,3 GW
auf die Kapazitätsreserve.
Die Nettokapazität der Stromerzeugungsanlagen
am Strommarkt betrug zum Zeitpunkt der Erstellung
dieses Berichts 231,3 GW. Davon entfielen 88,1 GW
auf konventionelle und 143,2 GW auf erneuerbare
Energieanlagen (Abbildung 1).
Die von den Übertragungsnetzbetreibern in den
letzten Jahren gemessene Höchstlast in Deutschland,
die in der Regel am frühen Abend eines
Wintermonats (und außerhalb der Ferienzeit)
auftritt, liegt bei 80 bis 85 GW. Nach Angaben der
Ableitung der gesicherten Leistung von der Nettoleistung der Stromerzeugungsanlagen am deutschen Strommarkt
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 27
| Abb. 1 Die gesicherte Leistung verringert sich in den nächsten Jahren aufgrund des Kernenergieausstiegs und der Regelungen zur schrittweisen
Beendigung der Kohlenutzung. Gleichzeitig ist bei einem ambitionierten Ausbau von Wärmepumpen und von Elektromobilität von einer steigenden
Nachfrage und damit auch einer Erhöhung der Spitzenlast auszugehen.
* Nettoleistung der Stromerzeugungsanlagen am Strommarkt gemäß Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur, Stand 25.11.2022
(Erneuerbare Energien-Anlagen zum 30.06.2022 erfasst). Zusätzlich hat die Bundesnetzagentur 7.388 MW-Anlagen außerhalb des Strommarktes erfasst.
Dazu zählen u. a. die Netzreservekraftwerke
** Rechnerische Ermittlung unter Ansatz der durchschnittlichen Ausfallraten bei konventionellen Kraftwerken bzw. Nichtverfügbarkeitsraten bei Erneuerbare
Energien-Anlagen. Die betragen laut Angabe der Übertragungsnetzbetreiber und von ENTSO-E 5 % bei Kernenergie, 9 % bei Braunkohle und Steinkohle,
7 % bei Erdgas, 72 % bei Laufwasser, 35 % bei Biomasse, 20 % bei Pumpspeichern, 99 % bei Wind onshore, 96 % bei Wind offshore und 100 % bei Photovoltaik.
Für sonstige erneuerbare und sonstige nicht-erneuerbare Energien wird – wie bei Biomasse – eine Nichtverfügbarkeit von 35 % unterstellt
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Entwicklung Trilemma can der provide Stromerzeugungskapazität learning points between in Deutschland countries – the bis zum case Jahr for Nuclear 2030 ı ı Stefan Jan Emblemsvåg, Ulreich, Hans-Wilhelm Anders Österlund Schiffer

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Installierte und gesicherte Leistung (25.11.2022)
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 28
| Abb. 2 Als gesicherte Leistung oder auch Leistungskredit wird der prozentuale Anteil der Nennleistung eines Kraftwerks bezeichnet, welcher statistisch gesehen
zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast zuverlässig zur Verfügung steht.
* davon 1.364 außerhalb des Strommarktes (Netzreserve)
** davon 4.216 MW außerhalb des Strommarktes (1.382 MW Netzreserve und 1.571 MW vorläufig stillgelegte Anlagen und 1.263 MW Kapazitätsreserve)
Quellen: Bundesnetzagentur, Kraftwerksliste Stand 25.11.2022 (EEG-Anlagen ausgewertet zum 30.06.2022); ÜNB (Ausfallraten bei konventionellen
Kraftwerken bzw. Nichtverfügbarkeitsraten bei erneuerbaren Energien laut Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2017 – 2021,
23. Januar 2019 sowie Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2018 – 2022, Stand 18.02.2020), ENTSO-E
(laut ENTSO-E variieren die Nichtverfügbarkeiten bei Wind zwischen 96 % und 98 %)
Bundesnetzagentur wurde die höchste Last im
Jahr 2021 am 30. November in der Zeit zwischen
11:45 Uhr und 12:00 Uhr mit insgesamt 81.368 MW
erreicht. Im Jahr 2022 wurde die Jahreshöchstlast
mit 78.810 MW am 1. Februar 2022 in der Viertelstunde
zwischen 11:30 Uhr und 11:45 Uhr erreicht.
Allerdings ist diese Lastmessung auf Basis der stündlichen
Produktionsdaten der ÜNB für Deutschland
nicht vollständig. Das liegt an den Industriekraftwerken,
deren Produktion nicht in das öffentliche
Netz eingespeist wird. Schätzungen beziffern die
Differenz auf 5 % bis 10 % der stündlich gemessenen
Nachfrage, so dass die tatsächliche Spitzenlast
derzeit bei mindestens 85 GW liegen dürfte.
Die europäische Dachorganisation der Übertragungsnetzbetreiber
ENTSO-E geht für Deutschland
von einer Spitzennachfrage von 86 GW aus. Für die
Versorgungssicherheit ist entscheidend, inwieweit
davon ausgegangen werden kann, dass die Stromerzeugungskapazität
zum Zeitpunkt der Spitzenlast
zuverlässig zur Verfügung steht.
Der Anteil der gesicherten Kapazität an der installierten
Kapazität ist bei den verschiedenen Technologien
unterschiedlich. Bei Anlagen auf Basis von
Kernenergie, Steinkohle, Braunkohle und Erdgas
können mehr als 90 % der installierten Kapazität
als gesichert eingestuft werden. Am anderen Ende
des Spektrums steht die Fotovoltaik (PV). Die zum
Zeitpunkt der erwarteten Spitzenlast verfügbare
PV-Kapazität muss mit Null angenommen werden,
da die Spitzenlast in Deutschland typischerweise zu
einer Zeit auftritt, in der es dunkel ist. Bei der Windenergie
– dies gilt insbesondere für Offshore-Anlagen
– ist die Situation günstiger. Es ist jedoch nicht
auszuschließen, dass es zur Zeit der höchsten Last
eine Windflaute gibt. Aus diesem Grund setzt z. B.
der Verband ENTSO-E den Anteil der gesicherten
Leistung an der installierten Leistung auf

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
dort vorhandenen Kapazitäten dies zulassen und
die grenzüberschreitenden Übertragungsnetze
keinen Engpass bilden. Im Winter – und das ist der
für die Gestaltung der Versorgungssicherheit relevante
Zeitraum – ist jedoch in allen europäischen
Ländern mit Engpässen bei den Erzeugungskapazitäten
zu rechnen. Zusammenfassend ist daher festzustellen,
dass Deutschland im Winter 2022/2023
über ausreichend gesicherte Kapazitäten verfügt,
um das Stromsystem zu jeder Zeit zu stabilisieren.
Aber bereits für die nahe Zukunft tut sich eine Lücke
zwischen der Entwicklung der Nachfrage und der
gesicherten Kapazität auf. Die Bundesregierung hat
beschlossen, sowohl aus der Kernenergie als auch
aus der Kohleverstromung auszusteigen. Wenn die
drei verbliebenen Kernkraftwerksblöcke Neckarwestheim
2, Emsland und Isar 2 im April 2023 stillgelegt
werden, reduziert sich die regelbare Leistung
um 4,1 GW gegenüber dem Stand vom 25.
November 2022. Bis zum Jahr 2025 reduziert sich
die gesamte konventionelle Stromerzeugungskapazität
unter Berücksichtigung der gesetzlich geregelten
Stilllegung von Kohlekraftwerken in Höhe
von 11,3 GW und der zu erwartenden Inbetriebnahme
von Neuanlagen (insbesondere auf Erdgasbasis)
von 3,3 GW auf 83,5 GW (Abbildung 3).
Würde der vollständige Kohleausstieg auf das
Jahr 2030 vorgezogen, blieben von der derzeit
installierten fossilen Kraftwerksleistung – davon
33,8 GW Erdgas, 4,8 GW Erdölprodukte und 5,4
GW sonstige nicht erneuerbare Energieträger –
nur noch 44,0 GW übrig, sofern nicht auch diese
Anlagen bis dahin stillgelegt werden. Zählt man
die im Bau befindlichen Kraftwerke hinzu, wären
es 47,3 GW.
Weitere Kapazitäten, die nicht auf erneuerbaren
Energien basieren, sind die Pumpspeicherkraftwerke.
Deren Gesamtkapazität zum 25. November
2022 wird einschließlich der im Ausland installierten,
aber direkt ins deutsche Netz einspeisenden
Anlagen auf 9,7 GW geschätzt. Unter Einbeziehung
dieser Anlagen ergibt sich eine Reduzierung um
40 % gegenüber dem Stand vom 25. November
2022, für den die installierte Leistung der konventionellen
Anlagen mit 95,5 GW angegeben wird.
Zwar wird es bis 2030 einen erheblichen Zuwachs
an Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien
geben, von 143 GW im Jahr 2022 auf insgesamt
rund 380 GW. Dabei handelt es sich jedoch überwiegend
um Solar- und Windkraftanlagen, die nur
zu einem geringen Teil zur gesicherten Leistung
beitrage.
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 29
Entwicklung der konventionellen Stromerzeugungskapazitäten in Deutschland bis 2025 (in Gigawatt)
2022 2025
| Abb. 3
* Installierte Nettoleistung einschließlich der Kraftwerke außerhalb des Strommarktes von 7,4 GW
** Gesetzliche Stilllegungen (KVBG): Ausstiegspfad Braunkohle: 1.652 MW; Ausschreibung der dritten bis sechsten Runde: 4.775 MW (Steinkohle);
Stilllegung nach Beendigung der Versorgungsreserve gemäß § 50d EnWG: 1.886 MW; Stilllegung nach Marktrückkehr aus der Netzreserve: 2.947 MW
*** darunter 2,8 GW Erdgas
Quelle: Bundesnetzagentur, Kraftwerksliste, Stand 25.11.2022
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Entwicklung Trilemma can der provide Stromerzeugungskapazität learning points between in Deutschland countries – the bis zum case Jahr for Nuclear 2030 ı ı Stefan Jan Emblemsvåg, Ulreich, Hans-Wilhelm Anders Österlund Schiffer

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Autoren
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 30
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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.
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Energy Policy, Economy and Law
How Entwicklung the Energy der Trilemma Stromerzeugungskapazität can provide learning Deutschland points between bis zum countries Jahr 2030 – the case ı Stefan for Nuclear Ulreich, Hans-Wilhelm ı Jan Emblemsvåg, Schiffer Anders Österlund

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
How the Energy Trilemma can
provide Learning Points between
Countries – the Case for Nuclear
Jan Emblemsvåg, Anders Österlund
We can ignore reality,
but we cannot ignore the consequences
of ignoring reality. – Ayn Rand –
Introduction
After two decades in pursuit of a sustainable energy system, there are still many unresolved questions. For
one, a clear definition of what constitutes a sustainable energy system is lacking. The European Commission
sets the target of reducing GreenHouse Gas (GHG) emissions to 80 % – 95 % below 1990 levels by
2050 in 2009 (European Commission 2018), and the power sector is expected to contribute significantly.
Thus, Emblemsvåg (2022) suggests defining a low-carbon electricity grid as a grid where the life-cycle
emissions are 100 gram CO 2 -eq./kWh in an electric grid.
The low carbon electricity grid concept is a consequence
of UN’s Sustainable Development Goals
(SDG) 7, i.e., “Ensure access to affordable, reliable,
sustainable and modern energy for all” (UN DESA
2015). While ‘modern’ can be difficult to define,
affordable, reliable and sustainable are clearer.
Another way of phrasing the same key variables is
through the Energy Trilemma, which also address
SDG 7 (Marti and Puertas 2022). The Energy Trilemma
is the continuation of the SD concept and
developed by World Energy Council (WEC and Oliver
Wyman 2021), see Figure 1.
Some consider the energy trilemma concept to be
the foundation for the sustainable development
of the energy sector (Tomei and Gent 2015). The
concept has been encapsulated in an index, as well,
see Figure 2. The World Energy Trilemma Index
(WETI) comprises of the dimensions energy security,
energy equity, environmental sustainability
and country context (Šprajc et al. 2019).
The goal of WETI is to provide insights into a country’s
relative energy performance with regards to
the three dimensions. Thus, the Index highlights
a country’s challenges in balancing the Energy
Trilemma and opportunities for improvements in
meeting energy goals now and in the future (WEC
and Oliver Wyman 2021). However, there are significant
methodological issues concerning the
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 31
| Fig. 1
The World Energy Trilemma
Index (WETI).
Source: WEC and Oliver Wyman
(2021)
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Trilemma can provide learning points between countries – the case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

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ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 32
WETI (Šprajc et al. 2019). The results from Wu and
Sansavini (2021), in contrast, demonstrate that
the trade-offs between the trilemma objectives are
nonlinear, and that economic- and sustainability
objectives are not always conflicting upon which
the authors argue that optimizing all trilemma
objectives simultaneously can yield highly efficient
solutions. Yet, Resniova and Ponomarenko (2021)
argue that the issues of assessing national energy
sustainability have not yet been resolved.
| Fig. 2
Top performers and top
improvers.
Source: WEC and Oliver
Wyman (2021)
also translates into costs. For example, the Danish
grid relies heavily in grid stability services from
Sweden and Germany. Germany has in turn also
import from a number of other grids, but it is sufficiently
independent to constitute a unit of analysis.
Hence, the first criterium we deploy is that the unit
if analysis – a grid – must be sufficiently independent
to realistically be in control of its performance.
In our analysis, we therefore study how production
volumes [TWh/yr] have changed over the years.
The purpose of this paper is not to venture into
this debate, but to merely point out a few simple
facts using the Energy Trilemma concept and not
the WETI itself. The literature seems to agree that
the concept is overall sound, but that the issues lie
in measuring it numerically though the WETI. We
propose using a comparative approach whereby we
identify two grids that have chosen two different
paths in solving their Energy Trilemma, and therefrom
distill learning points for others. The research
question we propose is therefore ‘which two grids
can be chosen as opposing cases to the Energy Trilemma
and what can be learned from them?’
The paper starts by discussing our approach in
the next section, before presenting our two cases
respectively. We will distill the learning points
before closing the paper following a critical review
of our approach.
Our approach
The WETI has been gradually refined since its
introduction and now ranks 127 countries (WEC
and Oliver Wyman 2021). In Figure 2, we see the
top performers and the bottom performers in 2021.
However, we find that synchronous grids are more
important than countries because grid stability and
synchronization is closely tied, which in the end
Another criterium we use is that only OECD countries
that have stayed within their respective Loss of
Load Expectations (LOLE) measures are included.
A LOLE value of 0.1 days/year, or 2.4 hours per year
based on the target of one outage-day every 10 years
is the typical target in the US (Kahn 2004). From
the LOLE requirements we can already exclude
California and Texas because both grids have experienced
either rolling blackouts or outright grid
collapse. Both are due to renewables, although the
report by ASCE Texas (2021) concerning the Texas
blackout is the clearest: “ASCE Texas Section identified
two primary and related problems:
1) a failure to support reliable dispatchable power
generation, and
2) the negative impact from sources of intermittent
electric power generation”.
Just a few weeks earlier, the entire ENTSO came
minutes also close to collapse on 8th of January
2021 (Starn et al. 2021), but lady Fortuna intervened.
Indeed, with the current policies (excluding
the part of the current energy crisis related to the
war in Ukraine), Europe is on the road to a major
grid collapse, according to Saurugg (2021). To our
surprise, much of the literature we have reviewed
is actually neglecting the grid stability issues altogether.
They seem to assume that it will just be
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Trilemma can provide learning points between countries – the case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

