atw - International Journal for Nuclear Power | 04.2023
Umwelt, Klima, Energiesysteme Betriebsergebnisse 2022
Umwelt, Klima, Energiesysteme
Betriebsergebnisse 2022
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nucmag.com<br />
2023<br />
4<br />
ISSN · 1431-5254 (Print) | eISSN · 2940-6668 (Online)<br />
32.50 €<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen<br />
für eine neue<br />
Energiepolitik<br />
From Smart Marketing to Building<br />
a New Energy System – Challenges<br />
<strong>for</strong> SMR Global Adoption<br />
Seit 67 Jahren<br />
im Dienste der Kerntechnik<br />
Operating Results of <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Plants in Germany 2022
JETZT<br />
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SICHERN<br />
1 6 . K O N T E C<br />
S Y M P O S I U M<br />
16. <strong>International</strong>es Symposium "Konditionierung<br />
radioaktiver Betriebs- und Stilllegungsabfälle"<br />
einschließlich<br />
16. Statusbericht des BMBF "Stilllegung und<br />
Rückbau kerntechnischer Anlagen"<br />
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30.08. - 01.09.2023 | kontec-symposium.de | @KontecSymposium<br />
MARITIM Hotel & <strong>International</strong>es Congress Center Dresden
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Neuorientierung und Aufbruch<br />
3<br />
Liebe Leserinnen und Leser,<br />
wie schon oft zu lesen, bildet die Abschaltung der letzten<br />
drei Kernkraftwerke nach über 60 Jahren Stromerzeugung<br />
mit Kernenergie in Deutschland tatsächlich eine<br />
Zäsur für die kerntechnische Branche. Allerdings – und<br />
das gilt es im Inland wie im Ausland immer wieder hervorzuheben<br />
– besteht die deutsche Kernenergiewirtschaft<br />
und die hiesige kerntechnische Forschungslandschaft<br />
nicht nur aus nunmehr abgeschalteten Kernkraftwerken<br />
und angeschlossener Drittmittel<strong>for</strong>schung, sondern sie<br />
bieten nach wie vor ein vielfältiges Kompetenzportfolio<br />
bei Herstellern, Dienstleistern, Komponentenherstellern,<br />
Sachverständigen, in Forschung und Lehre. Diese<br />
Kompetenzen können für die restlichen Aufgaben in<br />
Deutschland, aber eben und langfristig vor allem für<br />
viele Arbeiten im internationalen Geschäft, von Entsorgung<br />
und Rückbau über Zulieferung und Service<br />
bestehender Anlagen, bis hin zu Planung und Ausführung<br />
von LTO-Programmen, Leistungssteigerungen,<br />
Sicherheitsnachrüstungen und Neubauten Anwendung<br />
finden.<br />
Und hier zeigt sich nun, dass das Ende der Kernenergienutzung<br />
in Deutschland zusammen fällt mit einer neuen<br />
Wertschätzung für die Kernkraft in vielen Ländern, aber<br />
gerade in Europa, das im vergangenen Jahr schmerzhaft<br />
wieder lernen musste, dass nicht immer alles „Glatt<br />
geht“. Diese Entwicklung fand einen bemerkenswerten,<br />
fast spektakulären Ausdruck in der Gründung einer Nuklearallianz<br />
pronuklearer Staaten innerhalb der EU, die<br />
eine Mehrheit von 15 der 27 Mitgliedstaaten vereint. Und<br />
dieser im Rahmen der Gepflogenheiten in der EU drastische<br />
Schritt wirkt. In den Verhandlungen über die<br />
Erneuerbare-Energien-Richtlinie hat die Kommission die<br />
Rolle anderer als erneuerbarer Energien für die Erreichung<br />
des Ziels der Klimaneutralität der EU anerkannt<br />
und Schweden hat sein Ziel von 100 Prozent erneuerbaren<br />
Energien aufgehoben und auf 100 Prozent fossilfreie<br />