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fixed since it is not discussed. From a scientific
point of view, this is an untenable approach.
The third criterium we use is that the grid must have
a relatively high degree of fossil energy at the start.
This criterium therefore effectively exclude Hydroelectric
power (Hydro) countries such as Sweden
and Norway and Nuclear countries such as France.
The fourth criterium is derived from the fact that
we study only OECD countries to simplify the metrics.
By doing that we end up with two key metrics;
climate gas emissions [kg CO 2 equivalent/
MWh] and costs [EUR/MWh]. Costs are captured
by using prices and price volatility as proxy. The
price volatility is a good indication of system costs.
Hence, all of our variables – production volume,
emissions, prices and price volatility – are highly
numerical unlike some of the criteria in the WETI.
In our estimation, this simplifies the analyses as
well as makes them more robust as long as we discuss
countries on a similar development, i.e., all are
OECD countries.
When it comes to the cases, the first case was chosen
due to its high focus on the energy transition
and large investments committed – Germany.
Since Germany has achieved almost exactly what
the United States achieved, but at greater expense
(Smil 2020), some American states must therefore
have done comparably well. The US is therefore of
interest to study as done later on.
Germany
Germany embarked on its Energiewende (energy
transition) more than 20 years ago. Smil (2020)
sums it well up when he writes that “In 2000, Germany
had an installed capacity of 121 gigawatts
and it generated 577 terawatt-hours, which is 54
percent as much as it theoretically could have done
(that is, 54 percent was its capacity factor). In 2019,
the country produced just 5 percent more (607
TWh), but its installed capacity was 80 percent
higher (218.1 GW) because it now had two generating
systems”. Depending on the baseline, we get
different figures. Compared to the year with the
maximum production in the period (651.4 TWh in
2017), the production in 2019 was 7 % lower. 2020
was even lower, but since it is a COVID-19 year we
should be careful interpreting it too much.
The impact on electricity prices is staggering, as
shown in Figure 3. For the end-users we see more
than 230 % increase in price! The price volatility
is also very high. Even if we include the entire
Euro area, the price volatility measured by semester
intervals is 9.1 % 1 for minor consumers such as
households. As we see from Table 1, this is worse
than 90 % of US states.
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 33
| Fig. 3
Composition of electricity prices [EUR/MWh] in Germany.
Source: Calculated by the authors using data from https://ec.europa.eu/eurostat/web/energy/data/database
1 Calculated using information from EuroStat
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ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 34
The costs are also very large. Indeed, in the 2021
report, the “The Federal Audit Office [in Germany]
sees the danger that the energy transition in this
form will endanger Germany as a business location
and overwhelm the financial strength of electricity-consuming
companies and private households”
(Bundesrechnungshof 2021), as translated by Wetzel
(2021). The federal auditors in Germany are seriously
questioning the transition arguing that the results
are highly disproportionate to the results (Dohmen
et al. 2019). In fact, if the results of Emblemsvåg
(2021) from Ireland are transferable to Germany,
which we believe they are, Germany will never obtain
a sustainable energy system unless some major,
unforeseeable innovations in storage take place. This
is very unlikely, not just due to the costs but also the
sheer scale as Shaner et al. (2018) show in the case
for USA.
The results in terms of the shares of the different
energy sources in the German grid are shown in Figure
4. Clearly, there is a long way to go before the
emission targets are met.
The actual reductions from 2001 through 2020 in
climate gas emissions are 46 % 2
in relation to electricity
production, resulting in a carbon intensity of
314 kg CO 2 -equivalent/MWh yearend 2020. With
the COVID-19 issues of 2020, a more representative
year is 2019 where the carbon intensity is 346 kg CO 2 -
equivalent/MWh which implies that the reduction
in emissions from electricity production from 2001
through 2019 is 37.5 %. The distance from the 100 kg
CO 2 -equivalent/MWh target is large.
Before we venture to study the US states, it should
be noted that we sometimes hear that the reason for
the costs in Germany is the cost of paving the way
for renewable energy globally as an early adopter.
This argument holds some realism, but not on the
scale the supporters claim. This can be proven by
investigating the Intellectual Property Rights (IPR)
and their origin. If Germany was the trailblazer some
claim, we would expect them to hold a dominating
portion of the IPR, but they do not. Sure, Madvar et
al. (2019) find that Germany is the leading country
with 19,071 published patents by end of 2018,
but this constitutes less than 30 % of the total. The
US is the second country with the highest published
patent with 12,486 patents following by Denmark
and China with 7,717 and 7,307 published patents,
respectively.
The best American states
Using data from the US EIA we identify which states
have the highest improvements in emissions, the
lowest changes in retail prices, and the smallest
volatility in the grid as measured by the standard
deviation of the electricity prices over the last year.
Furthermore, we also studied whether or not the
states reduced their overall electricity production,
and hence became more dependent on others in the
| Fig. 4
The German Grid Mix Trend. Calculated by the authors using data from EIA and Statista.
2 According to https://www.statista.com/statistics/1290224/carbon-intensity-power-sector-germany/
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Percentiles
Electricity
Change
same grid area. This is important because the overall
US electricity production increased by 9 % in
the period.
In Table 1, we see the percentiles of the 50 states in
the analysis according to these four dimensions. To
sort the states, we use 1) a simple ABC classification
to handle the production volume and emission changes,
2) a ‘Large’, ‘Medium’ and ‘Small’ denotation for
the price changes and 3) a ‘High’, ‘Medium’ and ‘Low’
denotation for the price volatility. The percentiles
we use for the classifications are
the 33 % and the 67 % percentiles
in bold. We see that Germany is
performing poorer than the average
American state on all four
parameters – electricity volume,
emission change, price change
and price volatility. In terms of
price, Germany has more than
twice the price increase compared
to the worst performing US
state.
By sorting the 50 states like this,
we obtain the results in Table 2.
The ideal case is AAA (increase
in volume and major reduction
in emissions), low price volatility
and small price change. Note that
AAA here is not the same as AAA
in the WETI. Nevertheless, no
state has achieved Low Low AAA.
However, there are 17 A (significant
emission cuts, i.e., more
than 37 %) states out of which
4 are AAA states (production increased
by more than 21 %), 3 are
AA states (production increased
by 1 % – 21 %) and 10 are A states
(production fell or was barely
Emission
Change
Price
Change
Price
volatility
0 % – 61 % – 98 % 10 % 0,8 %
10 % – 23 % – 62 % 36 % 2,1 %
20 % – 13 % – 44 % 46 % 2,7 %
33 % 1 % – 37 % 50 % 3,3 %
40 % 3 % – 34 % 55 % 3,5 %
50 % 9 % – 31 % 62 % 4,0 %
60 % 16 % – 26 % 65 % 4,6 %
67 % 21 % – 18 % 66 % 5,1 %
80 % 27 % – 9 % 76 % 5,9 %
90 % 41 % 5 % 86 % 8,2 %
100 % 140 % 1651 % 116 % 25,0 %
| Tab. 1
The Percentiles of the 50 US States.
maintained), see Table 3. These
17 A states constitute 36 % of the
entire US electricity production
in 2001 and 33 % in 2021, and
they are responsible for 55 % of
the US emissions cuts. In total,
the US has cut its overall emissions
by 30 %, which is in the same
magnitude as Germany – but at
a fraction of the costs, as Smil
(2020) notes.
When interpreting these results,
we must also take into account
the overall grid performance of the grid system these
states are located in. For example, if the grid system
a state is located in, is running a shortage of electricity
production, being a state in the same grid that
also runs a shortage is potentially risky whereas a
state that has a production increase in the same grid
can offer an opportunity to sell surplus electricity.
Hence, interpreting the results is not straightforward
– states must be seen in context to the grid
they are located in. These best performing states are
shown in Table 5.
Price change Price volatility Emissions Production
CCC BBB AAA Triple
Large High 1 0 0 1
Medium 1 1 0 2
Low 1 0 1 2
Medium High 0 0 0 0
Medium 2 0 0 2
Low 3 0 0 3
Small High 2 1 1 4
Medium 0 0 2 2
Low 0 1 0 1
CC BB AA Double
Large High 0 1 1 2
Medium 0 1 0 1
Low 0 2 0 2
Medium High 2 1 0 3
Medium 1 0 0 1
Low 0 0 1 1
Small High 1 2 1 4
Medium 0 1 0 1
Low 0 1 0 1
C B A Single
Large High 0 0 1 1
Medium 0 3 2 5
Low 1 1 1 3
Medium High 1 0 0 1
Medium 0 0 0 0
Low 0 0 3 3
Small High 0 0 1 1
Medium 0 0 2 2
Low 1 0 0 1
C -
group
B -
group
A -
group Total
Large High 1 1 2 4
Medium 1 5 2 8
Low 2 3 2 7
Medium High 3 1 0 4
Medium 3 0 0 3
Low 3 0 4 7
Small High 3 3 3 9
Medium 0 1 4 5
Low 1 2 0 3
17 16 17 50
| Tab. 2
The sorting of the 50 US States.
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 35
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ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 36
State Energy source 2001 2021 Change Change % Classification
Alabama Natural gas 9.6 8 % 53,8 38 % 44,2 460 % Large High AA
Nuclear 30.4 24 % 46,0 32 % 15,7 52 %
Coal 72.2 58 % 26,9 19 % – 45,3 – 63 %
Hydro 8.4 7 % 12,5 9 % 4,2 50 %
California Natural gas 112.0 60 % 3,0 52 % – 1,2 – 14 % Large High A
Solar PV utility 0.5 0 % 0,0 18 % – 0,4 6209 %
Nuclear 33.2 18 % 0,0 9 % 0,0 – 50 %
Wind 3.5 2 % 0,0 8 % – 0,2 347 %
Hydro 25.5 14 % 96,5 8 % – 15,4 – 43 %
Delaware Natural gas 1.6 23 % 34,3 86 % 33,7 120 % Medium Low A
Coal 3.7 49 % 16,5 7 % – 16,7 – 92 %
Petro. liquids 1.7 25 % 15,6 0 % 12,1 – 100 %
Indiana Coal 116.1 95 % 14,6 58 % – 11,0 – 53 % Large Medium A
Natural gas 2.3 2 % 5,8 30 % 0,4 1098 %
Wind 0.0 0 % 1,4 8 % 0,3 0 %
Kansas Wind 0.0 0 % 0,6 45 % 0,4 63965 % Large Low AAA
Coal 31.8 71 % 0,3 34 % – 1,9 – 39 %
Nuclear 10.3 23 % 0,1 15 % – 0,9 – 17 %
Natural gas 2.0 4 % 0,0 5 % – 2,1 48 %
Maine Hydro 2.6 14 % – 0,3 28 % 0,0 12 % Small Medium A
Natural gas 10.0 51 % 3,5 25 % 1,9 – 73 %
Wind 0.0 0 % 0,3 24 % – 3,1 0 %
Biomass 3.8 20 % 0,1 20 % 0,0 – 43 %
Petro. liquids 2.1 11 % 0,1 0 % 0,1 – 99 %
Maryland Nuclear 13.7 28 % 0,1 38 % 0,1 10 % Large Medium A
Natural gas 1.8 4 % 0,0 37 % – 1,7 738 %
Coal 28.4 58 % 0,0 15 % 0,0 – 79 %
Hydro 1.1 2 % 0,0 5 % 0,0 80 %
Massachusetts Natural gas 11.7 30 % 54,5 80 % – 61,5 27 % Medium Low A
Solar PV utility 0.0 0 % 27,9 9 % 25,6 0 %
Other 0.8 2 % 7,9 5 % 7,9 22 %
Nevada Natural gas 11.5 35 % 2,2 69 % – 0,8 127 % Small High AA
Solar PV utility 0.0 0 % 0,5 18 % 0,5 0 %
Coal 17.7 54 % 0,5 7 % 0,3 – 84 %
Hydro 2.5 8 % 0,2 5 % – 0,4 – 22 %
New Hampshire Nuclear 8.7 58 % 0,1 57 % – 0,2 13 % Medium Low AA
Natural gas 0.1 1 % 0,0 26 % – 0,2 3684 %
Hydro 1.0 7 % 25,6 7 % 25,6 18 %
Biomass 1.0 7 % 19,4 6 % – 12,4 0 %
Coal 3.7 25 % 8,6 2 % – 1,8 – 92 %
New York Natural gas 38.7 27 % 2,9 46 % 0,9 47 % Small High A
Nuclear 40.4 28 % 0,1 25 % 0,1 – 23 %
Hydro 23.1 16 % 0,0 22 % – 0,6 21 %
Petro. liquids 16.5 11 % 0,0 1 % 0,0 – 94 %
Coal 23.4 16 % 3,0 0 % 0,3 – 100 %
Ohio Natural gas 0.9 1 % 2,7 44 % – 7,3 5767 % Small Medium A
Coal 124.2 87 % 2,5 37 % 2,5 – 63 %
Nuclear 15.5 11 % 2,2 14 % – 1,6 13 %
Oklahoma Wind 0.0 0 % 0,3 41 % – 0,1 0 % Small High AAA
Natural gas 17.9 32 % 0,1 41 % – 0,5 83 %
Coal 34.6 63 % 0,0 14 % – 2,1 – 68 %
Pennsylvania Natural gas 3.0 2 % 15,0 53 % 1,3 4093 % Small Medium AAA
Nuclear 73.7 38 % 14,7 31 % 13,0 3 %
Coal 111.9 57 % 5,8 12 % – 22,5 – 74 %
Tennessee Nuclear 28.6 30 % 2,1 44 % 0,9 24 % Large Low A
Coal 59.7 62 % 0,7 23 % 0,7 – 69 %
Natural gas 0.5 0 % 0,5 18 % 0,5 3079 %
Hydro 6.9 7 % 0,4 16 % 0,0 85 %
Vermont Hydro 0.8 16 % 0,4 50 % 0,1 22 % Medium Low A
Biomass 0.4 7 % 0,1 25 % – 2,9 45 %
Wind 0.0 0 % 0,0 16 % – 0,4 2982 %
Solar PV utility 0.0 0 % 14,9 9 % 3,2 0 %
Nuclear 4.2 76 % 1,8 0 % 1,8 – 100 %
Virginia Natural gas 4.2 6 % 0,9 60 % 0,2 1190 % Small Medium AAA
Nuclear 25.8 35 % 0,8 31 % 0,1 11 %
Coal 37.8 51 % 0,4 3 % – 0,9 – 92 %
| Tab. 3
Changes in A-States energy generation [TWh] and classification.
In the grand picture we see that the secret behind the
US performance compared to Germany is predominantly
the usage of gas and nuclear. However, some
states experience far more price volatility than other
states that have performed better. Indeed, there are
only two states that score very well on emission
cuts and avoid price volatility and other problems
– New Hampshire and Tennessee. Both have expanded
their nuclear base while using natural gas
for balancing. The advantage of combining nuclear
and gas compared to natural gas and renewables
is that when gas is balancing nuclear it has far less
consumption of natural gas than when natural gas
is used in conjunction with renewables.
Some states also maintain a large share of Coal,
which is clearly not a viable approach towards a low
carbon grid. With these two states being identified
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Trilemma can provide learning points between countries – the case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

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2001 2021 Change
Price Price 2001 2021
Grid
East North Grid Central
[TWh] 2001
[TWh] 615
[TWh] 2021
[TWh] 581
Change [TWh]
[TWh] -33 -5,4 %
change Price
change 66 %
Std. Price Dev
Std. 2 Dev %
[MTonne] 2001
[MTonne] 453
[MTonne] 2021
[MTonne] 289
Change
Change -163 -36 %
East East South North Central 370 615 362 581 -33 -8 -2,2 -5,4 % 66 84 % 23 % 453 292 289 184 -163 -108 -36 -37 % %
Middle East South Atlantic Central 400 370 425 362 25 -8 -2,2 6,3 % 84 36 % 35 % 292 195 184 114 -108 -81 -37 -42 % %
Mountain Middle Atlantic 317 400 366 425 49 25 15,3 6,3 % 36 51 % 5 % 195 237 114 193 -81 -43 -42 -18 % %
New Mountain England 117 317 102 366 -15 49 -12,5 15,3 % 51 68 % 52 % 237 44 193 -43 -24 -18 -55 % %
Pacific New England Contiguous 315 117 355 102 41 -15 -12,5 13,0 % 68 69 % 27 % 44 75 1955 -24 -19 -55 -26 % %
Pacific Pacific Noncontiguous Contiguous 17 315 15 355 -2 41 -12,8 13,0 % 105 69 % 74 % 75 11 559 -19-2 -26 -18 % %
South Pacific Atlantic Noncontiguous 728 17 806 15 78 -2 -12,8 10,7 % 105 53 % 43 % 11 467 9312 -2 -155 -18 -33 % %
West South North Atlantic Central 282 728 357 806 75 78 26,8 10,7 % 53 66 % 37 % 467 189 312 158 -155 -31 -33 -16 % %
West West South North Central Central 563 282 722 357 160 75 28,3 26,8 % 66 31 % 12 7 % 189 106 158 82 -31 -24 -16 -22 % %
West South Central 563 722 160 28,3 % 31 % 12 % 106 82 -24 -22 %
| Tab. 4
Grid summary – generation, prices and emissions. Authors calculations using data from US EIA.
Emission
State Main strategy Production
Emission
cuts Comments Sustainability
State Main strategy Production cuts Comments Sustainability
Growth, but must cut
Growth, but must cut
Alabama Natural gas and nuclear 13 % -37 % more fossil
Volatile, not sustainable
Alabama Natural gas and nuclear 13 -37 more fossil
Volatile, not sustainable
Rolling blackouts, but
Rolling blackouts, but
California Natural gas and renewables -1 % -41 % grid surplus
Volatile, not sustainable
California Natural gas and renewables -1 -41 grid surplus
Volatile, not sustainable
Depend on others and
Depend on others and
Delaware Natural gas and import -41 % -67 % grid shortage
Not sustainable
Delaware Natural gas and import -41 -67 grid shortage
Not sustainable
Depend on others and
Depend on others and
Indiana Natural gas and import -23 % -38 % grid shortage
Not sustainable
Indiana Natural gas and import -23 -38 grid shortage
Not sustainable
Growth,
Growth,
coal
coal
for
for
Kansas
Kansas
Wind
Wind
27
27
% -44
-44 %
balancing,
balancing,
grid
grid
surplus
surplus
Not
Not
sustainable
sustainable
Maine Maine Import Import -45 -45 % -80 -80 % Depend Depend on on others others Avoidance Avoidance
Maryland Maryland Natural Natural gas, gas, nuclear nuclear and and import -19 % -62 % Grid Grid shortage shortage Not Not sustainable sustainable
Massachusetts Natural Natural gas gas and and import -51 % -72 % Depend on on others others Avoidance Avoidance
Growth, but but need need gas gas
Nevada Nevada Solar Solar PV PV and and natural gas 16 % -46 %
for balancing
Volatile, not not sustainable
New New
Hampshire Natural gas gas and nuclear 16 % -61 %
Surplus production can can
cut gas
Transition
New New York York Natural gas, hydro and import -13 % -62 % Small grid surplus Volatile, not not sustainable
Ohio Ohio Natural gas -13 % -46 % Grid shortage Not Not sustainable
Oklahoma Wind and natural gas 46 % -39 % Small grid shortage Volatile, not not sustainable
Pennsylvania Natural gas and nuclear 23 % -37 % Small grid surplus May approach transition
Tennessee Nuclear, natural gas and hydro -16 % -59 % Small grid shortage Transition
Vermont Import -61 % -98 %
Depend on others, grid
shortage
Not Not sustainable
Virginia Natural gas and nuclear 23 % -38 % Grid surplus May approach transition
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 37
| Tab. 5
Shortlist of best performing US States.
as the overall best American states, the development
of the share of their energy sources is shown in Figure
5 and Figure 6.
None of the states have reached a low-carbon grid
performance, but if they continue on their Nuclear
path, they will reach the targets. When it comes to
the Biomass of New Hampshire it depends on how it
has been produced. If it is genuine biological waste
mass, then it is a good contribution whereas if it is
of the large-scale kind that leads to deforestation it
is everything but sustainable (800 scientists 2018).
Biomass is therefore a niche solution when it comes
to sustainability and therefore ignored in this study.
Contrast this with the two Wind states Oklahoma
and Kansas, which both have increased their production
and achieved emission reduction among the
best third (AAA). Kansas maintains Coal but ends up
with significant price increases although low price
volatility while Oklahoma uses Gas with Wind and
achieves lower price increases but more price volatility.
None of them achieves more than 44 % emission
cuts which is roughly on par with Germany. Hence,
these states illustrate well the finding of Emblemsvåg
(2021) that wind with fossil balancing results
in a system that does not lead to a sustainable grid.
On top of this, Wind received about 160 times more
subsidies in 2018 than Nuclear compared to their
output in the US (Bryce 2020).
The two other AAA states are Pennsylvania and Virginia.
Both of them rely too much on fossil energy,
but depending on future investment decisions they
may approach a transition particularly if they invest
in Nuclear and reduce their fossil dependencies without
needing too much Gas for balancing.
Identifying learning points
When we compare the two cases there are some
key differences. Two US states, New Hampshire
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Trilemma can provide learning points between countries – the case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 38
| Fig. 5
The New Hampshire Grid Mix. Authors calculations using data from US EIA.
| Fig. 6
The Tennessee Grid Mix. Authors calculations using data from US EIA.
and Tennessee, have decarbonized very well by
expanding Nuclear. Tennessee could be compared
with Germany, with similar percentage of Nuclear
in their mix (30 % in Tennessee vs 29 % in Germany)
in 2001, but with very different transition paths
thereafter.
While Germany has systematically closed Nuclear,
Tennessee has expanded. Germany has systematically
expanded intermittent Wind and Solar
Photovoltaic (PV), where public utility in Tennessee
have been much more careful with renewables
with only 3 % in 2021 (TVA 2022). In the longer
term, “using effective planning and technologies
available today, we have a plan to achieve 70 % reduction
in carbon emissions by 2030 and a path to
80 % by 2035. We aspire to achieve net zero carbon
emissions by 2050”, according to Tennessee Valley
Authority (TVA) Chief Sustainability Officer Rebecca
Tolene.
Concerning generation volumes, the volumes have
been going down for both entities over the 20-year
period but slightly more in Tennessee although New
Hampshire is still a net exporter. This decreasing
generation in Tennessee can well be supported by
import from neighboring Alabama, where TVA also
operates Nuclear resources.
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Trilemma can provide learning points between countries – the case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
A way to augment the existing Hydro and Nuclear,
Solar Photovoltaic (PV) can be deployed, which is a
part of the plans of TVA (2022). The advantage of
Solar PV over Wind is that it requires far less rapid
ramping than Wind due to the higher predictability.
The numbers are even better for New Hampshire, so
it is no doubt that the Nuclear transition is faster and
cheaper than the Wind- and Solar PV transition. Indeed,
in terms of emissions, Germany has achieved
about 60 % of the results that New Hampshire and
Tennessee have achieved, but prices in Tennessee
are about 1/3 of the rates paid in Germany.
Our results support the results presented by Cao et
al. (2016). They investigated the 10 years of various
countries with substantial scaling and the effects on
decarbonization without any other parameters considered.
Their key results are shown in Figure 7, and
they show unequivocally that decarbonization is fastest
using Nuclear.
It should be noted that the Solar PV and Wind of
Figure 7 ignore the balancing needs, which in 26
OCED countries is most commonly gas (Verdolini
et al. 2018). That means that the emission reductions
achieved by the renewables in Figure 7 are also
far smaller per added capacity. Indeed, Emblemsvåg
(2021) estimates that for wind it is roughly
15 % –20 % compared to Gas only.
Our findings are also in tune with the Energy Return
On Investment (EROI) concept. The EROI of a power
plant is the ratio of the usable energy the plant
returns during its lifetime to all the invested energy
needed to make this usable energy (Weißbach et al.
2013). The strength of this concept is that it is not
influenced by particular economic circumstances
such as subsidies, market conditions and the like.
Moreover, in a proper EROI calculation it is crucial
to use the exergy numbers (energy = exergy
+ anergy). Exergy is the component of the energy
that actually produce a useful output (Ayres et al.
1998) whereas anergy is waste due to entropy. For
electricity, the energy and exergy values are identical
since electricity does not carry any entropy
(Wall 2003) under the assumption that electrical
energy is used for electrical end-uses. If electrical
energy is used for creating thermal energy, there
are major losses. The exergy efficiency (the ratio of
output exergy to input exergy) for an electric heater
is about 5 % and for the heat pump it is about 15 %
(Wall 2011). In fact, up to 97 % of the input exergy
is wasted in transformation to output exergy (Ayres
and Narkus-Kramer 1976). The EROI is basically
the exergy (useful energy) divided by the total lifecycle
energy (useful and wasted) used to produce
that exergy.
This shows how important it is to understand primary
energy, energy carriers and energy end usage
when performing energy accounting, but even
reputed statistical organizations make many basic
mistakes concerning primary energy, energy and
exergy (Giampietro and Sorman 2012). A part of the
problem is that defining energy is very difficult and
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 39
| Fig. 7
Average annual increase of carbon-free electricity per capita during decade of peak scale-up. Source: Cao et al. (2016).
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Trilemma can provide learning points between countries – the case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 40
context dependent (Feynman et al. 1963). Another
part of the problem is that most energy statistics try
to squeeze incomparable numbers into one comparable
number, which is only possible if one uses a
predefined protocol. The protocol adopted by BP
and the US Energy Information Agency (EIA) are
logically defensible, but the International Energy
Agency and EuroStat “represents a systemic violation
of thermodynamics knowledge” (Giampietro
and Sorman 2012).
Energy is an integral part of many Life-Cycle
Assessments, but there are methodological
issues and when calculating EROI typical mistakes
include (Weißbach et al. 2013); 1) confusion
between energy, exergy and primary energy
whereby renewable output is weighted by 3 to make
it comparable to thermal energy sources (as just discussed),
2) tweaking the lifetime of energy sources
using too short for nuclear and too long for renewables,
3) including all outputs even when they are
not needed and 4) outdated material databases or
work flows. When Weißbach et al. (2013) correct
for these used mistakes, they obtain the results in
Figure 8. We see that nuclear has by far the highest
EROI, which means from pure physics and
thermodynamics nuclear will give far more useful
energy per spent energy. In an energy transition,
this should be a key criterion.
Note that the economic threshold is estimated by
assessing the ratio between the GDP per total, primary
energy consumption and the average electricity
cost. For example, the US GDP was $ 15
trillion in 2011 while the unweighted end energy
consumption was about 20 trillion kWh, resulting
in an “energy value” of some 70 cent/kWh whereas
the average electricity price was 10 cent/kWh (US
EIA 2011). Hence, a ratio of 7. This will, of course,
vary from countries to countries depending on
development level (Weißbach et al. 2013). Measuring
across OECD countries, as we have done in our
study, is therefore advisable.
Our research shows that using significant shares of
Nuclear in the transition has other benefits in addition
to being most effective at reducing emissions;
1) Nuclear leads to higher system stability, as represented
by lower price volatility in our study, and
2) overall increased production. Using Nuclear is
therefore the most credible alternative identified in
this study.
| Fig. 8
EROI for various energy sources with relative error of 10 %. ‘Unbuffered’ implies that the energy is usable at all times as if it was stored which is an unrealistic
assumption except for run of the river hydro and ‘buffered’ includes storage.
Source: Weißbach et al. (2013)
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Trilemma can provide learning points between countries – the case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
It should be noted that we see one other option available.
Countries that have large shares of Hydro can
use this approach to balance renewables provided
strictly ties between Hydro and the renewables are
enforced to ensure that they behave as one asset
(Emblemsvåg 2022). As one asset, the marginal
costs will rise substantially since more Wind means
less Hydro and Hydro is dependent on reservoirs
and precipitation. The cost implications are yet to be
discussed, but the solution is technically possible as
system stability is maintained.
Critical review of the study
and future work
The purpose of the paper is not only to understand
how fast decarbonization can progress, but also to
overcome the limitations of using indices such as
the WETI, as discussed earlier. However, all types
of analyses have their shortcomings including ours.
First, no two judicial entities (countries, states or
other entity) will have the same historical path
which implies that what works somewhere may not
work everywhere particularly as grid stability concerns.
Geography, grid bottlenecks and more have
their impact. To limit this potential caveat, we limited
our study to OECD countries since they have
similar development level and therefore grid stability
requirements.
Second, both New Hampshire and Tennessee are
small grids in comparison to Germany. Germany
has an average generation volume of 624 TWh in
the period while New Hampshire has only 20 TWh
(3 % of Germany) and Tennessee has 86 TWh (14 %
of Germany). Thus, performing a transition is less
demanding for these states, but their resources are
also far smaller. Germany has an average GDP of
3315 billion USD in the period compared to 68 billion
USD of New Hampshire (or 2 % of Germany) and
283 billion USD of Tennessee (or 9 % of Germany).
This comparison ignores the Federal level in the US,
but the German numbers also ignored the EU level.
Hence, regarding basis for comparison, there can be
no doubt that Germany is in a stronger position than
New Hampshire and Tennessee even if we include
the federal support these states receive.
Third, Germany started not only earlier than these
two states but also from an explicit desire to eliminate
Nuclear from their grid, which actually supports
our arguments. It shows that even by consciously
trying to eliminate emissions from the German grid
over longer period of time with a far greater resource
base at their disposal, these two American states
have for several years made greater strides towards
a low-carbon grid. Hence, the explanation must be
technological since politics and funding have been
far more generous and in favor of Germany.
Fourth, the data availability in the US in generally
better, which means that the granularity of the US
is better. However, the differences we have uncovered
are too large to be explained from different data
accuracy.
Fifth, we have only investigated the electricity component
of total energy consumption. As demonstrated
by Smil (2022), after two decades of the green
transition in Germany the share of fossil energy in
primary energy supply has only declined from 84 %
to 78 %. Combined with a globally underinvestment
in fossil energy production, due to climate policies
resulting in a 15 % increase in cost of capital subsequently
leading to 40 % reduction in investments
compared to long-term history across industries such
as shipping, oil and gas, cement, steel (Goldman
Sachs 2022), the result is major increases in energy
costs. The reason is that renewable energy has not
been able to replace this energy partly because renewable
energy requires mainly gas power for balancing
in 26 OECD countries (Verdolini et al. 2018) so
that a growing base of renewables requires more gas.
In fact, Devlin et al. (2017) find that wind and gas
are unlikely allies as does Emblemsvåg (2021). With
a falling supply of gas and an increased demand for
gas, the obvious result is higher prices. Hence, it is
clear that the dependence on fossil energy must first
be resolved before actually reducing the use of it to
avoid major market problems as currently witnessed.
Again, this supports the Nuclear case because
Nuclear does not require balancing like renewables.
However, decarbonizing 50 % of the primary energy
of any country is a major undertaking also using
Nuclear energy.
Finally, the material situation for renewables is
impossible for a large-scale replacement of fossil
energy as robustly proven by Michaux (2021). This
will create even more difficult market situations for
renewable energy by itself but even more so when
seen in the context of item five above. Our analysis
ignores this perspective, but it also plays to the
advantage of the Nuclear case.
Concerning future work, overcoming these shortcomings
is key and the best way to improve the robustness
of our finding is to perform similar analyses for
more countries in an effort to try to identify a case
where our finding breaks down. Also, the primary
energy aspect must be tackled, which is what ultimately
just remove matters. In parallel, the WETI
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 41
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Trilemma can provide learning points between countries – the case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 42
should be refined further and applied to these cases
to investigate whether or not the same answers
emerge.
Concluding remarks
We have analyzed some basic data from the US states
and compared them to Germany, which is globally
known for its commitment to a green transition. Yet,
while the German rhetoric is clear and investments
very large, the green transition is barely visible in
the numbers when all factors are considered. Interestingly,
two American states outperform Germany
on all parameters used in the study without the rhetoric,
with less funds, but with Nuclear and not renewables.
The only US States that use significant shares of
renewables and has so far avoided serious problems
are Oklahoma and Kansas. Yet, their performance
is significantly poorer compared to New Hampshire
and Tennessee. Overall, we therefore find that Tennessee
and New Hampshire have struck the best
compromise between the three dimensions of the
Energy Trilemma. Although, no state has arrived at
the target yet. In fact, no country has made any significant
impact on decarbonizing the primary energy,
which is ultimately what matters. Hence, there is a
long way to go irrespectively of technology.
Our conclusion, as supported by other studies, is that
Nuclear provides a faster transition, overall cheaper
when all costs are included and with less negative
impact on the electricity market (through price volatility).
We therefore believe that future strategies of
a green transition must open up for a serious deliberation
around Nuclear in all countries committed
to the climate goals, and an equally serious deliberation
about the effectiveness of renewables. In the
wise words of Daniel J. Boorstin;
| Devlin, J., K. Li, P. Higgins and A. Foley (2017). "Gas generation and wind power: A review of unlikely
allies in the United Kingdom and Ireland." Renewable and Sustainable Energy
Reviews70:pp.757–768.
| Dohmen, F., A. Jung, S. Schultz and G. Traufetter (2019). German Failure on the Road to a Renewable
Future.Der Spiegel.Hamburg. https://www.spiegel.de/international/germany/germanfailure-on-the-road-to-a-renewable-future-a-1266586.html
| Emblemsvåg, J. (2021). "Wind is not sustainable when balanced by fossil energy." Applied
Energy305.doi.org/10.1016/j.apenergy.2021.117748.
| Emblemsvåg, J. (2022). How to sustainably integrate wind.Proc. of the International Conference on
Electrical, Computer, Communications and Mechatronics Engineering (ICECCME), 16-18 November
2022,Maldives,IEEE. Accepted for publication.
| European Commission (2018). A Clean Planet for all - A European strategic long-term vision for a
prosperous, modern, competitive and climate neutral economy. Brussels,The European Commission,
The European Council, the European Economic and Social Committee of the Regions and European
Investment Bank.
| Feynman, R.P., R.B. Leighton and M. Sands (1963). The Feynman Lectures on Physics, Vol. 1: Mainly
Mechanics, Radiation, and Heat.Menlo Park, CA,Addison-Wesley Publishing Company.
| Giampietro, M. and A.H. Sorman (2012). "Are energy statistics useful for making energy scenarios?"
Energy37:pp.5-17.
| Goldman Sachs (2022). "Why Oil Prices Are Surging but Investment is Drying Up." Briefings.https://
www.goldmansachs.com/insights/pages/from-briefings-20-january-2022.html.
| Kahn, E. P. (2004). "Effective Load Carrying Capability of Wind Generation: Initial Results with Public
Data." The Electricity Journal17(10):pp.85-95.
| Madvar, M.D., F. Ahmadi, R. Shirmohammadi and A. Aslani (2019). "Forecasting of wind energy
technology domains based on the technology life cycle approach." Energy Reports5:pp.1236–1248.
| Marti, L. and R. Puertas (2022). "Sustainable energy development analysis: Energy Trilemma."
Sustainable Technology and Entrepreneurship1.doi.org/10.1016/j.stae.2022.100007.
AUTHORS
Jan Emblemsvåg
Professor
Norwegian University of Science and Technology,
Ålesund, Norway
jan.emblemsvag@ntnu.no
Jan Emblemsvåg has served in various senior management positions in the
industry including SVP of Ship Design & Systems at Rolls-Royce Marine and General
Manager at Midsund Bruk designing and manufacturing advanced pressure
vessels. Today, he is Professor at Norwegian University of Science and Technology
(NTNU), board member, consultant, author and speaker. His areas of expertise
include project-, risk- and operations management, product- and process development,
sustainability and renewable energy including nuclear energy.
He has written several books internationally available and dozens of internationally
published journal papers. He holds a PhD (1999) and M.Sc. at Georgia Institute
of Technology (1995) and a M.Sc. at NTNU (1994).
Anders Österlund
Founder and CEO,
WattWatch, Mölndal, Sweden
The greatest obstacle to discovery is not ignorance –
it is the illusion of knowledge.
References
| 800 scientists (2018). Letter from Scientists to the EU Parliament regarding forest biomass.
https://empowerplants.files.wordpress.com/2018/01/scientist-letter-on-eu-forest-biomass-
796-signatories-as-of-january-16-2018.pdf.
| ASCE Texas (2021). Reliability and Resilience in the Balance: Building sustainable infrastructure for a
reliable future. A vision beyond Winter Storms Uri and Viola. Austin, TX,Texas Section of the
American Society of Civil Engineers (ASVE).
| Ayres, R.U. and M. Narkus-Kramer (1976). An Assessment of Methodologies for Estimating National
Energy Efficiency.ASME Winter Annual Meeting, December 5-10:pp. No. 76-WA/TS-74 Conf Paper.
| Ayres, R.U., L.W. Ayres and K. Martin (1998). "Exergy, Waste Accounting, and Life-Cycle Analysis."
Energy23(5):pp.355–363.
| Bryce, R. (2020). Why Is Solar Energy Getting 250 Times More In Federal Tax Credits Than Nuclear?Forbes.
Jersey City, NJ. https://www.forbes.com/sites/robertbryce/2021/2012/2027/why-issolar-energy-getting-2250-times-more-in-federal-tax-credits-than-nuclear.
| Bundesrechnungshof (2021). Bericht nach § 99 BHO zur Umsetzung der Energiewende im Hinblick
auf die Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit bei Elektrizität (Report according to § 99 BHO on
the implementation of the energy transition with regard to security of supply and affordability of
electricity). Bonn,Bundesrechnungshof.
| Cao, J., A. Cohen, J. Hansen, R. Lester, P. Peterson and H. Xu (2016). "China-U.S. cooperation to
advance nuclear power." Science353(6299).doi: 10.1126/science.aaf7131.
anders.wattwatch@outlook.com
Anders Österlund is the founder and CEO of WattWatch in Sweden. Prior to that
role, he has served for about 40 years in leading positions in Operations, Business
and Energy Management within AkzoNobel/Nouryon, latest as Global Director
Energy.
Energy Policy, Economy and Law
How the Energy Trilemma can provide learning points between countries – the case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
The New French Nuclear Initiative
and ORANO’s Role
Ulf Kutscher, Philippe Valbuena
During the second part of the 20th century, France has developed a strong independent energy policy
based on nuclear electricity generation. The current nuclear power reactors are reaching 40 years of operation,
and France’s future electricity generation system needs to be defined.
Against the background of the existing uncertainties
related to geopolitics, climate change and technological
evolution, France needs to decide about
the future of its nuclear energy generation. The
respective decisions have just been announced by
French President Macron. In the future, France is
planning to use both nuclear power and renewable
energy sources to cover its power demand. Nuclear
power and renewables will thus become the two key
pillars of the country’s power system.
ORANO, the multinational nuclear fuel cycle
company, has anticipated this decision, and, therefore,
has renewed a part of its production facilities.
It is now ready to support the nuclear renaissance in
France, contributing to the implementation of MOX
fuel in EDF’s 1300 MWe NPP fleet and by developing
new technologies such as multi-recycling in PWRs
and further strengthening of fuel cycle activities.
The very beginning of
French nuclear history
After World War II, France established a stateowned
company, CEA (Commissariat à l’Energie
Atomique et aux Energies Alternatives). The main
mission of this new company was to develop civil
and military nuclear activities in France.
After ten years of research, CEA developed its
own design for nuclear reactors based on natural
uranium, graphite moderator and carbon gas
carrier (UNGG). A first prototype (called “G1”) was
built in 1953, with the two other units, G2 and G3,
following in 1955 and 1957. The aim of these reactors
was twofold:
p Producing plutonium. For this purpose, a dedicated
facility for reprocessing the used fuel
assemblies was built next to the reactors. With
this plutonium, France was able to develop its
military nuclear arsenal. Based on that, France
decided in 1954 to build nuclear driven submarines
and nuclear weapons;
p Verifying technology and design in order to build
this type of reactor for the purpose of generating
electricity.
At the same time, to fuel these 3 reactors and to keep
its independence, France developed its uranium
mines by opening several ones in Limousin and
Vendée.
In 1958, General de Gaulle was elected president. He
decided to adopt the nuclear electricity generation
policy based on the CEA technology: UNGG. With
the success of G1, G2 and G3, EDF was mandated
by General de Gaulle to design and build electricity
generation reactors. Six reactors were built: Chinon
A1, A2, A3 – Saint Laurent A1, A2 – Bugey-1. They
were in operation between 1960s and end of 1980s.
In 1966, as France opted for a closed nuclear fuel
cycle, a first plant for spent fuel reprocessing in La
Hague was commissioned.
In parallel, the CEA developed new technologies
for reactors: fast neutron and heavy water. A heavy
water reactor was built in 1967 in Brennilis, called
EL4. This reactor was shut down in 1985 because of
its low profitability.
At the same time, another design of electricity
generation reactor was developed in the USA: the
PWR, based on enriched uranium and pressurized
water with the pressure preventing the water from
boiling within the reactor. For EDF, this reactor type
had several advantages compared to the UNGG
technology and therefore a 310 MW PWR prototype
reactor (Chooz A) was built between 1962
and 1967. In the late 60s, EDF and CEA were not
in agreement about the technology to select for
new nuclear plants, and Georges Pompidou, who
became the French president after the resignation
of General de Gaulle in 1968, decided to abandon
the UNGG technology and to only further develop
the PWR technology. EDF’s arguments in favor of
PWR were its higher safety, higher profitability and
smaller design requiring less space.
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 43
Energy Operation Policy, Economy and New and Build Law
How the Energy Trilemma can provide learning The points New between French Nuclear countries Initiative – the case and for ORANO’s Nuclear Role ı Jan ı Emblemsvåg, Ulf Kutscher, Philippe Anders Österlund Valbuena

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 44
Acceleration of the French nuclear
program
In 1973, after the first oil crisis, the French nuclear
program was accelerated. This decision led to
the construction of 58 nuclear reactors between
1970s and 1990s based on the PWR technology. In
the meantime, a new state-owned company was
created and put in charge of the fuel cycle activities:
COGEMA. At the beginning of the 21th century, the
nuclear power plants generated more than 75 % of
the French electricity.
In the meantime, the CEA built two reactors based
on the fast neutron technology in the 70s and 80s,
Phenix and Superphenix. Superphenix was shut
down in 1998. It was a political decision made after
several incidents. Phenix remained in operation
until 2010.
The PWR technology required enriched uranium.
To be able to fuel the nuclear reactor fleet, in 1978
it was decided to build an enrichment plant based
on the gaseous diffusion technology, called Eurodif.
This facility was operated from 1978 to 2011. It has
been replaced by a new one, called Georges Besse
II, producing 7.5 MSWU/y, implementing the most
efficient enrichment technology, centrifugation.
The uranium mines operated in France were shut
down, and COGEMA developed new mines all
around the world.
To reprocess more and more fuel assemblies burnt in
the nuclear power plants, a new reprocessing plant
was built at the La Hague site to extend the capacity.
It was commissioned in 1990.
In 2005, an independent authority called ‘ASN’ was
established to monitor the nuclear activities.
Current situation with the civil
nuclear energy generation in France
After the Fukushima accident in 2011, some countries
decided to phase out nuclear power. In France,
following an agreement with the green party needed
to win the presidential election, French President
Francois Hollande decided to reduce the share of
the nuclear electricity generation in France’s energy
mix, which planned the closing of 12 nuclear reactors.
Consequently, the nuclear market decreased to
such an extent that the French nuclear industry had
to be restructured.
Today, fifty-six reactors are in operation producing
more than 67 % of electricity in France. Two PWR
reactors, the two first ones connected to the grid,
have been shut down. One reactor is under construction
in Flamanville based on the new PWR reactor
generation: EPR. This decision was made before the
Fukushima accident.
In terms of the closed fuel cycle, France covers the
entire scope from uranium mines to reprocessing
and recycling of spent fuel:
p ORANO, (former AREVA group), owns mines in
different countries (Niger, Kazakhstan, Canada)
to feed EDF reactors and other electricity
producers.
p ORANO built a new conversion facility in 2018
and renewed the enrichment plant in 2011.
p FRAMATOME has been transferred from AREVA
group to EDF; it operates facilities for manufacturing
uranium fuel assemblies.
p For the back-end activities, ORANO owns the site
of La Hague which is able to reprocess fuel assemblies
and separate uranium and plutonium from
actinides and fission products. The latter are
vitrified. The La Hague site has been in operation
since 1966. Melox fabrication plant located near
Marcoule site in the south of France, manufactures
mixed plutonium, uranium oxide fuel for
PWR and BWR.
Status of decommissioning
of shut down reactors
The first generation of reactors, which was based
on the UNGG technology, has been shut down.
The total of nine reactors were shut down permanently
for two main reasons: they had reached their
expected end of life time and they were not profitable
anymore.
The first two PWR power reactors, which marked
the start of extended nuclear electricity production
in the 1970s and 1980s, were shut down in 2020.
Table 1 gives information on the shut down reactors
in France.
The first reactors G1, G2 and G3 are under decommissioning.
They should be dismantled by the end
of 2035.
For the other UNGG reactors, the six built by EDF,
the decommissioning will have to be performed
in a non-standard way because of the presence of
graphite in the reactor pressure vessel. Initially, the
dismantling of RPV-I should have been done under
water but it turned out to be too complicated. EDF
has changed its approach and the cutting of RPV-I is
now planned to take place in air. A demonstrator has
Energy Operation Policy, and Economy New Build and Law
How The New the Energy French Trilemma Nuclear Initiative can provide and learning ORANO’s points Role ı between Ulf Kutscher, countries Philippe – the Valbuena case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