Stromerzeugung bis 2050 abgeändert, ein Schritt, der<br />
die Errichtung neuer Kernkraftwerke ermöglichen soll.<br />
So entwickelt sich ein neuer Aufbruch der Kernenergie<br />
mit positiven Entwicklungen in zahlreichen Staaten und<br />
auch einer neuen Vielfalt an Optionen. Hier ist das Ziel<br />
der Einführung der Kernenergie in Estland mittels eines<br />
SMR-Technologie, die Projekte polnischer Industrieunternehmen<br />
für eine eigene Standortenergieversorgung<br />
mit Strom und Wärme oder rumänische und polnische<br />
Konversionsprojekte für Kohlekraftwerksstandorte zu<br />
nennen. Eine Aufgabe, die eigentlich auch in Deutschland<br />
ansteht, für die hier aber Kernenergieprojekte<br />
natürlich denkunmöglich sind. Vom neuen Aufbruch bei<br />
unseren Nachbarn aber wird auch die hiesige Branche<br />
profitieren, selbst wenn sie oftmals gar nicht mehr auf<br />
dem Radarschirm von Auftraggebern erscheint, bei<br />
denen bisweilen die Gleichung Kernkraft plus Deutschland<br />
ist gleich Ausstieg gilt. Denn der enorme<br />
Arbeitskräftebedarf der Branche von 450.000 Beschäftigten,<br />
davon 200.000 Fachkräften in der EU in den<br />
kommenden 30 Jahren in Verbindung mit der demographischen<br />
Entwicklung in vielen Staaten und dem<br />
allgegenwärtigen Fachkräftemangel wird dazu führen,<br />
dass man alle Köpfe und Hände für den neuen europäischen<br />
Kernenergieaufschwung brauchen wird.<br />
Der Umschwung in der Wahrnehmung der Kernenergie<br />
als einer sicheren Bank und Garant für Versorgungssicherheit,<br />
Energie(teil)souveränität und Preisstabilität<br />
– neben den in den vergangenen Jahren im Vordergrund<br />
stehenden Vorteilen beim Treibhausgasausstoß und<br />
anderen ökologischen Aspekten – hat auch die deutsche<br />
Bevölkerung, nicht aber die deutsche Politik erfasst. Und<br />
hier nun liegt ein Risikopotential für die Beteiligung der<br />
deutschen Branche an der europäischen Entwicklung.<br />
Die fehlende proaktive Unterstützung durch die Bundesregierung<br />
macht für viele potentielle Auftraggeber<br />
Deutschland eher unattraktiv für größere Aufträge mit<br />
einem großen Finanzierungsvolumen. Und die derzeit<br />
restriktive Genehmigungspraxis bei bestimmten Exporten<br />
von kerntechnischen Gütern bereitet auch bei<br />
kleineren Aufträgen Schwierigkeiten in Form von Investitionsunsicherheit<br />
für die Zukunft. Sollte sich hier ein<br />
politischer Wille – ob aktiv oder auch nur passiv sich<br />
äußernd – manifestieren, der auf den Niedergang der<br />
hiesigen Branche hinausläuft und so die Umsetzung der<br />
Planungen unserer Nachbarn erschweren würde, so<br />
wäre dies in dreifacher Hinsicht für Deutschland<br />
schlecht: Zum einen wäre die wirtschaftliche Selbstschädigung<br />
zu nennen, eine hiesige Industrie mit guten<br />
Perspektiven und hoher Wertschöpfung zu bremsen, die<br />
ironischerweise von den hohen Energiepreisen, die derzeit<br />
so vielen Unternehmen zu schaffen machen, nur<br />
wenig betroffen ist, weil der nuklearspezifische Aufwand<br />
und die damit verbunden Kosten anderweitig<br />
entstehen. Zum Zweiten würde ein aktiver oder passiver<br />
Widerstand gegen den Neubau von Kernkraftwerken bei<br />
unseren Nachbarn auch unsere eigene Versorgungssicherheit<br />
schädigen, die zwingend auch regelbare<br />
Kraftwerkskapazität im europäischen Verbundsystem<br />
benötigt. Und zum dritten würde eine solche unsolidarische<br />
Handlungsweise von den anderen Staaten kaum<br />
goutiert werden und dürfte unserem Land bei sich bietender<br />
Gelegenheit auf die Füße fallen.<br />
Für die Branche wichtig ist es aber, auf sich aufmerksam<br />
zu machen, für Kerntechnik Made in Germany weiter zu<br />
werben, Sichtbarkeit auf den internationalen Kernenergiemärkten<br />
zu erhalten und den prospektiven Kunden zu<br />
zeigen, dass die deutschen Kerntechnikunternehmen<br />
einschließlich der hiesigen Standorte internationaler<br />
Unternehmen bereit sind, einen gemeinsamen Neuaufbruch<br />
für die Kernenergie in Europa und in vielen<br />
anderen Teilen der Welt mitzugestalten.<br />
Nicolas Wendler<br />
– Chefredakteur –<br />
EDITORIAL<br />
Editorial<br />
Neuorientierung und Aufbruch
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Inhalt<br />
4<br />
CONTENTS<br />
Cover:<br />
Ausgabe 4<br />
2023<br />
Juni<br />
Impression of<br />
GE Hitachi’s<br />
BWRX-300 SMR.<br />
Quelle: Fermi Energia<br />
Editorial<br />
Neuorientierung und Aufbruch . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3<br />
Nicolas Wendler<br />
Did you know? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5<br />
Kalender . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6<br />
Feature<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen für eine neue Energiepolitik. . . . . . . . . . . . 7<br />
Martin Neumann<br />
Interview mit Kalev Kallemets<br />
February 2019, seven founders established Fermi Energia<br />
and very quickly received good private funding and strong<br />
public interest in Estonia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13<br />
Operation and New Build<br />
From Smart Marketing to Building a New Energy System –<br />
Challenges <strong>for</strong> SMR Global Adoption . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16<br />
John Warden, Ruediger Koenig<br />
Spotlight on <strong>Nuclear</strong> Law<br />
SMRs als Option für Industrieunternehmen in Deutschland? . . . . 24<br />
Christian Raetzke<br />
Energy Systems<br />
Energiespeicher – Ein Überblick. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27<br />
Kai Dürfeld<br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der<br />
Kernenergiewirtschaft in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33<br />
Nicolas Wendler<br />
Education and Training<br />
Kerntechnische Lehrstühle: Universität Stuttgart –<br />
Institut für Kernenergetik und Engiesysteme . . . . . . . . . . . . . . 49<br />
Jörg Starflinger<br />
Decommissioning and Waste Management<br />
Zum Zeitplan des Standortauswahlverfahrens für die<br />
Endlagerung hoch radioaktiver Abfälle in Deutschland. . . . . . . 52<br />
Klaus-Jürgen Röhlig<br />
Environment and Safety<br />
Dynamic Dispersion Modelling to Enable In<strong>for</strong>med Decision<br />
Making in a Modern <strong>Nuclear</strong> Safety Case. . . . . . . . . . . . . . . . 63<br />
Howard Chapman, Joseph Hargreaves, Stephen Lawton, Robert Gordon, Tim Culmer<br />
Research and Innovation<br />
Experimental Investigation on the Pool Scrubbing Behaviour<br />
of soluble and mixed Aerosol Components . . . . . . . . . . . . . . . 71<br />
René Vennemann, Michael Klauck, Tobias Jankowski, Hans-Josef Allelein, Marco K. Koch<br />
Report<br />
Operating results 2022 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78<br />
KERNTec 2023<br />