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NPP Location Name Type Power (W)
Beginning of
construction
Operational
date
Shut down
date
Marcoule G1 UNGG 0 MWe 1955 1956 1968
Chinon Chinon-A1 UNGG 70 MWe 1957 1963 1973
Marcoule G2 UNGG 39 MWe 1955 1959 1980
Marcoule G3 UNGG 40 MWe 1956 1960 1984
Chinon Chinon-A2 UNGG 210 MWe 1959 1965 1985
Brennilis
EL4
gas-heavy
water
70 MWe 1962 1967 1985
Chinon Chinon-A3 UNGG 480 MWe 1961 1966 1990
Saint-Laurent St-Laurent-A1 UNGG 480 MWe 1963 1969 1990
Chooz Chooz-A PWR 310 MWe 1962 1967 1991
Saint-Laurent St-Laurent-A2 UNGG 515 MWe 1966 1971 1992
Bugey Bugey-1 UNGG 540 MWe 1965 1972 1994
Creys-Malville Superphenix RNR 1 200 MWe 1976 1986 1998
Marcoule Phenix RNR 130 MWe 1968 1974 2010
Fessenheim Fessenheim-1 PWR 880 MWe 1971 1978 2020
Fessenheim Fessenheim-2 PWR 880 MWe 1972 1978 2020
| Tab. 1
Overview of shut down reactors in France.
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 45
been built by EDF. The aim of this demonstrator is to
define the best way to dismantle the UNGG reactors.
The dismantling of Chinon A1 should start in 2032.
The dismantling of Chooz-A is currently under
progress and should be finished in 2025. The
dis mant ling of the EL4 reactor in Brennilis is
ongoing.
The cutting of Superphenix reactor pressure vessel
is planned to be completed in the coming years.
Phenix and Fessenheim reactors are in the decommissioning
preparation phase. The schedule has not
been settled yet.
Waste management for high level
waste
France has chosen to implement a closed fuel cycle.
This choice enables France to strongly reduce the
toxicity and the volume of its high-level waste.
The actinides and fission products, separated from
uranium and plutonium at La Hague site during the
reprocessing of fuel assemblies, are being vitrified.
To ensure the final disposal of this type of waste,
France has decided to develop a deep geological
repository in Bure, in Northeastern France (near
Nancy). After 25 years of research, the project called
“CIGEO” is now under licensing. The construction is
planned to start in 2025 and it should be operational
in 2035. After 120 years of operation, it is planned
to close it permanently, and to dismantle the surface
facilities.
French energy policy and its
consequences for nuclear industry
After the Paris climate convention, France defined
three goals, namely, to be carbon-neutral by 2050,
to abandon fossil fuels and to be able to supply
645 TWh of electricity, which corresponds to the
expected French needs in 2050. Additionally, it was
stipulated in a law that the nuclear share of France’s
electricity production shall be reduced to 50 % by
2025. This date was shifted to 2035 in 2019.
To reach these goals, in 2018 French President
Emanuel Macron requested a study to define the
means of generating electricity in the future. In this
study, both nuclear and non-nuclear scenarios have
been taken under scrutiny.
The following three scenarios involve the nuclear
phase-out:
p Nuclear power is phased out by 2050: the decommissioning
of the existing nuclear reactors is
accelerated and the rate of development of solar,
wind and marine energy is pushed to the
maximum (M0).
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How the Energy Trilemma can provide learning The points New between French Nuclear countries Initiative – the case and for ORANO’s Nuclear Role ı Jan ı Emblemsvåg, Ulf Kutscher, Philippe Anders Österlund Valbuena

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ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 46
Orano Mining
Natural uranium concentrate
Mining – Processing
Orano Malvési
1 st conversion
step
Uranyl nitrate
Orano Melox
Recycling – Mox fuel
fabrication
Plutonium
Orano Tricastin
2 nd step of conversion
(Philippe Coste Plant)
Enrichment
(Georges Besse II Plant)
Storage of recyclable materials
Depleted uranium
(Tricastin and the Bessines mining site),
processed uranium, etc.
Mox fuels
Spent fuel
Fuel fabrication
Nuclear power plants
Electricity production
| Fig. 1
ORANOs Portfolio.
Orano la Hague
Spent fuel processing
Cigéo project
Intermediate/high-level
long-lived waste
p Very robust development of distributed renewable
generation across the country driven in large
part by solar. This development implies strong
mobilization on the part of local actors and
governments (M1).
p Very robust development of all renewable technologies,
driven notably by the installation of
large onshore and offshore wind farms. Focus on
economic optimization and the technologies and
geographic areas with the highest efficiency to
allow economies of scale (M2).
Three other scenarios involve
nuclear power:
p Launch of a program to build new nuclear reactors,
developed in pairs on existing sites every
five years starting in 2035. Robust development
of renewables to offset the decommissioning of
second-generation nuclear plants (N1).
p Launch of a program calling for the faster development
of new reactors (a pair every three years)
from 2035 with a gradual ramp-up. Renewable
energy development continues but at a slower
pace than in scenarios N1 and M2 (N2).
p The generation mix is evenly split between
renewables and nuclear in 2050. This implies
keeping existing nuclear power plants in service
for as long as possible and proactively developing
a diversified mix of new nuclear (i.e. ~14 EPR +
a few SMRs).
The main conclusions of the report are that the
scenarios with nuclear phase-out:
p Are more expensive.
p Are riskier in terms of securing the electricity
production on the necessary level. Blackouts are
more likely than in scenarios with nuclear
production.
p Have more negative impact on the environment
and people’s lifestyle.
Following those conclusions and considering the
reliability of nuclear electricity generation during
the COVID pandemic phase, in February 2022
president Macron announced the launch of new
French nuclear power generation:
p Building of 6 new reactors EPR2 (modified design
of EPR for the French market, taking into account
feedback from the EPR construction, less expensive
than EPR, optimized).
p Starting of feasibility and siting studies for
8 more EPR2.
Energy Operation Policy, and Economy New Build and Law
How The New the Energy French Trilemma Nuclear Initiative can provide and learning ORANO’s points Role ı between Ulf Kutscher, countries Philippe – the Valbuena case for Nuclear ı Jan Emblemsvåg, Anders Österlund

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
p No more closing of NPP (except for safety
reasons) but increasing their lifetime beyond 50
years.
p Investing in new technologies that can help
reduce waste generation.
At the beginning of 2023, a draft bill has been
approved by the French Senate aiming to facilitate
and accelerate the construction of new nuclear
facilities near existing nuclear sites and stating that
nuclear share of France’s electricity production will
be maintained at more than 50% by 2050. The draft
also considers the possibility to build small modular
reactors. The draft bill should be finally approved by
March 2023.
ORANO’s role in French nuclear
renaissance
ORANO is an international leading company
involved in the nuclear fuel cycle, from mining to
reprocessing and recycling including engineering,
nuclear transport and packages, services, and
decommissioning and waste management.
recycling fuel cycle., Those reactors are not yet
licensed to use MOX fuel assemblies. ORANO is
providing support to EDF to reach this goal.
p in the mid-term, ORANO is contributing to a R&D
program aiming at developing multi-recycling
fuel for both PWRs and EPR2.
p in the long term, ORANO is involved in preparing
the complete closure of fuel cycle using generation
IV reactors to increase natural uranium
saving and further decrease the waste volume.
p These three dimensions are connected to the
French president’s announcements related to the
reduction of waste generation.
CONCLUSION
France is going through a key phase in making
decisions on the future of its nuclear electricity
generation. The first decision has been made and
needs to be confirmed by the President and its new
government. A first draft bill, aiming to facilitate
the construction of new nuclear facilities has been
approved by French Senate and should be confirmed
in March 2023.
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 47
Since 1976, ORANO has been a key player in the
French nuclear energy sector providing services
for the fuel cycle activities especially for the reprocessing
of fuel assemblies keeping in sync with the
French policy of a closed fuel cycle. Uranium and
plutonium are separated from minor actinides and
fission products in La Hague plant.
Minor actinides and fission products are vitrified:
thanks to this technology, the volume of waste is
reduced by 5 times and the toxicity by 10 times.
The produced glass matrix is very safe and stable
over a very long term and can be stored, pending
its emplacement in a permanent disposal facility.
Plutonium is reused to manufacture mixed oxide
fuel assemblies called MOX and loaded in French
nuclear reactors.
As far as the announced nuclear renaissance in
France is concerned, ORANO is well prepared
to support this new trend. With ORANO’s main
front-end facilities renewed (new conversion plant,
10-year-old enrichment plant), and its shares in
different uranium mines, ORANO has all the necessary
assets to be a major player.
In the fuel recycling area, ORANO together with
French industrial players is currently working on
the following projects:
p in the short term, the implementation of MOX
fuel assemblies in 1300 MWe PWR to sustain the
Thanks to its strong assets, ORANO feels confident
about the future of the nuclear industry in France
and its capacity to remain a major player.
AUTHORS
Ulf Kutscher
Commercial Director
ORANO GmbH,
Nürnberg, Germany
ulf.kutscher@orano.group
Ulf Kutscher, a nuclear engineer by profession, began his career in 1988 as a
design engineer for radioactive waste treatment facilities at a company
responsible for the construction of nuclear power plants in Germany. From 1990
to 2021, he worked at NUKEM, first as a design engineer and in business development
and as sales manager, and later in various senior positions in the company,
including CEO. In Fall 2021, he was appointed as Director of ORANO GmbH.
Philippe Valbuena
Strategic Marketing Manager
ORANO AS,
Chatillon, France
philippe.valbuena@orano.group
Philippe Valbuena has an engineer diploma in Fluid Mechanics and Thermic.
He started his career at ORANO group in 1998 as a technical designer of Class 7
packages. After 8 years, he moved towards sales positions in different fields such
as front-end commodities, radioactive sources, HEU and HALEU, decommissioning
and waste management for 13 years. He currently works at ORANO Marketing
and Sales department as a strategic marketing manager in the fields of decommissioning
and waste management.
Energy Operation Policy, Economy and New and Build Law
How the Energy Trilemma can provide learning The points New between French Nuclear countries Initiative – the case and for ORANO’s Nuclear Role ı Jan ı Emblemsvåg, Ulf Kutscher, Philippe Anders Österlund Valbuena

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 48
Verlängerte Zwischenlagerung in Deutschland –
Handlungsbedarf auf allen Ebenen
Tobias Leidinger
Die Aufbewahrungsgenehmigungen für die Zwischenlagerung hochradioaktiver Abfälle in Deutschland
sind bislang auf 40 Jahre befristet. Die ersten Genehmigungen nach § 6 AtG bedürfen bereits ab dem Jahr 2034 der
Verlängerung. Mit einem betriebsbereiten Endlager ist nach den jüngsten Informationen indes realistisch nicht vor
dem Jahr 2080 zu rechnen. Damit stellt sich die Frage, welche Voraussetzungen auf welchen Ebenen für eine verlängerte
Zwischenlagerung erfüllt sein müssen, um die radioaktiven Abfälle bis zu ihrer Abgabe an das Endlager rechtssicher
aufzubewahren.
I. Hintergrund
Im Januar 2023 erreichte die Öffentlichkeit die Nachricht,
dass das durch das Standortauswahlgesetz (StandAG)
vorgegebene Ziel, bis 2031 den Standort für das erforderliche
Endlager für hochradioaktive Abfälle zu bestimmen, nicht
einzuhalten ist. Die Endlagersuche würde sich im günstigsten
Fall bis 2046 und im ungünstigsten Fall bis 2068 hinziehen.
Grund dafür ist die Tatsache, dass die Auswertung komplexer
geologischer Daten und die Entwicklung notwendiger Untersuchungsmethoden
deutlich mehr Zeit benötigt, als bislang
veranschlagt. Da die Errichtung eines Endlagers weitere Zeit
in Anspruch nimmt, ist nunmehr realistisch vom Beginn der
ersten Einlagerung erst in den 2080er-Jahren auszugehen.
Für Kenner der Materie war diese Meldung indes keine
Überraschung. Das gesetzlich definierte Zieldatum 2031
galt bereits im Zeitpunkt seiner Normierung als wenig realitätsgerecht,
da – neben den technischen Parametern und
komplexen Kriterien für die Endlagersuche – mehrere Verfahrensstufen,
inklusive Beschlussfassungen des Bundestages
vor der endgültigen Bestimmung des Standorts zu durchlaufen
sind. Hinzu kommen weitere Zeitrisiken durch etwaige
Klagen Dritter. Damit bewahrheitet sich das, was schon
länger absehbar war: Die bislang durch § 6 Abs. 5 AtG auf 40
Jahre befristete Zwischenlagerung wird nicht genügen, um
den Zeitraum bis zur Einlagerung der Abfälle in das noch zu
suchende und zu errichtende Endlager zu überbrücken. Damit
stellt sich die Frage nach dem Handlungsbedarf für eine
„verlängerte“ Zwischenlagerung auf verschiedenen Ebenen.
II. Pflichten der Genehmigungsinhaber
Die geltenden § 6 AtG-Genehmigungen sind auf 40 Jahre
ab Verschluss des jeweiligen Castor-Behälters oder alternativ
auf 40 Jahre ab seiner jeweiligen Einlagerung in das
Zwischenlager befristet. Die geltenden Genehmigungen
enthalten darüber hinaus eine Nebenbestimmung im Hinblick
auf die „Nachweisführung“ vor Ablauf der jeweiligen
Genehmigung. Das bedeutet, dass die Genehmigungsinhaber
verpflichtet sind, bereits mehrere Jahre vor Ablauf der jeweiligen
Behältergenehmigung den Nachweis zu erbringen,
dass eine über den bisher befristeten Zeitraum hinaus sichere
Aufbewahrung möglich ist. Daraus erwächst konkret die Obliegenheit,
durch gezielte Forschungsvorhaben die Grundlagen
zu ermitteln und konkrete Ergebnisse vorzulegen, um
zu belegen, dass die weitere Aufbewahrung des Inventars, in
den bisher verwendeten Castor-Behältern und unter Berücksichtigung
der Lagergebäude möglich ist. Dieser Herausforderung
stellen sich die Betreiber bereits: Die von ihnen aktuell
aufgesetzten Forschungsprogramme verfolgen – unter
Einbeziehung nationaler und internationaler Kompetenzen
– einen gesamtheitlichen, schutzzielorientierten Ansatz.
Die Sicherheitsnachweise, die den Aufbewahrungsgenehmigungen
und verkehrsrechtlichen Zulassungen zugrunde
liegen, werden systematisch und kritisch im Hinblick auf die
verlängerte Zwischenlagerung überprüft. Dabei werden die
jeweiligen Betriebserfahrungen in Bezug auf Inventare, Castor-Behälter
und Lagergebäude einbezogen. Auf diese Weise
sollen etwaiger Handlungsbedarf und mögliche Lösungsoptionen
rechtzeitig identifiziert werden, um die gebotene
Nachweisführung im Hinblick auf eine verlängerte Zwischenlagerung
erfolgreich erbringen zu können. Hilfreich dafür
wären frühzeitig konkretisierte „Leitplanken“ im Hinblick
auf die zu erfüllenden Anforderungen für eine „verlängerte“
Zwischenlagerung. Ein konkretisierter Prüfmaßstab oder
ein entsprechendes Regelwerk dafür fehlt indes, obwohl die
ersten Nachweise durch die Genehmigungsinhaber schon in
wenigen Jahren zu führen sind.
III. Aktualisierung des Regelwerks
Das bisher maßgebende untergesetzliche Regelwerk für
die Zwischenlagerung (ESK-Leitlinien für die trockene Zwischenlagerung
bestrahlter Brennelemente und Wärme entwickelnder
radioaktiver Abfälle in Behältern vom 10. Juni
2013), enthält zahlreiche Vorgaben, technische Festlegungen,
anerkannte Nachweis- und Berechnungsmethoden, Regelungen
für das Sicherheitsmanagement, Vorgaben für die
Organisation und die Qualitätsmanagementsysteme. Es ist
am geltenden Atomgesetz ausgerichtet (Begrenzung der Aufbewahrung
auf 40 Jahre), enthält aber keine konkreten Festlegungen
für die Erfüllung der Anforderungen an eine verlängerte
Zwischenlagerung. Die einzuhaltenden Schutzziele als
solche – hinsichtlich der Beschaffenheit der Lagerbehälter,
zur Kritikalitätssicherheit, Wärmeabfuhr und Abschirmung
radioaktiver Strahlung – mögen als solche weitergelten. Für
die Anforderungen an eine verlängerte Zwischenlagerung
fehlen aber unter verschiedenen Gesichtspunkten präzisierte
Vorgaben, die den geänderten Randbedingungen nach Ablauf
Spotlight on Nuclear Law
Verlängerte Zwischenlagerung in Deutschland – Handlungsbedarf auf allen Ebenen ı Tobias Leidinger