Nachwuchsgewinnung und Aufbruchstimmung<br />
für die Kerntechnik in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86<br />
Nicolas Wendler<br />
KTG – Fachinfo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89<br />
Vor 66 Jahren<br />
Die erste Generalkonferenz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92<br />
KTG Inside<br />
• Geburtstage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97<br />
• Nuklearprogramme in Europa / Unterstützung Sektionsarbeit . . 98<br />
Impressum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62<br />
Inhalt
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Did you know?<br />
Wirtschaftlichkeit der Kernenergie in der Stromerzeugung<br />
Die französische kerntechnische Gesellschaft (Sfen) hat in einem<br />
Arbeitspapier vom November 2022 mit dem Titel „Combien<br />
coûte le nucléaire ? Économie du nucléaire dans le système<br />
électrique" die Kosten und Wirtschaftlichkeit der Kernenergie<br />
in Frankreich und Europa für den Zeitraum ab 2030 und mit<br />
Blick auf das geplante Neubauprogramm mit EPR2-Reaktoren<br />
untersucht. Wie viele Studien stellt auch Sfen nicht mehr allein<br />
auf die levelized cost of electricity (LCOE) ab, sondern macht<br />
eine umfänglichere Betrachtung. Die Studie fußt dabei auf anderen<br />
Arbeitspapieren der Sfen und bezieht zahlreiche weiter<br />
Studien, insbesondere auch die Futures énergétiques 2050<br />
des Stromnetzbetreibers RTE ein. Die wichtigste methodische<br />
Entwicklung über die Jahre war dabei die Anwendung eines erweiterten<br />
Kostenbegriffs, der nicht nur die Kosten der einzelnen<br />
Anlage betrachtet, sondern die Systemkosten sowie hier auch<br />
externe, vor allem umwelt- und gesundheitsbezogene Kosten.<br />
Zunächst werden die Erzeugungskosten der laufenden Anlagen<br />
einschließlich großer Wartungs- und Nachrüstpakete wie der<br />
aktuell durchgeführten grand carénage betrachtet und mit 30<br />
bis 40 Euro pro MWh angegeben. Als LCOE für den Langzeitbetrieb<br />
ergeben sich rund 40 Euro pro MWh bezogen auf 10 Jahre<br />
Laufzeitverlängerung, die bei 20 Jahren Laufzeitverlängerung<br />
sinken. Somit stellt auch in Frankreich eine längere Laufzeit für<br />
Kernkraftwerke die kostengünstigste Möglichkeit der Stromerzeugung<br />
dar. Für das Neubauprogramm von insgesamt 25<br />
Gigawatt installierter Leistung – sechs plus acht EPR2-Anlagen<br />
– werden Kosten von 52 Milliarden Euro für die sechs ersten<br />
Einheiten und ein Zinssatz von 4 Prozent als mittleres Szenario<br />
angesetzt. Dies führt zu LCOE für das Neubauprogramm von<br />
60 Euro pro MWh. In den Szenarien von RTE ergeben sich mit<br />
Neubauprogramm systemweit um 20 Euro pro MWh niedrigere<br />
Stromgestehungskosten unabhängig vom Strombedarf. Alle Beträge<br />
beziehen sich auf den Geldwert des Jahres 2020.<br />
Im Sfen-Papier wird zur Gesamtkostenbetrachtung der Ansatz<br />
des System LCOE (SLCOE) herangezogen, in dem als Systemkosten<br />
die er<strong>for</strong>derlichen Netzausbaukosten einer Erzeugungstechnologie,<br />
die Netzmanagement- oder Stabilisierungskosten sowie<br />
die Profilkosten betrachtet werden. Letzter setzen sich wiederum<br />
aus den Kosten der Vorhaltung von Back-up-Kraftwerken,<br />
der Reduktion der Vollaststunden anderer Stromerzeuger und<br />
der Kosten von Abregelung von Überproduktion zusammen. Im<br />
Fall der Stromerzeugung mit Windkraft und Fotovoltaik steigen<br />
diese Kosten mit zunehmendem Marktanteil zunächst maßvoll,<br />
bis zu einem Anteil von 40 bis 50 Prozent, dann sehr stark jenseits<br />
von 50 Prozent. In Energieszenarien mit unterschiedlichen<br />
Energiemixen führt das dann dazu, dass auf Systemebene die<br />
Einbeziehung von Kernenergie trotz deren höherem LCOE im<br />
Vergleich zu Großflächen-PV und Wind an Land zu niedrigeren<br />
Gesamtkosten führt.<br />
Im Sfen-Bericht wird ein interessanter Aspekt eines Mischsystems<br />
aus volatilen Erneuerbaren und Kernenergie identifiziert,<br />
eine Konvergenzzone der Systemkosten. Das heißt, von einem<br />
Mischungsverhältnis volatil erneuerbar zu Kernenergie von 25<br />
zu 55 Prozent bis zu 45 zu 35 Prozent ergibt sich ein Kostenoptimum.<br />
Die übrige Erzeugung entstammt im Fall Frankreich<br />
wesentlich der Wasserkraft. Bei mehr Kernenergie als 55 Prozent<br />
und mehr volatilen Erneuerbaren als 45 Prozent wird das<br />
Kostenoptimum verlassen. Es ist anzumerken, dass aufgrund<br />
des niedrigeren LCOE diese Betrachtung nicht für den Kraftwerksbestand<br />
gilt.<br />
Weiters werden der EROI-Wert (Energy returned on Energy invested),<br />
der Treibhausgasausstoß und die Materialintensität zur<br />
Ermittlung der ökologischen externen Kosten berücksichtigt, für<br />
die die Methodologie aber weniger gut standardisiert ist, weshalb<br />
aus diesem Bereich größere Fehlerbandbreiten erwachsen,<br />
insbesondere hinsichtlich der ökonomischen Bewertung des<br />
Faktors Treibhausgasausstoß. Die Darstellung der langfristigen<br />
Gesamtkosten für vier Erzeugungstechnologien in Europa mit<br />
den Fehlermargen über die Summenwerte findet sich in der<br />
Abbildung unten.<br />
DID YOU EDITORIAL KNOW? 5<br />
Gesamterzeugungskosten von vier Stromerzeugungstechnologien<br />
in Europa ab 2030 in Euro/MWh einschließlich Gesamtfehlermarge<br />
Quelle: Combien coûte<br />
le nucléaire? Économie<br />
du nucléaire dans<br />
le système électrique;<br />
Note technique;<br />
Novembre 2022.<br />
Did you know?
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Kalender<br />
CALENDAR 6<br />
2023<br />
15.07. – 20.07.2023<br />
13 th <strong>Nuclear</strong> Plant Instrumentation,<br />
Control & Human-Machine Interface<br />
Technologies (NPIC& HMIT 2023) –<br />
18 th <strong>International</strong> Probabilistic Safety<br />
Assessment and Analysis (PSA 2023).<br />
NPIC & HMIT 2023 and PSA 2023 Co-Located<br />
Meetings Knoxville, TN, USA<br />
https://www.ans.org/meetings/npic13psa2023/<br />
17.07. – 21.07.2023<br />
TopFuel2023.<br />
Chinese <strong>Nuclear</strong> Society, Xi‘an, China<br />
http://wrfpm2023.org.cn/<br />
18.07.2023<br />
<strong>Nuclear</strong> Fuel Supply Forum.<br />
NEI, Washington D.C., USA<br />
https://www.nei.org/conferences/nuclear-fuelsupply-<strong>for</strong>um<br />
30.07. – 04.08.2023<br />
EFB25 – European Conference on Few-Body<br />
Problems in Physics.<br />
Johannes Gutenberg University Mainz, Germany<br />
https://indico.him.uni-mainz.de/event/150<br />
20.08. – 25.08.2023<br />
NURETH-20 – 20 th <strong>International</strong><br />
Topical Meeting on <strong>Nuclear</strong> Reactor<br />
Thermal Hydraulics.<br />
ANS, Washington DC, USA<br />
https://www.euronuclear.org/project/nureth-<br />
20-august-2023-washington-usa/<br />
27.08. – 31.08.2023<br />
NWMDER 2023 – 5 th Canadian Conference<br />