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
von 40 Jahren Zwischenlagerung – z. B. hinsichtlich Inventar
und Wärmeentwicklung – für die Zukunft gerecht werden.
Auch im Hinblick auf das Regelwerk für die verkehrsrechtlichen
Zulassungen stellen sich neue Fragen, wenn absehbar
ist, dass der Abtransport zum Endlager noch Jahrzehnte auf
sich warten lassen wird. Kurzum: Die Vorgaben des aktuellen
Regelwerks sind zu überprüfen, anzupassen und fortzuschreiben.
Dafür sollte der Sachverstand aller Beteiligten einbezogen
werden. Nur wenn die rechtlichen „Leitplanken“, die
in Zukunft gelten sollen, rechtzeitig und sachgerecht gesetzt
sind, können sie die notwendige Orientierung schon für die
Nachweisführung der Genehmigungsinhaber bieten. Bislang
ist auf dem Gebiet des Regelwerks indes keine Aktivität bei
allen in Betracht kommenden Akteuren zu erkennen.
IV. Aufgaben des Gesetzgebers
Auch der Gesetzgeber muss seine „Hausaufgaben“ machen,
wenn eine über 40 Jahre hinausgehende, verlängerte
Zwischenlagerung „unabweisbar“ ist. Das steht bereits jetzt
fest. Obsolet ist zunächst die abstrakte Regelung zum „Bedürfnis“
aus § 6 Abs. 2 AtG. Denn das unabweisbare „Bedürfnis“
für die weitere Zwischenlagerung ergibt sich bereits
aus § 7 Abs. 2 der Atomrechtlichen Entsorgungsverordnung
(AtEV). Danach sind radioaktive Abfälle bis zur Inbetriebnahme
eines Endlagers vom Ablieferungspflichtigen zwischenzulagern.
Erst wenn ein Endlager real zur Verfügung steht, d. h.
die Einlagerung tatsächlich möglich ist, entfällt also das „Bedürfnis“
für die Zwischenlagerung. Einer Bedürfnisregelung
in § 6 AtG bedarf es von daher nicht. Überholt ist jedenfalls
die bisherige gesetzliche Begrenzung der Zwischenlagerung
auf 40 Jahre in § 6 Abs. 5 AtG. Dabei wäre die Festschreibung
einer wiederum gesetzlich genau bestimmten Frist für
die „Verlängerung“ wenig hilfreich, da der Beginn der Einlagerung
in das Endlager gerade nicht exakt bestimmbar ist.
Zugleich sollte das Gesetz klar regeln, wie die „Verlängerung“
konkret umgesetzt wird. Denn insofern kommen mehrere
Möglichkeiten in Betracht: Die „Verlängerung“ könnte als
„wesentliche Änderung“ der jeweiligen Ausgangsgenehmigung
i.S.v. § 6 Abs. 1 S. 2 AtG zu behandeln sein, d. h. dafür
wäre ein Änderungsgenehmigungsverfahren durchzuführen.
Die Prüfung (einschließlich UVP) bezöge sich dann nur auf
die qualitativen „Änderungen“, wobei sich in der Praxis insoweit
schwierige Abgrenzungsfragen zwischen den konkret
neu zu prüfenden und unverändert bleibenden Anforderungen
stellen dürften. Konsequenter wäre es, wenn das Gesetz
anordnete, dass eine neue Genehmigung zu erteilen ist (die
wie bisher als gebundene Entscheidung ausgestaltet wird, also
kein Ermessen eröffnet), die dafür zu erfüllenden Voraussetzungen
(und ggf. auch die nach Genehmigungserteilung
wiederkehrend zu erbringenden Prüfnachweise) indes deutlich
spezifischer als bislang geregelt würden. Das könnte die
Genehmigungserteilung erleichtern, Auslegungsfragen reduzieren,
die Rechtssicherheit erhöhen und zur Beschleunigung
der Verfahren beitragen. Bei allen Neuregelungen muss die
Kontrollfrage lauten, ob der dadurch ausgelöste Genehmigungs-
und Prüfaufwand noch in einem angemessenen
Verhältnis zu der zu lösenden Aufgabe – der weiterhin zu gewährleistenden
Sicherheit – steht. Insofern könnte sich ein
Vergleich auch zur Regelungs- und Genehmigungspraxis in
anderen Ländern anbieten, die die gleichen Schutzziele bei
einer verlängerten Zwischenlagerung verfolgen und einhalten,
deren anforderungsgerechte Lösungen indes regelmäßig
mit weniger Aufwand erreicht werden, ohne dass das Abstriche
bei der Sicherheit bedeutet.
V. Fazit
Angesichts der Tatsache, dass ein Endlager für hochradioaktive
Abfälle in Deutschland realistisch erst in den
2080er-Jahren zur Verfügung stehen wird, besteht Handlungsbedarf
im Hinblick auf die Rahmenbedingungen für die
unabweisbar notwendige „verlängerte“ Zwischenlagerung
auf allen Ebenen: Den Genehmigungsinhabern obliegt – bereits
deutlich vor Ablauf der bislang jeweils auf 40 Jahre befristeten
Zwischenlagergenehmigung – die Nachweispflicht,
dass Inventar, Behälter und Gebäude auch für eine verlängerte
Zwischenlagerung geeignet sind. Ein konkreter Prüfmaßstab
dafür liegt indes bislang nicht vor. Ein rechtzeitig
aktualisiertes oder neu aufgelegtes Regelwerk könnte sowohl
für die Nachweisführung als auch für die zu erfüllenden Anforderungen
an eine verlängerte Zwischenlagerung äußerst
hilfreich sein. Der Gesetzgeber hat die genehmigungsrechtlichen
„Leitplanken“ für eine verlängerte Zwischenlagerung
kritisch zu überprüfen und so auszugestalten, dass die inhaltlichen
und verfahrensrechtlichen Genehmigungsvoraussetzungen
rechtzeitig vorliegen, strikt orientiert an den einzuhaltenden
Schutzzielen. Wenn die ersten Genehmigungen
bereits 2034 auslaufen und damit schon in wenigen Jahren
der Nachweis zu führen ist, dass eine über 40 Jahre hinaus
sichere Aufbewahrung möglich ist, bleibt nicht mehr viel Zeit,
um klare Verhältnisse zu schaffen: Es gilt zielgerichtet und –
idealer Weise – fachlich koordiniert vorzugehen, um die Voraussetzungen
für die Aufbewahrung der radioaktiven Abfälle
bis zu ihrer endgültigen Abgabe an das Endlager – also für
eine verlängerte Zwischenlagerung in Deutschland – alsbald
rechtssicher zu definieren.
Autor
Prof. Dr. Tobias Leidinger
Rechtsanwalt und Fachanwalt für Verwaltungsrecht,
Düsseldorf
tobias.leidinger@luther-lawfirm.com
Prof. Dr. Tobias Leidinger ist Partner bei der Luther Rechtsanwaltsgesellschaft.
Vor dem Hintergrund seiner langjährigen Beratungstätigkeit in der Industrie und
besonderen Projekt- und Rechtsexpertise berät er private und öffentliche Unternehmen
im Öffentlichen Wirtschaftsrecht (einschl. Projektsteuerung), insbes. im
Atom und Strahlenschutzrecht sowie im Anlagen-, Umwelt-, Bau- und Planungsrecht
(Rückbau von Nuklearanlagen, Errichtung und Genehmigung von nuklearen
Lagereinrichtungen, komplexe Infrastrukturvorhaben, etc.). Er ist zugleich
Direktor am Institut für Berg- und Energierecht der Ruhr-Universität Bochum und
als Fachbuchautor ausgewiesen.
SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 49
Spotlight on Nuclear Law
Verlängerte Zwischenlagerung in Deutschland – Handlungsbedarf auf allen Ebenen ı Tobias Leidinger

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ISSN 1431-5254

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Current Trends in Fuel
Assembly Development from
a Materials Perspective
Elmar W. Schweitzer, Petra Britt Hoffmann, Gaëtan Girardin, Nicolas Vioujard
FUEL 51
Introduction
Fuel performance can be divided into three subtopics:
safety of operation in all conditions, fuel reliability
and fuel economy. The development of fuel
is driven by these aspects and has led to the current
fuel designs that are utilized around the globe.
Although fuel development and design have already
come a long way, these driving forces are still the
motivation to go further.
This paper deals with current developments in the
world of nuclear fuel as seen from the materials
point of view of the fuel vendor Framatome. It also
describes an outstanding R&D cooperation with
the Swiss nuclear power plant (NPP) Gösgen (KKG)
which has been continuing for almost four decades.
First of all, enhanced accident tolerant fuel (EATF)
is a development that has been dominating the fuel
world for the last decade. The Framatome EATF program
is called PROtect and has the goal to develop
safer fuel (reducing clad temperature in Loss Of
Coolant Accident (LOCA) and able to withstand
beyond design base accidents (BDBA) for a longer
period of time) with additional value for utilities.
However, improvements in accidental scenarios
shall not deteriorate normal operation and on the
contrary, benefits in normal operations with respect
to corrosion and hydrogen uptake are expected.
Especially in the United States advanced fuel management
(AFM) strategies are investigated where a
longer cycle length (transition from 18 to 24 months)
shall be achieved by exceeding the current enrichment
limit of 5 % of 235U and higher burnups. It
is worth noting that the US Department Of Energy
is supporting actively high enrichment and EATF
technologies in the same program. An extended program
has been launched to reach this high enrichment
goal which not only affects the operation of
the fuel itself but necessitates modification along
the complete fuel cycle, from enrichment facilities
to uranium transport canisters to fuel manufacturing
sites and fuel assembly transport casks.
Additive Manufacturing (AM) – i.e. the manufacturing
of components using a bottom-up-approach,
where the geometry of the part is built up from powder,
weld material etc. – is increasingly becoming
a key process for equipment manufacturers to provide
cutting edge products, unachievable through
conventional fabrication methods and providing
enhanced performance. Such methods are already
routinely used in many industries. However, sensitive
industries such as avionics and nuclear must
take special care to understand and master the
behavior of such materials in operation. Since 2014,
Framatome has launched a worldwide AM project in
order to qualify and implement AM made components
with enhanced performance as well as aiming
for manufacturing tooling for an increased supply
chain flexibility.
Enhanced Accident Tolerant Fuel
After the Fukushima accident in 2011, Framatome
launched the development of PROtect solution to
increase the existing safety margins and enhance
the performance of fuel during accidents [1]-[6].
Framatome’s strategy regarding EATF was defined
in 2014 and has proven effective as shown by the
successive introduction of full length Lead Fuel Rods
(LTR) in three commercial PWR plants in 2019 and
of a full Lead Fuel Assembly (LTA) in Calvert-Cliffs
2 reactor in spring 2021. This strategy relies on a
two-phase approach enabling the balancing of
benefits with speed to market. The first phase consists
of a near term evolutionary solution, PROtect
Cr-Cr, having fuel rods with Cr-coated M5 Framatome
cladding with Cr 2O3 -doped pellets and a second,
longer-term ambition, PROtect SiC aims at achieving
a breakthrough solution with new cladding concept
based on SiC-fibers embedded in a SiC-matrix.
Since the revolutionary concept is further away
from maturity, only the Cr-coating concept is covered
hereafter.
The implementation of a new cladding solution in
fuel reload quantities requires the qualification of
its behavior in all conditions: from normal to accidental
conditions. Framatome has based its qualification
plan for the implementation of its EATF
Fuel
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FUEL 52
evolutionary solution, PROtect Cr-Cr upon a comprehensive
licensing plan (out-of-pile tests, Material
Test Rods, Lead Fuel Rods, Lead Fuel Assemblies).
In the last decade, Framatome performed significant
out-of-pile and in-pile testing on Cr-coated
M5 Framatome cladding to assess the performance of
coating and cladding under normal and accident
conditions. Long-term static autoclave tests showed
very good performance and no coating delamination
in representative pressurized water reactor
(PWR) water chemistry [7]. Steam oxidation tests
at high temperatures confirmed that chromium
delays the diffusion of oxygen into the metallic
M5 Framatome substrate and thereby enhances cladding
performance under accident conditions [8]–
[9] . In addition, internal pressure creep and LOCA
tests on Cr-coated M5 Framatome cladding, named as
PROtect Cr cladding, showed smaller clad ballooning
and burst opening [10]–[11]. This reduction is
due to the strengthening effect of the Cr-coating
at high temperature, which may enhance cladding
performance in LOCA by limiting the steam oxidation
of the inner bare zirconium surface. Due
to good behavior of PROtect Cr-coated cladding in
out-of-pile tests, Framatome has launched a series of
irradiation campaigns in commercial and research
reactors to evaluate its in-pile behavior and to obtain
irradiation data in a timeframe that will expedite
the cladding’s licensing for commercial reactors.
The partnership with NPP Gösgen allowed Framatome
to be in a leading position: the first material
| Fig. 1
Visuals of Cr-coated M5 Framatome cladding post irradiation in Gösgen,
after a) 2 cycles b) 3 cycles c) 4 cycles and d) 5 cycles.
test rods (MTR) were already introduced in 2016
followed by lead test rods (LTR) in 2019.
Irradiation test programs in cooperation
with NPP Gösgen-Däniken
Material Test program IMAGO
Framatome collaborated with KKG to launch an
irradiation campaign called IMAGO in the Gösgen
nuclear power plant. IMAGO was the first irradiation
campaign of Framatome’s Cr-coated samples
using a PVD (Physical Vapour Deposition) process
initially developed in cooperation with CEA and
DEPHIS under representative PWR conditions. This
irradiation campaign was launched in 2016. Several
Cr-coated samples were placed in MTR and directly
exposed to the reactor coolant and the radiation.
Some coated samples were pre-damaged to simulate
coating defects and scratches, which could arise
during bundle fabrication.
Cr-coated samples were visually inspected after
each annual cycle. Some MTR were extracted
after 1, 2, 3 and 5 cycles and shipped to the Paul
Scherrer Institute (PSI), Switzerland, for detailed
hot cell examinations. All the on-site and hot-cells
examinations demonstrated an excellent irradiation
behavior of Cr-coated cladding: significantly
reduced oxidation, no defects, (delamination or
other degradation of Cr-coating layer). Figure 1
shows the visuals of Cr-coated cladding from 2 to
5 cycles. All visuals were collected using a HD color
camera, as it enables for observation of extremely
fine features on the coating
surface. Visual inspections up
to 5 cycles revealed no signs of
coating delamination or any
other type of coating degradation.
The color of the coating
changes from bright metallic to
golden to purple and blue due
to the formation of a protective
Cr-oxide layer. The circumferential
burnish marks of the underlying
M5 Framatome cladding (see
red arrows in Figure 1) are still
visible after five cycles of irradiation,
confirming that the oxide
formed on Cr-coating is very
thin and estimated to be in the
sub-micrometer range.
| Fig. 2
Pre-damaged Cr-coated M5 Framatome IMAGO samples after three cycles of irradiation in Gösgen.
Figure 2 shows the pre-damaged
PROtect Cr samples of
the IMAGO project after three
cycles of irradiation in Gösgen.
Fuel
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The samples showed excellent coating adhesion,
even near the pre-damaged region with no indication
of coating degradation. The color of the Cr-oxide
ranges from blue to purple and aligns with the
expected behavior for undamaged Cr-coatings. Metallographic
analysis did not show increased corrosion
of the exposed M5 Framatome substrate at the
damaged region relative to an uncoated M5 Framatome
cladding tube.
| Fig. 3
Cr-coated fuel rods
after two cycles in
Vogtle (left and right
corner rods are
coated with Cr).
FUEL 53
Framatome will continue post-irradiation examinations
on IMAGO samples at the Paul Scherrer Institute.
A limited number of IMAGO samples have
been transported from PSI to CEA for additional
studies focused on understanding the evolution of
the coating microstructure under irradiation and to
demonstrate that the radiation damage has no detrimental
impact on coating adherence or its mechanical
behavior.
The lead test rod program GOCHROM
Following the good results from the IMAGO program,
Framatome, in collaboration with KKG
launched a second irradiation campaign, denoted
as GOCHROM program, in the Gösgen NPP. A total
of twenty Cr-coated LTR were installed in two host
assemblies and the irradiation began in June 2019
in annual cycles. This irradiation campaign is an
extension to the IMAGO program with the aim to
generate more representative data on the PROtect
Cr fuel rods.
The host assemblies have completed successfully
their 2nd and 3rd cycle, respectively. Results of the
first and second cycle irradiation were presented
in reference [12] and [13]. The usual diameter
changes – creep-down onto the pellets due to system
pressure and outwards creep due to swelling
pellets – were perfectly followed by the coating.
Lead test rod and Lead Fuel Assemblies
programs in other commercial power
plants
| Fig. 4
Visual appearance of
Cr-coated fuel rods
(corner and corner
adjacent rod on the
left) after one cycle
in ANO.
The majority of test rods are currently under irradiation
in commercial reactors in the United States.
Irradiation includes two LTR programs in Vogtle
and Arkansas Nuclear One (ANO) launched in
2019 and 2020, respectively. Visual inspections in
outages show rods in a good shape with no signs of
coating delamination, Figure 3 and Figure 4.
Furthermore, a Lead Fuel Assembly program
(one fuel assembly (FA) fully equipped with 176
Cr-coated rods) was loaded into the core of Calvert
Cliffs in March 2021 with first visual inspections
planned for the outage in spring 2023, Figure 5.
| Fig. 5
Framatome’s first
complete accident
tolerant Fuel
assembly for Calvert
Cliffs.
Fuel
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FUEL 54
In total, more than 200 PROtect Cr-coated rods are
currently under irradiation around the globe.
Parallel to the irradiation in commercial reactors,
various irradiation programs in research reactors
have been launched.
The results of the mentioned irradiation programs
are used to demonstrate the performance of the
concept and to gather data for the licensing of PROtect
as a product.
The ability to deliver PROtect in reload quantities
is linked to the industrialization of the coating process
itself. All the rods used in the irradiation test
programs mentioned above were manufactured in a
prototypical Physical Vapor Deposition (PVD) coating
equipment that allows for the coating of ten full
length tubes in each coating batch.
Framatome has launched the development of an
Industrial Scale Pilot as well as necessary peripheral
equipment (e.g. marking bench, non-destructive
exams bench). This equipment will provide the
necessary production support for initial batch programs.
They will be installed in Framatome’s manufacturing
site in Paimboeuf, France, where cladding
tubes are also being produced.
Advanced Fuel Management
With an emphasis on the United States, Framatome
launched its Advanced Fuel Management (AFM)
program, focused on substantial reductions in reactor
operator’s generating costs and spent fuel inventory.
Combining the technology levers of increased
enrichment and fuel rod burnup with Framatome’s
most advanced nuclear fuel designs and methodologies
will improve fuel utilization, increase cycle
lengths, reduce down time and create significant
value for plant operators. From an economical
point of view, it can be desirable to increase cycle
durations (e.g. 24 months). To achieve this goal, the
AFM project aims to increase the discharge burnup
(>62 MWd/kgU) and at the same time increase the
enrichment beyond the current limit of 5 %. Especially
in non-regulated markets this will help to
increase the competitiveness of nuclear energy compared
to competing methods of energy production.
Framatome’s AFM project scope covers the entire
fuel cycle from enrichment through spent fuel
management. Framatome has direct responsibility
for fuel design, licensing, manufacturing and transport.
The AFM project is planned to provide ‘reload
ready’ capability for PWR and BWR plants by end
of 2026.
The experience gathered with Framatome fuel in
KKG is helping to achieve this goal, by contributing
to the large Framatome operational database for
end-of-life burnup. The NPP Gösgen license allows
for FA end-of-life burnup of up to 70 MWd/kgU in
average and a FR burnup of up to 75 MWd/kgU
since 2007 with an enrichment of 4.95 %. These values
are amongst the highest for commercial reactors
in the world.
Additive Manufacturing
Additive manufacturing has been investigated since
2014 by Framatome. It is extensively used for rapid
prototyping and for the manufacturing of handling
demonstration objects. When it comes to the application
for fuel assembly components, Laser Powder
Bed Fusion (LPBF) – also known as selective laser
melting (SLM) – was identified as one of the most
interesting methods, thanks to its ability to access
very thin and complex structures. This process
allows to obtain easily proof of concept components.
It requires however an in-depth optimization to control
the reproducibility of the innovative manufacturing
route.
The concept of SLM is based on a layer-by-layer
building of the component by successively applying
a thin layer of metal powder which is then molten
and resolidified using a scanning laser beam. After
cutting off from the building platform and removal
of the non-molten excess powder, the part can be
used as is or can be subjected to other manufacturing
steps such as heat treatments or mechanical
rework, depending on the application.
Extensive out-of-pile testing of SLM-produced austenitic
stainless steel 316L and the nickel base alloy
718 showed good results with respect to corrosion
resistance and mechanical behavior in static loading.
The out-of-pile results gave confidence to start first
irradiation test programs in commercial reactors for
both test samples and real components outside of
the load chain.
AddMAGIC irradiation program
The irradiation test program AddMAGIC (Additive
Manufacturing Gösgen Irradiation Campaign) was
launched in 2019 in cooperation with the NPP Gösgen
to gain irradiation experience with this new
kind of material.
During in-pile operation the material is subjected
to several degradation mechanisms due to the environmental
conditions.
Fuel
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p Physical Degradation: The interaction with the
neutron field leads to irradiation damage in the
crystal lattice which influences the structural
and mechanical properties of the material.
p Chemical Degradation: The interaction with the
coolant leads to corrosion of the material.
p Radiolysis: Interaction of ionizing radiation
with the coolant itself leads to the production of
radical chemical species that can alter the corrosion
phenomena. This is especially relevant in
confined spaces where exchange of coolant with
the bulk quantity is constrained, and the recombination
of radical species is delayed.
This evaluation is particularly important for AM
made alloys since the fast cooling induced by the
process provides much more complicated microstructures
compared to forged alloys (crystallographic
and morphological texture, high dislocation
network and porosity network). For this reason, the
goal of the AddMAGIC irradiation program is the
assessment of mechanical and corrosion behavior of
the 316L stainless steel and the alloy 718 produced
by LPBF under representative PWR conditions.
p MTR containing the samples were introduced
into empty guide tubes of two fuel assemblies.
The MTR consist of several segments that include
the individual samples. Primary coolant can
flow through the segments, so the samples are
subjected to coolant and neutron flux. The MTR
is made of three different sample designs:
p A cylindrical tensile test sample with a machined
outer surface (see Figure 6, left sample).
p A cylindrical sample with an as-printed surface
(not shown).
p A universal test sample with a similar geometry
as a tensile test sample but with filigree (lattice)
filter-like structures in the cylindrical part of the
sample and an as-printed surface (see Figure 6,
right sample).
All samples were heat treated after manufacturing,
i.e. a solution annealing for 316L stainless steel and
a homogenization annealing followed by an age
hardening treatment for alloy 718. Before insertion
into the MTR, all samples were characterized
according to weight, roughness, sample dimensions
| Fig. 6
Standard tensile test sample (left) and universal test sample (right) as used
in the AddMAGIC irradiation program.
and straightness. These values will be used as a reference
for the post-irradiation evaluations.
Irradiation started in 2019 and some MTR were
extracted in 2020 and 2022 after one and three
cycles operation, respectively. The remaining MTR
will continue to be irradiated for 5 cycles in total.
The non-destructive investigation (visuals, weight
measurements etc.) gave no indication for any kind
of sample degradation after the first cycle of irradiation,
Figure 7. The surface shows a bright metallic
appearance and the turning marks are still visible.
The assessment of the mechanical properties as well
as microstructural investigations will follow in the
next step and these results are important to justify
the use of LPBF material.
Upper Tie plate
The application of AM is not only limited to PWR
components. Framatome is also working on BWR
additively manufactured components.
A first introduction of BWR channel fasteners made
with Additive Manufacturing in cooperation with
ORNL was done in 2021 in Browns Ferry - Tenessee
Valley Authority (TVA).
The upper tie plate (UTP) is located in the top nozzle
of an ATRIUM 11 BWR fuel assembly and ensures
in-plane fixture of the pins of the upper end plug. It
was identified as an ideal demonstration object for
AM manufactured parts since it is not part of the
FUEL 55
| Fig. 7
Surface appearance of tensile specimen made of 316L manufactured by additive manufacturing after 1st cycle of irradiation.
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FUEL 56
| Fig. 8
Framatome’s 3D-printed ARIUM 11 upper tie plate grid.
| Fig. 9
Comb structure after printing and post-processing.
load chain and can easily be inspected during outages.
An UTP optimized for the use of AM as a manufacturing
method was designed and manufactured
by LPBF from 316L powder. Two top nozzles were
equipped with these UTP and irradiation in the
BWR Forsmark 3 was launched in May 2022 (Figure
8). These UTP shall be inspected visually during
the upcoming outage. The results of this irradiation
campaign will supplement the AddMAGIC results
with respect to behavior in BWR environment.
Tailored tools and service equipment
A great benefit of any additive manufacturing
method is the ability to eliminate the tooling step
and thus shorten the way from the design to the
actual manufacturing of the component. Especially
when it comes to the production of only a small
number of parts or even when only one part as a
spare part is needed, AM may reduce the manufacturing
costs in comparison to conventional manufacturing
methods.
A descriptive example of such a part is a fuel rod
fixture in replacement of a defective spacer grid. In
this particular case, spacer grids had to be replaced
in several levels of competitor’s BWR fuel assemblies.
Although these FA reached their end of life
many years ago, a safe fixture of the fuel rods was
necessary before being loaded into storage containers
for interim dry storage. Replacement parts for
this grid design were not available anymore and a
conventional repair concept did not exist.
The LPBF process was used to manufacture combshaped
parts illustrated in Figure 9 that can be
pushed into the bundle from outside without a need
to perform any dismantling of the FA. Each rod fixture
consists of two combs that are introduced into
the bundle from two sides of the FA, forming an 90°
angle. As a result, the rods cannot move in the FA
plane anymore and a defined spacing between fuel
rods and a safe fuel rod support can be assured during
handling and dry storage.
ULTRAFLOW Shield for BWR fuel assemblies
A specific phenomenon only occurring under BWR
conditions is shadow corrosion on components
made of zirconium alloys when in close proximity
to or in contact with more noble metals, e.g.
stainless steel or Ni-based alloys. Recent BWR fuel
assembly designs, like Framatome’s ATRIUM 11, are
equipped with monometallic spacer grids made of
Ni-based alloys. In case of specific water chemistry
conditions, reliability of BWR fuel assemblies was
degraded due to enhanced spacer shadow corrosion
(ESSC) [14][15] which was the motivation to
develop a suitable countermeasure.
The ULTRAFLOW Shield spacer is the remedy
against ESSC. A coating on the spacer grid reduces
the original electrochemical potential difference
between the more noble spacer and the Zircaloy-2
cladding of the fuel rod significantly. Besides the
reduction of shadow corrosion, the coating also
needs a low solubility in BWR reactor operation
linked with excellent durability over the entire lifetime
of a fuel assembly.
The durability was tested in autoclave corrosion
tests and electro-chemical surveillance. Spacer
grid segments underwent mechanical tests and
were checked for coating durability on realistic
geometries. In order to accelerate the development
in terms of remedy efficiency, in-situ proton irradiation
experiments were performed at the University
of Michigan using a Zircaloy-2 (Zry-2) sample in
contact with oxygenated water at 320 °C. The Zry-2
disc served as the sample on which shadow corrosion
was induced by a pre-bent Alloy 718 spring. This
spring also served as the window between the high
vacuum of the beamline and the high temperature
and high-pressure water in the corrosion cell (Figure
10). Due to the complex geometry of a spacer
grid, the coating thickness cannot be identical at
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FUEL 57
| Fig. 10
a) Cross section of the in-situ irradiation corrosion experiment; b) schematic of resulting shadow corrosion on the surface;
c) electron microscope image of a sample that shows shadow corrosion (same area as b)) [17]
all positions. Therefore, several coating variants
with different thicknesses were successfully tested
in order to select the most promising coating candidates.
In addition, the oxidation of the coating
in BWR condition was simulated by pre-ageing of
the samples. Figure 11 summarizes the results and
demonstrates the efficiency of the shadow corrosion
remedy provided by the in-situ proton irradiation
experiments [16].
Two variants were chosen for spacer coating of
demonstration assemblies. In cooperation with Vattenfall
Nuclear Fuel those fuel assemblies started
irradiation in Forsmark 3 in Sweden in May 2022.
Inspections are planned after 1 or 2 annual cycles
and end of life. With help of a simulation tool more
than 50 % shadow corrosion reduction in the spacer
| Fig. 11
Efficiency testing results: relative Zircaloy-2 shadow corrosion in dependence
of coating thickness and pre-ageing.
grid area is predicted under Forsmark 3 actual conditions.
Conclusion
Framatome is continuously developing new materials
to support new fuel assembly designs with the
objective to even enlarge the high safety standards
of both PWR and BWR fuel assemblies, their reliability
aiming for zero fuel failures, and improve fuel
utilization considering economic advantages. New
testing options like in-situ corrosion experiments
employing proton irradiation and simulation tools
are used to accelerate the material development
schedules, which are usually very long-lasting.
Furthermore, advanced manufacturing processes
offered by additive manufacturing allow for economic
repair options on the one hand and new
technical features on the
other hand like sophisticated
debris filters with
enhanced performance
which could not be realized
by conventional manufacturing
processes.
Although a lot of testing
can be performed in
laboratories or with help
of research reactors and
other irradiation sources,
the test under realistic
PWR or BWR conditions
in terms of neutron flux,
temperature, water chemistry
and pressure is essential.
Several examples of
common R&D approaches
with nuclear power plants,
first of all NPP Gösgen,
but also in Sweden, are
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FUEL 58
presented in this paper starting from material test
rods to obtain first information on the irradiation
behavior of new materials, to lead test rods applying
new cladding or pellets in the form of real fuel rods
in commercial fuel assemblies and finally to the test
of entire fuel assemblies with the new feature. Such
an approach is beneficial for both partners because
the utility is involved in the development already
from a very early stage and can monitor the behavior
of a new material in its own reactor and provide
input from the operator perspective.
Framatome is ready to support the industry with
up-to-date fuel assemblies for both PWR, BWR and
for VVER.
AUTHORS
Dr. Elmar W. Schweitzer
Materials and Thermal Mechanics,
Framatome GmbH, Erlangen, Germany
Elmar.Schweitzer@framatome.com
Dr. Elmar W. Schweitzer obtained his PhD in Material Science and Engineering
at the Friedrich-Alexander-University Erlangen-Nürnberg, Germany in 2008.
He joined the Materials Lab of Framatome in Germany 15 years ago and now has
more than five years of experience in materials development for fuel assemblies.
Elmar is currently working in the department of materials and thermal mechanics
at Framatome, Germany, being responsible for in-pile testing.
Dr. Petra Britt Hoffmann
Technical Advisor,
Framatome GmbH, Erlangen, Germany
Acknowledgments
PROtect and AFM development are supported by the
U.S. DOE under Award Number DE-NE0009034 (and
previously DE-NE0008220 and DE-NE0008818)
with Framatome Inc.
PROtect development is supported by the BPI France
under the contract DOS0151318 with Framatome
Petra-Britt.Hoffmann@framatome.com
Dr.-Ing. Petra Britt Hoffmann has been working for Framatome since 1996.
She is a Fellow Expert in materials, especially for irradiation behavior of fuel rods
and structural components of fuel assemblies in both PWR and BWR. After
different management positions she is currently working as a Technical Advisor
for the Framatome Fuel Design Europe organization.
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Feedback from the irradiation programs on PROtect Cr-coated M5Framatome cladding,
TopFuel, 2021, Santander, Spain.
[13] K. Nimishakavi, E. W. Schweitzer, K. Buchanan, Framatome’s Evolutionary E-ATF Solution:
Feedback from the irradiation programs on PROtect Cr-coated M5 Framatome Cladding, TopFuel,
2022, Raleigh NC, USA.
[14] H.-U. Zwicky, H. Loner, B. Andersson, C.-G. Wiktor and J. Harbottle, Enhanced spacer shadow
corrosion on SVEA fuel assemblies in the Leibstadt nuclear power plant, Proc. ANS International
Topical Meeting on LWR Fuel Performance, Park City, UT, USA, April 10-14, 2000 (2000).
[15] H. Wand, Erhöhte lokale Korrosion von SVEA-96-Brennelementen im KKL: Abschlussbericht,
HSK 12/744, Swiss Federal Nuclear Safety Inspectorate (2001).
[16] K. Nowotka, P.B. Hoffmann, A. Hasselbach, R. Geier, S. Gray, P. Wang. G.S. Was, ULTRAFLOW
Shield: a new spacer grid coating for BWR fuel, TopFuel, 2022, Raleigh, NC, USA.
[17] P. Wang, K. Nowotka, and G. S. Was, Reproducing shadow corrosion on Zircaloy-2 using in-situ
proton irradiation, Journal of Nuclear Materials 558, 153406 (2022); https://doi.org/10.1016/j.
jnucmat.2021.153406.
Dr. Gaëtan GIRARDIN
Deputy Director of Nuclear Fuel Division
in NPP Gösgen,
Kernkraftwerk Gösgen-Däniken AG,
Däniken, Switzerland
ggirardin@kkg.ch
Gaëtan has been Deputy Director of the Nuclear Fuel Division in NPP Gösgen
since 2020 and is responsible for the Nuclear Technology Department in the fuel
division in NPP Gösgen since 2019. He started his career at Gösgen in 2014 as
nuclear engineer, responsible for fuel design and reactor physics projects and
analysis, for instance analysis of neutron flux measurement in the frame of the
CORTEX Horizon 2020 research project.
Nicolas Vioujard
Material Line Manager,
Framatome SAS, Lyon, France
nicolas.vioujard@framatome.com
Nicolas Vioujard started his career in Framatome in 1999 and has a strong
international experience in nuclear business (reactor and fuel) through various
management or project management positions in several Business Units.
Since 2018, he serves as Materials Line Manager in the Products and Technology
Division of the Fuel Business Unit.
Fuel
Current Trends in Fuel Assembly Development from a Materials Perspective ı Elmar W. Schweitzer, Petra Britt Hoffmann, Gaëtan Girardin, Nicolas Vioujard