on Waste Management, Decommissioning<br />
and Environmental Restoration.<br />
Canadian <strong>Nuclear</strong> Society, Niagara Falls, Canada<br />
https://nwmder.ca<br />
10.09. – 14.09.2023<br />
INGSM-23 – <strong>International</strong> <strong>Nuclear</strong> Graphite<br />
Specialists Meeting.<br />
In cooperation with IAEA, Aachen, Germany<br />
https://ingsm2023.com/<br />
10.09. – 15.09.2023<br />
MT-28 – <strong>International</strong> Conference on Magnet<br />
Technology.<br />
CEA/ITER, Aix-en-Provence, France<br />
https://mt28.aoscongres.com/home!en<br />
11.09. – 14.09.2023<br />
NENE 2023 – <strong>Nuclear</strong> Energy <strong>for</strong> New Europe.<br />
<strong>Nuclear</strong> Society of Slovenia, Portorož, Slovenia<br />
https://www.djs.si/nene2023<br />
13.09. – 15.09.2023<br />
safeND 2023 – BASE research symposium.<br />
Copernicus Publications, Berlin, Germany<br />
https://www.base.bund.de/EN/topics/research/<br />
events/safend/safend-2023.html<br />
18.09. – 22.09.2023<br />
NuSym 2023 – <strong>International</strong> Symposium on<br />
<strong>Nuclear</strong> Symmetry Energy.<br />
GSI Helmholtz Centre <strong>for</strong> Heavy-Ion Research<br />
GmbH, Darmstadt, Germany<br />
https://indico.gsi.de/event/17017/<br />
20.09. – 22.09.2023<br />
NUTECH 2023.<br />
AGH University of Science and Technology,<br />
Krakow, Poland<br />
http://nutech-2023.agh.edu.pl/<br />
25.09. – 29.09.2023<br />
NPC 2023 – <strong>International</strong> Conference<br />
on <strong>Nuclear</strong> Plant Chemistry.<br />
SFEN, Antibes, France<br />
https://www.nuclearinst.com/events/sfen-npc-<br />
2023-international-conference-on-nuclear-plantchemistry/15571<br />
03.10.2023<br />
SMR Business Day 2023.<br />
Fin<strong>Nuclear</strong>, Espoo, Finland<br />
https://finnuclear.fi/smr-business-day-2023/<br />
03.10. – 06.10.2023<br />
ICEM 2023 – <strong>International</strong> Conference<br />
on Environmental Remediation &<br />
Radioactive Waste Management.<br />
ASME, Stuttgart, Germany<br />
https://event.asme.org/ICEM<br />
16.10. – 21.10.2023<br />
FEC 2023 – 29 th IAEA Fusion<br />
Energy Conference.<br />
IAEA, London, UK<br />
https://www.iaea.org/events/fec2023<br />
23.10. – 25.10.2023<br />
TINCE’23 – Technological Innovations<br />
in <strong>Nuclear</strong> Civil Engineering.<br />
Sfen, Paris, France<br />
https://www.sfen.org/evenement/tince23/<br />
26.10.2023<br />
Kernenergie – Wann steigt Deutschland<br />
wieder ein?<br />
Initiative „Rettet unsere Industrie“,<br />
Frankfurt am Main, Germany<br />
https://www.akademie-bergstrasse.de/kernenergie-tagung-2023<br />
04.11.2023<br />
Karriereportal Kerntechnik.<br />
actimondo, Ruhr-Universität Bochum<br />
https://karriereportal.actimondo.com<br />
13.11. – 16.11.2023<br />
ICOND 2023.<br />
Aachen Institute <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> Training,<br />
Aachen, Germany. www.icond.de<br />
30.08. – 01.09.2023<br />
KONTEC 2023.<br />
DKM Business Events, Dresden, Germany<br />
www.kontec-symposium.com<br />
28.09. – 29.09.2023<br />
Mitgliederversammlung WIN Germany.<br />
Kernkraftwerk Grafenrheinfeld<br />
http://www.win-germany.org/<br />
05.09. – 06.09.2023<br />
10. Symposium Lagerung und<br />
Transport radioaktiver Stoffe.<br />
TÜV NORD, Hannover, Germany<br />
https://www.tuev-nord.de/de/unternehmen/<br />
veranstaltung/details/bildung/symposium-lagerung-und-transport-radioaktiver-stoffe/<br />