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
KTG-Fachinfo 04/2023 vom 03.02.2023:
sein wird. Einen Überblick über den Stand des belgischen
eMail Belgien prüft Laufzeitverlängerung
dreier weiterer Kernkraftwerke
Betreff: KTG-Fachinfo 04/2023 vom 03.02.2023: Belgien prüft Die hohe 06.02.2023 Aufmerksamkeit 18:01:26der belgischen Regierung für die
Sehr geehrte Damen Laufzeitverlängerung und Herren, liebe dreier Mitglieder weiterer der Kernkraftwerke
KTG, Versorgungssicherheit in den kommenden vier Wintern kontrastiert
auffällig mit der schlafwandlerischen Sicherheit, mit
An:
nicolas.wendler@ktg.org
Von:
wie das belgische
nicolas.wendler@ktg.org
Online-Nachrichtenportal 7sur7 berichtet,
Priorität: hat der Regierungsausschuss Normal der belgischen Koalitionsregierung
heute 0 den Premierminister Alexander De Croo und aktuellen Versorgungssicherheitsberichts Strom der
der Bundeswirtschaftsminister Habeck auf der Grundlage des
Anhänge: Bundes-
Dieser Schritt erfolgt zwei Tage nach Abschaltung des Kernkraftwerks
KTG-Fachinfo Tihange 2, das 04/2023 als zweiter vom belgischer 03.02.2023: Reaktor nach Belgien neller Kraftwerkskapazität prüft Laufzeitverlängerung abgebaut werden sollen. dreier Vielmehr weiterer
„Stresstest“ vornimmt und bis 2025 netto 12 GW konventio-
Doel 3 am 23.09.2022 im Rahmen des belgischen Atomaus-
wird im Bericht angenommen, dass die Erfüllung der Aus-
stiegs außer Betrieb genommen wurde. Am 9. Januar erst
„Atomausstiegs“ bzw. der Laufzeitverlängerungen findet sich
in der unten stehenden Tabelle.
die Energieministerin Tinne van der Straaten damit beauftragt,
netzagentur die Sicherheit der deutschen Stromversorgung
die Verlängerung des Betriebs weiterer Kernkraftwerke bis 2031 verkündet. Dies obwohl der Bericht keine robuste
zu prüfen, die planmäßig 2025 abgeschaltet werden sollen. Betrachtung zur Versorgungssicherheit oder gar einen
Kernkraftwerke
bauziele für erneuerbare Energien, Stromnetze, wasserstoff-
wurde eine Rahmenvereinbarung über eine Laufzeitverlängerung
der beiden jüngsten Reaktorblöcke Doel 4 und Flexibilitätspotentiale auf Verbraucherseite den Kohleausfähige
Gaskraftwerke und die Verfügbarkeit umfangreicher
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
Tihange 3 für 10 Jahre von 2026 bis 2036 zwischen der belgischestieg
bis 2030 bei Versorgungssicherheit trotz des Ausbaus
wie
Regierung
das belgische
und dem Betreiber
Online-Nachrichtenportal
ENGIE geschlossen, die
7sur7
der E-Mobilität
berichtet,
(15,7
hat
Mio
der
bis 2030),
Regierungsausschuss
von Wärmepumpen (5,8
der belgischen
noch Koalitionsregierung in einzelnen Fragen heute ausgearbeitet den Premierminister werden muss. Alexander Mio. bis De 2030) Croo und Elektrolyseuren und die Energieministerin ermöglichen werden. Tinne Der van der Straaten
damit beauftragt, die Verlängerung des Betriebs weiterer Ausbau Kernkraftwerke der Erneuerbaren sieht zu prüfen, dabei bis die 2030 planmäßig den Zuwachs 2025 abgeschaltet
Die werden neue Prüfung sollen. erstreckt Dieser sich Schritt auf die erfolgt drei ältesten zwei Tage Reaktoren
belgischer Doel 1 und Reaktor 2 sowie nach Tihange Doel 1. Bei 3 am der Prüfung 23.09.2022 sollen im Rahmen auf See von des 8 GW belgischen auf 30 GW und Atomausstiegs bei Fotovoltaik von außer 63 GW Betrieb genommen
nach bei Windkraft Abschaltung an Land des von 57 Kernkraftwerks GW auf 115 GW, bei Tihange Windkraft 2, das als zweiter
sowohl wurde. eine Am Anpassung 9. Januar der Fahrweise erst wurde mit reduzierter eine Rahmenvereinbarung Leistung
Reaktorblöcke oder Stillstand Doel im Sommer 4 und zur Tihange Streckung 3 der für Betriebs-
10 Jahre von werken 2026 soll bei bis 212036 GW liegen, zwischen bei Biomassekraftwerken der belgischen bei Regierung 7 und dem
auf 215 GW vor. über Die netto eine zusätzliche Laufzeitverlängerung Kapazität bei Gaskraft-
der beiden jüngsten
dauer Betreiber als auch ENGIE die Möglichkeit geschlossen, der Beschaffung die noch in weiteren einzelnen GW. Fragen Der angenommene ausgearbeitet Zuwachs werden bei muss. den Flexibilitätsoptionen
wie etwa steuerbare Wärmepumpen und E-Auto-Lade-
Kernbrennstoffs zum Weiterbetrieb nach 2025 betrachtet
werden. Die neue Die Prüfung soll erstreckt bis Ende sich März auf abgeschlossen die drei ältesten sein, stationen Reaktoren liegt Doel bei 441 GW. und Der 2 sowie durchschnittliche Tihange 1. Maximalimport
soll Leistung gemäß Bericht oder von Stillstand knapp 20 GW im auf Sommer 34 GW, der zur Streckung der
Bei der Prüfung sollen
um sowohl beim Bericht eine der Anpassung Regierung zur der Versorgungssicherheit Fahrweise mit in reduzierter
den Betriebsdauer Wintern 2025/26 als und auch 2026/27 die berücksichtigt Möglichkeit zu werden, der Beschaffung theoretische weiteren Maximalimport Kernbrennstoffs sogar bis auf 68 zum GW Weiterbetrieb ansteigen. nach 2025
da betrachtet der belgische werden. Netzbetreiber Die Elia Prüfung zum wiederholten soll bis Ende Male März In der abgeschlossen Tabelle findet sich sein, eine Übersicht um beim der Energiewendeparameter
berücksichtigt für das Netzgebiet zu Deutschland/Luxemburg werden, da der belgische deren Netzbetreiber
Bericht der Regierung zur
auf Versorgungssicherheit eine mögliche Strommangelsituation in den Wintern den kommenden 2025/26 und 2026/27
Wintern Elia zum in der wiederholten Größenordnung 900 Male MW auf bis 1.200 eine MW mögliche hingewiesen
Größenordnung hat. Es ist dabei 900 zu MW beachten, bis 1.200 dass im MW Rahmen hingewiesen des 2030 hat. bei Es gleichzeitigem ist dabei zu Kohleausstieg beachten, ist. dass im Rahmen des belgischen
Erfüllung Strommangelsituation die Voraussetzung für die in Versorgungssicherheit den kommenden bis Wintern in der
belgischen Regelwerks Regelwerks die Laufzeitverlängerung die der der Kernkraftwerke Kernkraftwerke
Doel 4 und Tihange 3 ab 2026 nach aktuellem Für eine an der Realität orientierte Einschätzung der Versor-
Doel 4 und Tihange 3 ab 2026 nach aktuellem Sachstand
mit einem rund einjährigen Stillstand verbunden sein wird. Einen Überblick über den Stand des belgischen „Atomausstiegs“
Sachstand mit einem rund einjährigen Stillstand verbunden gungslage in den kommenden Wintern wird man wohl die
bzw. der Laufzeitverlängerungen findet sich in der unten stehenden Tabelle.
KTG-FACHINFO 59
Kernkraftwerk Doel-1 Doel-2 Doel-3 Doel-4 Tihange-1 Tihange-2 Tihange-3
geplante 2025 2025 2022 2025 2025 2023 2025
Abschaltung
neuer Plan 2027/8 2027/8 2036 2027/8 2036
Status in
Betr.
in
Betr.
abgeschaltet in
Betr.
in Betr. abgeschaltet in Betr.
Energiewendeparameter
hohe Aufmerksamkeit an Land off-shore der belgischen (H2- Regierung für die Versorgungssicherheit (max. in den kommenden vier Wintern
Windkraft Windkraft PV Gaskraft Biomasse Flexibilität Import Stromverbrauch
Die
ready)
durchsch.)
kontrastiert auffällig mit der schlafwandlerischen Sicherheit, mit der Bundeswirtschaftsminister Habeck auf der
2022 57 GW 8 GW 63 33 GW 6 GW 18 GW 20 GW 550 TWh
Grundlage des aktuellen Versorgungssicherheitsberichts Strom der Bundesnetzagentur die Sicherheit der deutschen
GW (0)
(2023) (2025)
Stromversorgung bis 2031 verkündet. Dies obwohl der Bericht keine robuste Betrachtung zur Versorgungssicherheit
2030 115 GW 30 GW 215 36 GW 13 GW 63 GW 34 GW 750 TWh
oder gar einen „Stresstest“ vornimmt und bis 2025 netto 12 GW konventioneller Kraftwerkskapazität abgebaut werden
GW (21 GW)
sollen. Vielmehr wird im Bericht angenommen, dass die Erfüllung der Ausbauziele für erneuerbare Energien,
Stromnetze, wasserstofffähige Gaskraftwerke und die Verfügbarkeit umfangreicher Flexibilitätspotentiale auf
Für Verbraucherseite eine an der Realität den orientierte Kohleausstieg Einschätzung bis 2030 der Versorgungslage bei Versorgungssicherheit in den kommenden trotz Wintern des wird Ausbaus man wohl der die E-Mobilität (15,7 Mio
Bedarfs- und Systemanalysen der Übertragungsnetzbetreiber im April abwarten müssen.
KTG-Fachinfo
bis 2030), von Wärmepumpen (5,8 Mio. bis 2030) und Elektrolyseuren ermöglichen werden. Der Ausbau der
Ihre Erneuerbaren KTG-Geschäftsstelle sieht dabei bis 2030 den Zuwachs bei Windkraft an Land von 57 GW auf 115 GW, bei Windkraft auf

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
60
KTG-FACHINFO
Bedarfs- und Systemanalysen der Übertragungsnetzbetreiber
im April abwarten müssen.
KTG-Fachinfo 03/2023 vom 16.01.2023:
Ihre KTG-Geschäftsstelle
Nicolas Wendler
Erhöhte CO 2 -Emissionen in
Deutschland trotz gesunkenem
Stromverbrauch in 2022
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
wie Agora Energiewende in einem ersten Bericht zum Stand
der Energiewende 2022 berichtet, gab es auch im Jahr 2022
eine Verfehlung der deutschen Ziele für den Treibhausgasausstoß.
Zwar sanken die Emissionen gegenüber 2021 insgesamt
geringfügig von 765 Millionen Tonnen CO 2 (Äq) auf 761
Millionen Tonnen, verbleiben aber deutlich über dem Wert
von 745 Millionen Tonnen, der die Zielvorgabe für 2020 war
und in den Folgejahren weiter sinken sollte. Dieses Ergebnis
ergab sich trotz einer Senkung des Primärenergieverbrauchs
aufgrund milder Witterung und sehr hoher Energiepreise um
4,7 Prozent sowie deutlich günstigerer Bedingungen für die
Wind- und Sonnenstromproduktion, wobei letztere einen
deutlichen neuen Produktionsrekord erreichte. Hauptgrund
für die Emissionsentwicklung ist der nochmals gestiegene Einsatz
von Braun- und Steinkohle in Kraftwerken.
Im Bereich der Energiewirtschaft ergab sich gemäß dem Jahresbericht
zur Energieversorgung 2022 des BDEW sogar ein
absoluter Anstieg der Emissionen von 247 Millionen Tonnen
auf 260 Millionen Tonnen und damit eine Verfehlung des Sektorziels
für den Treibhausgasausstoß, das bei 257 Millionen
Tonnen liegt. Die Emissionen liegen damit knapp über denen
des Jahres 2019. Diese Entwicklung fand statt, obwohl der
Stromverbrauch um 2,6 Prozent (AG Energiebilanzen) bzw.
3,2 Prozent (BDEW) gesunken ist und die Stromerzeugung
erneuerbarer Energien um 9,4 Prozent auf 255,9 TWh zugelegt
hat, was einem Anteil von 43,9 Prozent an der Bruttostromerzeugung
entspricht. Der Nettostromexport hat sich
von 18,6 auf 26,8 TWh erhöht.
Grund für die ungünstige Emissionsentwicklung bei der
Stromerzeugung ist der deutliche Anstieg der Stromerzeugung
mit Braunkohle (+6,0 %) und Steinkohle (+20,3%) bei
gleichzeitig stark gesunkener Erzeugung mit Kernkraftwerken
(–49,8 %) wegen der gesetzlichen Abschaltung von drei
Anlagen zum Ende 2021 und gesunkener Stromerzeugung
mit Erdgas (–13,9 %) wegen sehr hoher Preise und der Einsparbemühungen
im Zusammenhang mit der Gasversorgungskrise.
Alle Zahlen sind noch im Dezember zusammengetragen
bzw. extrapoliert worden und können sich noch
geringfügig verändern.
Das Jahr 2022 hat ein weiteres Mal beim vorgeblichen Kernanliegen
der Stromwende – dem Klimaschutz – gezeigt, dass
die Energiewende nach deutscher Manier durchweg schlechte
Ergebnisse erbringt und für sehr viel Geld nur mittelmäßige
Emissionsreduktionen bei sehr hohen Strompreisen und
künftig sogar zweifelhafter Versorgungssicherheit erreicht.
Es stellt sich die Frage, wie lange die Politik des „mehr vom
Gleichen“ als Lösung aller Probleme noch verfolgt werden
wird und was nach der großen Ernüchterung kommt.
Ihre KTG-Geschäftsstelle
Nicolas Wendler
KTG-Fachinfo 02/2023 vom 13.01.2023:
Positive Entwicklungen für die
Kernenergie in Belgien, Schweden
und Südkorea
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
gleich im zweiten Newsletter kann über die guten Nachrichten
aus dem Ausland berichtet werden, die im ersten
versprochen wurden und zwar gleich aus drei Ländern: Die
belgische Regierung hat nach langen und teils zähen Verhandlungen
mit dem dortigen Kernkraftwerksbetreiber EN-
GIE-Electrabel die Vereinbarung getroffen, die Laufzeit der
Anlagen Doel-4 und Tihange-3 um 10 Jahre bis 2036 zu verlängern,
wie u. a. die FAZ berichtet. Dabei sollen die Anlagen
ab Ende 2025 ca. ein Jahr lang modernisiert werden und an
eine neue Betreibergesellschaft übergehen, an der sich der
belgische Staat zur Hälfte beteiligt. Nach Aussagen des belgischen
Premierministers Alexander De Croo, wird die Laufzeit
verlängert, weil dies dazu beitrage die Versorgungssicherheit
in den nächsten Jahren zu garantieren und weil Atomenergie
im Allgemeinen günstiger als Gas sei. Aus deutscher Sicht bemerkenswert
ist die Entwicklung, weil Belgien im Jahr 2003
das erste von letztlich sehr wenigen Ländern war, das sich am
deutschen Kernenergieausstieg ein Beispiel genommen hat.
Die aktuelle Vereinbarung wurde zudem von der grünen
Energieministerin Tinne van der Straaten vorgeschlagen und
ausgehandelt, die zuvor immer stark gegen die Kernenergie
und für Gaskraftwerke Position bezogen hat und in ihrer Laufbahn
als Rechtsanwältin auch Mandate für Gazprom Tochtergesellschaften
ausübte. Die übrigen vier Anlagen werden
aber nach Plan bis 2025 abgeschaltet, Doel-3 wurde bereits
im September 2022 abgeschaltet.
In Schweden werden derzeit von der neuen Regierung nach
Berichten u. a. der Neuen Züricher Zeitung verbesserte regulatorische
Rahmenbedingungen für den Bau neuer Kernkraftwerke
erarbeitet. Dabei sollen sowohl die heute bestehende
Obergrenze von maximal 10 Reaktoren in ganz Schweden
sowie die Beschränkung auf die Standorte Forsmark, Oskarshamn
und Ringhals aufgehoben werden. Auch die Genehmigungsverfahren
sollen vereinfacht und beschleunigt werden.
Derzeit sind an den genannten Standorten noch sechs Reaktoren
in Betrieb. Zur neuen Kernenergiestrategie gehören
auch Small Modular Reactors. Der staatliche Energiekonzern
Vattenfall prüft derzeit die Errichtung von zwei solcher
KTG-Fachinfo

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Anlagen am Standort Ringhals. Bei seinem Antrittsbesuch in
Paris erklärte der schwedische Ministerpräsident Ulf Kristersson
das Interesse Schwedens an einer Kooperation mit Frankreich
beim Ausbau der Kernenergie. Wie dort und in Belgien
stehen Versorgungssicherheit und Energieunabhängigkeit
auch in Schweden im Mittelpunkt des neuen Interesses an der
Kernenergie. Und ähnlich wie in Frankreich die Abschaltung
des Kernkraftwerks Fessenheim die Engpässe im vergangenen
Jahr verschärft hat, trug in Schweden die Abschaltung
der Blöcke 1 und 2 des Kernkraftwerks Ringhals zu Problemen
der Netzführung bei und hat den Strom in Schweden und auf
dem gesamten nordischen Strommarkt verteuert. Zusätzliche
Kernkraftwerke können auch die Umweltbilanz der künftigen
Förderung und Verarbeitung der neu aufgefundenen
Ressourcen an Seltenerdmetallen verbessern.
Zu guter Letzt gibt es auch aus Südkorea Positives zu berichten.
Nachdem dort einige Jahre lang eine Ausstiegspolitik verfolgt
wurde, hat im vergangenen Sommer eine Kehrtwende
zum Ausbau der Kernenergie stattgefunden. Nun teilte das
koreanische Ministerium für Handel, Industrie und Energie
mit, dass der Rat für Strompolitik nach einer Strategischen
Umweltverträglichkeitsprüfung, einer Ressortkonsultation,
einer öffentlichen Anhörung und einem Bericht an den Ständigen
Ausschuss der Nationalversammlung den 10. Grundlagenplan
für Stromerzeugung und -verbrauch beschlossen
hat. Wie Bloomberg und World Nuclear News berichten,
sollen gemäß dem aktuellen Plan die Kapazität der Kernkraftwerke
von heute 24,7 GW auf 31,7 GW in 2036 steigen und
ihr Anteil bei der Stromerzeugung von 28 Prozent auf 34,6
Prozent wachsen. Diese Ziele sollen durch Weiterbetrieb der
bestehenden Anlagen, den Bau von drei Blöcken in Shin Hanul
sowie zwei Blöcken in Saeul erreicht werden. Mit dem Ausbau
der Kernenergie und auch von erneuerbaren Energien auf
30,6 Prozent will Südkorea den Anteil der Kohle am Strommix
von 34,3 Prozent auf 14,4 Prozent senken. Dafür sollen 28 der
58 Kohlekraftwerke des Landes stillgelegt werden. Auch die
Verwendung von LNG soll gesenkt und zugleich Wasserstoff
und Ammoniak als neue Energieträger aufgebaut werden.
In Frankreich und Schweden ist man also inzwischen aus
Schaden – der voreiligen Abschaltung von Kern- und anderen
Kraftwerken – klug geworden und in Südkorea sucht man
die Kohlekraftwerke so abzuschalten, dass CO 2 -armer Ersatz
vorhanden ist.
KTG-Fachinfo 01/2023 vom 09.01.2023:
Weitere Stärkung der
Kernenergie in Japan
Ihre KTG-Geschäftsstelle
Nicolas Wendler
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
zu Beginn des neuen Jahres sei noch eine wichtige
Entwicklung vom Ende des vergangenen Jahres nachgereicht.
Kurz vor Weihnachten hat die japanische Regierung eine
weitere Stärkung der Rolle der Kernenergie in der künftigen
Energiepolitik bei der Gewährleistung von Versorgungssicherheit
und zur Erreichung der japanischen Klimaziele beschlossen.
Der Beschluss betrifft zunächst die Periode bis 2030
und geht auf die Empfehlungen eines Beratungsgremiums
der Regierung, des Green Transformation Executive Committee
(EX) zurück.
Wesentliche Inhalte in Bezug auf die Kernenergie sind die
Zustimmung zu einer zuvor von der Atomaufsichtsbehörde
(Nuclear Regulatory Authority) genehmigten Regelungsänderung,
die es durch Abzug von Stillstandszeiten ermöglicht,
Kernkraftwerke länger als 60 Jahre zu betreiben, das Bekenntnis
zum möglichst raschen Start vorhandener Anlagen sowie
das Ziel, rund 20 abgeschaltete Anlagen durch neue Anlagen
moderner Technologie zu ersetzen. Bislang bestand für Kernkraftwerke
die Möglichkeit einer einmaligen Genehmigungsverlängerung
um 20 Jahre nach 40 Jahren Betrieb. Gemäß der
neuen Regelung müssen die Betreiber nach 30 Jahren Betrieb
Anträge auf Verlängerung um jeweils 10 Jahre stellen und ein
Alterungsmanagementkonzept vorlegen.
Die Initiative der Regierung steht auch im Zusammenhang
mit dem Krieg in der Ukraine und den massiven Verwerfungen
an den internationalen fossilen Energierohstoffmärkten
in seiner Folge. Auch ein nur knapp vermiedener großer
Stromausfall im Osten Japans im vergangenen Jahr spielte
eine Rolle bei der Entscheidungsfindung.
Die für das Maßnahmenpaket erforderlichen Gesetzesänderungen
sollen Anfang des Jahres ins Parlament eingebracht
werden und könnten nach dessen Beschlussfassung frühestens
im Februar durch einen Kabinettsbeschluss formalisiert
werden. Die Opposition kritisierte die Entscheidung der
Regierung und forderte einen verstärkten Ausbau erneuerbarer
Energien. Das Regierungsziel für den Ausbau erneuerbarer
Energien bis 2030 liegt bei 36 bis 38 Prozent, die Opposition
fordert 50 Prozent. Der Anteil der Kernenergie soll gemäß
den Regierungszielen bis dahin wieder auf 20 bis 22 Prozent
gesteigert werden. Im Jahr 2021 hatte die Kernenergie nur
einen Anteil von 3,9 Prozent an der Stromerzeugung, vor
2011 war es rund ein Drittel.
Zwischenzeitlich wurde auch für Deutschland von Bundesverkehrsminister
Volker Wissing die Einsetzung einer Expertenkommission
zur Beratung über eine Verlängerung der
Laufzeiten von Kernkraftwerken gefordert, nicht zuletzt mit
Blick auf das Bestreben, den CO 2 -Ausstoß des Verkehrssektors
mit Hilfe der Umstellung auf E-Mobilität langfristig drastisch
zu senken. Vielleicht auch im Gedanken an die Entwicklung in
Japan hat Bundeswirtschaftsminister Habeck die Einsetzung
eines solchen Expertengremiums allerdings am vergangenen
Sonntag bereits kurzangebunden abgelehnt.
61
KTG-FACHINFO
KTG-Fachinfo

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
62
KTG-FACHINFO
Angesichts der Entwicklungen der vergangenen Monate
und Wochen, in denen die Grünen die Wiederinbetriebsetzung
bzw. Verschiebung der Stilllegung von zahlreichen
Braun- und Steinkohlekraftwerken mittragen, mit RWE die
Abbaggerung von Lützerath vereinbaren, der Errichtung von
fünf mobilen und mehreren fest installierten LNG-Terminals
zum Import von u. a. Gas aus Frackingförderung zustimmen,
die schlechte Verfügbarkeit französischer Kernkraftwerke
beklagen und seit neuestem sogar Gefallen an sogenanntem
blauen Wasserstoff hergestellt aus Erdgas mit CCS sowie
generell an der zuvor bekämpften Abscheidung und Speicherung
von Kohlendioxid finden, kann man wohl mit Fug
und Recht von einem obsessiven Verhältnis dieser Partei zur
Kernenergie in Deutschland sprechen.
Auch das inzwischen deutlich zugunsten der Kernenergie
in Deutschland veränderte Meinungsklima konnte bislang
keine Änderung dieser Haltung bewirken. So bleiben bis auf
weiteres nur die positiven Nachrichten über die Kernenergie
in anderen Ländern. Diese allerdings gibt es immer häufiger
zu vermelden, womit auch allen Lesern ein gutes neues Jahr
gewünscht sei.
KTG-Fachinfo 30/2022 vom 20.12.2022:
Ihre KTG-Geschäftsstelle
Nicolas Wendler
Kosten der europäischen
Energiekrise und gute Wünsche
voraussichtlichen Ist-Wert von 449 Milliarden Euro. Zum Vergleich
beträgt das Defizit des Bundeshaushaltes für 2023
ohne „Sondervermögen“ und andere Nebenhaushalte nur
45,6 Milliarden Euro, das gesamtstaatliche Defizit gemäß
Maastricht-Kriterien dagegen rund 170 Milliarden Euro.
Zugleich geht die Internationale Energieagentur (IEA) trotz
einer Verlagerung des Gasbezugs auf andere Quellen, der
Errichtung von LNG-Terminals in Deutschland und der Einsparung
von 50 Milliarden Kubikmetern Erdgas in 2022 sowie
weiteren Sparvorgaben und so genannter „demand destruction“
– dem Verzicht auf die Nutzung von Gas oder Strom
wegen zu hoher Preise durch Verringerung oder Einstellung
der Produktion – von der Möglichkeit einer verbleibenden
europäischen Lücke von 27 Milliarden Kubikmetern Erdgas
in 2023 aus. Dabei wird angenommen, dass die Importe aus
Russland auf Null sinken und der chinesische Gasverbrauch
wieder auf das Niveau von 2021 steigt, nachdem die chinesische
Nachfrage 2022 stark eingebrochen ist, entsprechend
einem Volumen von rund 5 Prozent des gesamten LNG-Weltmarktes.
Neben kontinuierlichen und verstärkten Sparbemühungen
sowie dem schnelleren Ausbau erneuerbarer Energien, empfiehlt
Bruegel auch angebotsseitige Maßnahmen, insbesondere
eine Erweiterung der europäischen Gasförderung und
einen längeren Betrieb von zur Abschaltung vorgesehenen
Kernkraftwerken. Forderungen, die allgemeiner, auf die
Kernenergiestromerzeugung insgesamt bezogen formuliert,
auch von der IEA gestützt werden.
Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG,
wie die Wirtschaftsnachrichtenagentur Bloomberg auf
Grundlage eigener Berechnungen berichtet, verursachte die
Energie(kosten)krise in Europa bislang rund eine Billion Dollar
(1.000 Milliarden) zusätzliche Kosten für die Verbraucher.
Ähnliche Zahlen nannte der Brüsseler Wirtschafts-Think Tank
Bruegel und summierte die von europäischen Staaten bisher
geleisteten oder zugesagten Unterstützungsleistungen – getätigte
Ausgaben und Zusagen für Hilfspakete, Unterstützung
oder Verstaatlichung von Marktakteuren – auf 700 Milliarden
Euro für 2022 und 2023. Den größten Anteil daran hat
Deutschland mit 264 Milliarden Euro oder 7,4 Prozent eines
jährlichen Bruttoinlandsproduktes, gefolgt vom Vereinigten
Königreich bzw. in BIP-Anteilen von Italien und den Niederlanden.
Bruegel schätzt, dass der energiewirtschaftliche Ausnahmezustand
noch Jahre anhalten könne und hält diese
Unterstützung angesichts steigender Zinsen und einer
wirtschaftlichen Rezession auf Dauer für nicht leistbar.
Bloomberg berichtet weiter, dass die Hälfte der Mitgliedstaaten
der EU bereits das Defizitkriterium von 60 Prozent für
die gesamte staatliche Verschuldung überschreite. Der Bund
werde gemäß den Angaben der Finanzagentur der Bundesrepublik
Deutschland im Jahr 2023 Emissionen von Bundeswertpapieren
in Höhe von 539 Milliarden Euro begeben, nach
einem Sollwert für 2022 von 410 Milliarden Euro, bzw. einem
An diesen Entwicklungen wird deutlich, dass nicht etwa die
Kernenergie zu teuer ist, wie seit Jahren vielfach gebetsmühlenartig
wiederholt, sondern dass vielmehr der Verzicht auf
die Kernenergie oder zu wenig davon zu den kostspieligsten
energiepolitischen Fehlern gehört, die man machen kann.
Wie kein anderer Energieträger kann die Kernenergie zur
Verstetigung von Erzeugungskosten und zur Energiesouveränität
rohstoffarmer Wirtschaften beitragen und dies bedarfs-
und systemgerecht sowie ressourcenschonend, klima- und
umweltfreundlich.
Ungeachtet aller politischen und wirtschaftlichen Unbilden
unserer Zeit wünscht die Geschäftsstelle der KTG nach einem
unerwartet bewegten Jahr für die Kerntechnik in Deutschland
allen Mitgliedern und Freunden ein frohes Weihnachtsfest
sowie ein glückliches und erfolgreiches neues Jahr 2023.
Ihre KTG-Geschäftsstelle
Nicolas Wendler
KTG-Fachinfo

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 63
Vor 66 Jahren

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 64
Vor 66 Jahren

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 65
Vor 66 Jahren

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
VOR 66 JAHREN 66
Vor 66 Jahren

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Sehr geehrte Damen und Herren,
liebe Mitglieder der Kerntechnischen Gesellschaft,
VORANKÜNDIGUNG
bitte merken Sie sich den Termin für unsere diesjährige Mitgliederversammlung vor:
KTG INSIDE 67
KTG-Mitgliederversammlung 2023
Zeit: Dienstag, 13. Juni 2023, von 17:00 Uhr bis 18:30 Uhr
Ort: re:mynd Eventlocation,
Hanauer Landstraße 154, 60314 Frankfurt am Main
Der Veranstaltungsort befindet sich in der fußläufigen Nähe einiger Hotels,
in denen unter dem Stichwort „KERNTec 2023“ Abrufkontingente für Sie als
Selbstzahler zur Verfügung stehen:
Moxy Frankfurt East (069 5977 2140)
25h Hotel Frankfurt The Goldman (069 4058 6892 55)
Motel One Frankfurt - East Side (069 1302 5780)
Die konkrete Einladung gemäß Vereinsrecht inkl. Tagesordnung und weiterer
Unterlagen versenden wir gesondert an alle Mitglieder.
Der Zutritt zur KTG-Mitgliederversammlung ist nur KTG-Mitgliedern
gestattet und ist für diese – einschließlich des anschließenden
abendlichen traditionellen Get Together mit Vertretern
des Branchenverbandes KernD e. V. – wie immer kostenfrei.
KTG-Mitgliederversammlung
Juni 2023
Mit freundlichen Grüßen,
Ihre KTG-Geschäftsstelle
13
Erreichbarkeit und Ansprechpartner der KTG-Geschäftsstelle
Postanschrift: Kerntechnische Gesellschaft e. V. (KTG),
Berliner Straße 88A, 13467 Berlin
Ansprechpartner betreffend Mitgliedschaft in der KTG:
Frau Gabriele Wolf-Ganser,
tgl. von 8–12 Uhr, Tel. +49 (0) 1578 30 25 156
Ansprechpartner für alle sonstigen Anliegen:
KTG-Geschäftsstelle Berlin,
tgl. von 9-15 Uhr, Tel. +49 (0) 30 319 88 299
Weiterhin sind wir auch jederzeit unter
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www.ktg.org
KTG Inside

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
KTG INSIDE 68
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!
April 2023
92 Jahre | 1931 9. Dr. Klaus Penndorf, Geesthacht
Mai 2023
90 Jahre | 1933 25. Dr. Reinhold Mäule, Walheim
95 Jahre | 1928 10. Dr. Heinz Büchler, Sankt Augustin
Die KTG gratuliert ihren Mitgliedern sehr herzlich zum Geburtstag und wünscht ihnen weiterhin alles Gute!
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
April 2023
45 Jahre | 1978
8. Marco Schmidt, Effeltrich
45 Jahre | 1978
22. Claudius Linker, Mühltal
55 Jahre | 1968
30. Dr. Christian Raetzke, Leipzig
60 Jahre | 1963
10. Carsten Müller, Essenbach
70 Jahre | 1953
10. Dipl.-Phys. Harold Rebohm, Berlin
73 Jahre | 1950
6. Dr. Bernhard Kienzler, Stutensee
73 Jahre | 1950
28. Dr. Wolfgang Wiesenack, Halden
75 Jahre | 1948
26. Dr. Rainer Heibel, Neston
75 Jahre | 1948
6. Dr. Wolfgang Tietsch, Mannheim
75 Jahre | 1948
9. Dipl.-Ing. Herbert Moryson, Essen
75 Jahre | 1948
22. Dr. Heinz-Dietmar Maertens, Arnum
81 Jahre | 1942
27. Dr. Dieter Sommer, Mosbach
81 Jahre | 1942
9. Prof. Dr. Hans-Christoph Mehner, Dresden
83 Jahre | 1940
18. Dipl.-Ing. Norbert Granner, Bergisch
Gladbach
85 Jahre | 1938
4. Prof. Dr.-Ing. Klaus Kühn, Clausthal-Zellerfeld
85 Jahre | 1938
5. Dr. Hans Fuchs, Gelterkinden
85 Jahre | 1938
28. Prof. Dr. Georg-Friedrich Schultheiss,
Lüneburg
85 Jahre | 1938
9. Dr. Carl Alexander Duckwitz,
Alzenau-Kälberau
86 Jahre | 1937
13. Dr. Martin Peehs, Bubenreuth
87 Jahre | 1936
11. Dipl.-Ing. Bernhard-F. Roth,
Eggenstein-Leopoldshafen
87 Jahre | 1936
6. Dipl.-Ing. Hans Pirk, Rottach-Egern
88 Jahre | 1935
5. Prof. Dr. Hans-Henning Hennies,
Karlsruhe-Bergwald
Mai 2023
60 Jahre | 1963
12. Hanns Ulrich Becker, Mannheim
72 Jahre | 1951
15. Dr. Wolf Timm, Hausen
77 Jahre | 1946
23. Dr.-Ing. Heinz Geiser, Titz-Rödingen
77 Jahre | 1946
22. Dipl.-Ing. Jürgen Huismann, Bedburg/Hau
78 Jahre | 1945
30. Dr. Klaus Kasper, Essen
78 Jahre | 1945
11. Dipl.-Ing. Dieter Kreckel, Mainz
79 Jahre | 1944
12. Peter Faber, Rödermark
80 Jahre | 1943
3. Dipl.-Ing. Hans Lettau, Effeltrich
80 Jahre | 1943
24. Dipl.-Ing. Rudolf Weh, Stephanskirchen
80 Jahre | 1943
22. Dr. Wolfgang Schütz, Bruchsal
81 Jahre | 1942
28. Dr. Wolf-Dieter Krebs, Bubenreuth
81 Jahre | 1942
17. Dr. Heinz-Peter Holley, Forchheim
81 Jahre | 1942
5. Hans-Bernd Maier, Aschaffenburg
81 Jahre | 1942
11. Dr. Erwin Lindauer, Köln
82 Jahre | 1941
16. Dr. Jürgen Baier, Höchberg
82 Jahre | 1941
8. Prof. Dr.-Ing. Helmut Alt, Aachen
83 Jahre | 1940
15. Dipl.-Phys. Ludwig Aumüller, Freigericht
85 Jahre | 1938
16. Dr. Hans-Dieter Harig, Hannover
85 Jahre | 1938
13. Dipl.-Ing. Otto A. Besch, Geesthacht
85 Jahre | 1938
21. Dr. Hans Spenke, Bergisch Gladbach
85 Jahre | 1938
13. Dr. Heinrich Werle, Karlsdorf-Neuthard
86 Jahre | 1937
27. Dr. Johannes Wolters, Düren
86 Jahre | 1937
28. Dipl.-Ing. Heinz E. Häfner, Bruchsal
86 Jahre | 1937
6. Dr. Peter Strohbach, Mainaschaff
86 Jahre | 1937
26. Dipl.-Ing. Rüdiger Müller, Heidelberg
87 Jahre | 1936
10. Dr. Peter Reinke, Röttenbach
88 Jahre | 1935
28. Dipl.-Ing. Anton Zimmermann, Hamburg
88 Jahre | 1935
29. Dipl.-Ing. Karlheinz Orth, Marloffstein
88 Jahre | 1935
8. Dipl.-Ing. Klaus Wegner, Hanau
89 Jahre | 1934
11. Dr. Eckhart Leischner, Rodenbach
89 Jahre | 1934
26. Dr. Günter Kußmaul, Manosque/FR
KTG Inside

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
Nachruf
Der Verband Kerntechnik Deutschland e. V. sowie die
Kerntechnische Gesellschaft e. V. nehmen in stiller Trauer Abschied von
Herbert Lenz
KTG INSIDE 69
16. April 1964
2. Januar 2023
Herbert Lenz begann seine berufliche Laufbahn als
Berechnungsingenieur bei der Brown Boveri Reaktor GmbH
im Jahr 1990, heute Teil der Westinghouse-Gruppe,
einem Unternehmen, dem er seitdem die Treue hielt.
Sein Werdegang war von zahlreichen Positionen mit stetig
wachsendem Verantwortungsbereich geprägt, darunter
die Leitung wichtiger Abteilungen in Deutschland und Schweden.
Auch bei diversen Großprojekten brachte er seine Kompetenz
und sein Wissen ein.
Die Position des Geschäftsführers der Westinghouse
Electric Germany GmbH übernahm er schließlich im Mai 2017.
Ab diesem Zeitpunkt war er auch im Vorstand des Verbandes
Kerntechnik Deutschland e. V. aktiv und unterstützte über
sein Unternehmen dankenswerterweise zudem
die KTG finanziell über eine Fördermitgliedschaft.
Wir verlieren in Herbert Lenz einen allseits hoch geschätzten Kollegen,
Freund und Unterstützer der gesamten Branche, was uns sehr schmerzt.
Wir werden ihm ein stetes und ehrendes Andenken bewahren.
Im Namen des KernD-Vorstandes und im
Namen der beiden Verbände KernD und KTG
Thomas Seipolt
Vorstandsvorsitzender KernD
Frank Apel
Vorstandsvorsitzender KTG
Dr. Thomas Behringer
Geschäftsführer KernD und KTG
KTG Inside

atw Vol. 68 (2023) | Ausgabe 2 ı März
KTG INSIDE 70
Nachruf
Dr. Leonard Slegers
PhD UC Berkeley
22. September 1937
12. Oktober 2022
Geboren in Amsterdam, emigrierte Leonard Slegers im
Oktober 1955 zu Verwandten nach Kalifornien, arbeitete
dort auf deren Farm und erwarb nebenbei das High
School Diploma. Er studierte anschließend Naturwissenschaften
an der Univerity of California Los Angeles
mit den akademischen Abschlüssen von Bachelor und
Master of Science.
Seine berufliche Laufbahn begann er im Raketenprogramm
der Edwards Airforce Base in der Mojavewüste,
von wo er 1964 zum Studium ins PhD-Programm unter
Prof. Ralph A. Seban, Mechanical Engineering Berkeley
entsandt wurde, das er 1967 mit Arbeiten auf dem
Gebiet Fluid Mechanics mit dem PhD abscbloss.
In Berkeley lernte er seine im Masterprogramm studierende
spätere Ehefrau Sabine kennen.
Nach einer vorübergehenden Tätigkeit im Forschungszentrum
Sandia Laboratories in Livermore trat er 1971 in
die Kernenergiesparte der AEG Frankfurt/M ein, die ein
Jahr später in die KWU überführt wurde. Von 1973 bis
1976 war er zwischenzeitlich bei der Nuclear Regulatory
Commission in Bethesda, Maryland, tätig und setzte ab
1977 seine Arbeit bei der KWU Offenbach fort.
Damals war in der KWU eine Art Pionierphase, in der die
beiden Reaktorlinien SWR und DWR zu ausgereiften
Anlagen wie ERB, bzw. Konvoi entwickelt wurden.
Dr. Slegers wurde Leiter einer Abteilung, die mit der
Analyse von Kühlmittelverluststörfällen innerhalb von
Kernkraftwerken vom Typ DWR und SWR betraut war.
Dabei wurden die Belastungen von Komponenten
nach möglichen Brüchen von wasser- oder dampfführenden
Rohrleitungen ermittelt, die für die Auslegung
zu berücksichtigen waren. In seiner Abteilung wurden
unter seiner kompetenten Leitung wichtige Fluidprogramme
speziell für den SWR neu erstellt und auch
sehr erfolgreich angewendet, so unter anderem das
Programm für Zweiphasenströmung 2PHI1K.
Er war beteiligt an der Entwicklung der Lochrohrdüsen
in der Kondkammer des SWR, wofür er 1983 ein U.S.
Patent erhielt.
Die politische Kontroverse um die Kernernergie in
Deutschland hat ihn sehr enttäuscht.
Nach seiner Versetzung in den Ruhestand im Jahr 2002
blieb er weiterhin aktiv, unternahm Reisen in Holland,
zu seinen Geschwistern nach Kalifonien und Oregon,
kaufte eine Wohnung in Den Haag in Strandnähe, war
aktiv in der dortigen reformierten Gemeinde und war
häufig helfend und beratend bei seinen beiden Töchtern
in der Schweiz und seinem Sohn in Frankfurt-Sachsenhausen.
Seinen letzten Plan, einen Umzug in die
Schweiz, konnte er nicht mehr verwirklichen.
Leonard Slegers verstarb nach einer kurzen Erkrankung
kurz nach seinem 85. Geburtstag in Frankfurt
und fand die letzte Ruhestätte in Dreieich im Familiengrab
zusammen mit seiner verstorbenen Tochter Anna
und seinem verstorbenen Enkelkind Oscar. Er hinterlässt
seine Ehefrau, seine drei verbliebenen Kinder und sechs
Enkelkinder.
Wir trauern zutiefst um ihn.
Sabine Slegers in Dreieich
Ellen & Familie in Solothurn
Arnd & Familie in Frankfurt
Edna & Familie in Zürich
KTG Inside

SEMINARPROGRAMM 2023
Grundlagenschulung: Einführung in die Kern- und Entsorgungstechnik
TERMIN 21. — 22. MÄRZ 2023 PREIS 1.398,— €
Referent Christoph Leichmann ENGIE Deutschland, Niederlassung Dresden
Kompaktkurs praktischer Rückbau: Vom Aktivitätsaufbau zur Dekontamination
TERMIN 26. — 27. APRIL 2023 PREIS 1.400,— € ORT Berlin, Präsenzseminar
Referent Dipl.-Ing. Frank Klein Freiberufl. und EU-zertifizierter Sachverständiger für Chemie und Radiochemie in Nuklear-Technik, Offingen/Donau
Atomrecht — Was Sie wissen müssen
TERMIN 11. MAI 2023 PREIS 698,— €
Referenten Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig
Akos Frank LL. M. (SULS Boston), Experte für Handelsrecht, Group Senior Legal Counsel, NKT A/S
Dual-Use-Reform und Exportkontrolle kerntechnischer Produkte und Dienstleistungen
TERMIN 06. JUNI 2023 PREIS 498,— €
Referent Kay Höft Rechtsanwalt, M. A. (BWL), Rechtsanwalt der Kanzlei für Außenwirtschaftsrecht, Hamburg
Stilllegung und Rückbau in Recht und Praxis
TERMIN 14. — 15. JUNI 2023 PREIS 1.698,— € ORT Filderstadt, Präsenzseminar
Referenten Dr. Matthias Bauerfeind TÜV SÜD Energietechnik, Filderstadt | Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig
Atomrecht, insbesondere das Recht der radioaktiven Reststoffe und Abfälle
TERMIN 20. JUNI 2023 PREIS 998,— €
Referent Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig
Grundzüge des Strahlenschutzrechts
TERMIN 22. JUNI 2023 PREIS 998,— €
Referent Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig
Grundlagenschulung: Einführung in die Kern- und Entsorgungstechnik
TERMIN 06. — 07. SEPTEMBER 2023 PREIS 1.398,— €
Referent Christoph Leichmann ENGIE Deutschland, Niederlassung Dresden
Kompaktkurs praktischer Rückbau: Vom Aktivitätsaufbau zur Dekontamination
TERMIN 20. — 21. SEPTEMBER 2023 PREIS 1.400,— € ORT Berlin, Präsenzseminar
Referent Dipl.-Ing. Frank Klein Freiberufl. und EU-zertifizierter Sachverständiger für Chemie und Radiochemie in Nuklear-Technik, Offingen/Donau
Atomrecht — Ihr Weg durch Genehmigungs- und Aufsichtsverfahren
TERMIN 12. OKTOBER 2023 PREIS 898,— €
Referent Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig
Das Strahlenschutzrecht und seine praktische Umsetzung
TERMIN 07. — 08. NOVEMBER 2023 PREIS 1.698,— € ORT Filderstadt, Präsenzseminar
Referenten Dr. Maria Poetsch TÜV SÜD Energietechnik, Filderstadt | Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig
Atomrecht — Ihr Weg durch Genehmigungs- und Aufsichtsverfahren
TERMIN 14. NOVEMBER 2023 PREIS 998,— € ORT Berlin, Präsenzseminar
Referent Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig
Öffentliche Anhörungen erfolgreich meistern
TERMIN nach Vereinbarung PREIS auf Anfrage ORT Inhouse-Seminar
Referent Dr. Nikolai A. Behr DIKT Deutsches Institut für Kommunikations- und MedienTraining, München
Alle Preise zzgl. gesetzl. USt.
Für weitere Informationen besuchen Sie unsere Website
www.kernd.de/kernd/seminare
Anfragen und Anmeldungen: seminare@kernd.de
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größten Teil auch als Inhouse-
Online-Workshop und In-House-
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