01.10. – 06.10.2023<br />
ICNC 2023 – <strong>International</strong> Conference<br />
on <strong>Nuclear</strong> Criticality Safety.<br />
NEA, Sendai, Japan<br />
https://icnc2023.jaea.go.jp/<br />
27.11. – 01.12.2023<br />
<strong>International</strong> Conference on Research Reactors:<br />
Achievements, Experience<br />
and the Way to a Sustainable Future.<br />
IAEA, Dead Sea, Jordan<br />
https://shorturl.at/ixzFY<br />
28.11. – 30.11.2023<br />
World <strong>Nuclear</strong> Exhibition.<br />
Paris Nord Villepinte – Hall 7, France<br />
www.world-nuclear-exhibition.com<br />
06.09. – 08.09.2023<br />
World <strong>Nuclear</strong> Symposium 2023.<br />
World <strong>Nuclear</strong> Association, London, UK<br />
https://www.wna-symposium.org<br />
11.06. – 12.06.2024<br />
KernD e. V. und KTG e. V., Leipzig, Germany<br />
www.kerntechnik.com/kerntechnik/kerntechnik-2024/<br />
welcomes<br />
This is not a full list and may be subject to change.<br />
Calendar
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen für eine neue<br />
Energiepolitik<br />
Martin Neumann<br />
Weltweites Bevölkerungswachstum und global <strong>for</strong>tschreitender gesellschaftlicher Wohlstand bedingen<br />
einen stetig wachsenden Energiebedarf. Der derzeitige Mix an Energieträgern führt zur Erhöhung der<br />
Treibhausgaskonzentrationen in der Atmosphäre. Deutschland hat sich im Rahmen der EU das ambitionierte<br />
Ziel gesetzt, Klimaneutralität bis 2045 zu erreichen. Qualitativ ergibt sich in Abb. 1 folgendes Bild:<br />
| Abb. 1<br />
Primärenenergieverbrauch in Deutschland 2022 in Petajoule (PJ).<br />
Der derzeitige Mix an Energieträgern, wie in der<br />
Grafik aus dem Jahr 2022 dargestellt, führt zur Erhöhung<br />
der Treibhausgaskonzentrationen in der<br />
Atmosphäre.<br />
Mängel in der nationalen Energiepolitik<br />
Mit dem Jahr 2022 sind fundamentale Mängel der<br />
deutschen Energiepolitik offen zutage getreten. Der<br />
derzeit beschrittene Weg zur zukünftigen Energieversorgung<br />
Deutschlands erweist sich daher als<br />
Sonderweg, mit dem die Ziele der Bezahlbarkeit,<br />
Verlässlichkeit, Akzeptanz und Nachhaltigkeit nicht<br />
erreichbar sind. Unser Wohlstand und damit die<br />
verschiedenen Sozialsysteme sowie unsere Möglichkeiten<br />
zu globalen Zielen beizutragen, sind akut<br />
gefährdet.<br />
Heute basieren 80 % unserer Endenergieversorgung<br />
auf fossilen Brennstoffen. Wie diese vollständig ersetzt<br />
werden sollen, ist ungeklärt. Der bisherige<br />
Weg der staatlich verordneten Energiewende wird<br />
deshalb scheitern. Die Fokussierung auf volatile<br />
Wind- und Solarenergie wird nicht reichen, um die<br />
Energielücke zu schließen.<br />
Neubestimmung des<br />
Weges<br />
Um die Ziele des Pariser Abkommens<br />
zu erreichen und<br />
gleichzeitig Wohlstand zu erhalten,<br />
ist daher eine grundsätzliche<br />
Neubestimmung des Weges zu<br />
einer treibhausgasarmen, zuverlässigen,<br />
wettbewerbsfähigen,<br />
bezahlbaren und umweltverträglichen<br />
Energieversorgung<br />
dringend er<strong>for</strong>derlich.<br />
Die bereits vorhandene Energieinfrastruktur<br />
ist wertvoll<br />
und muss auch aus Nachhaltigkeitsgründen<br />
für die zukünftige<br />
Nutzung mit anderen Energieträgern<br />
erhalten bzw. angepasst<br />
werden. Dazu sind kommunale und priv<strong>atw</strong>irtschaftliche<br />
Initiativen wichtig, die eine dezentrale<br />
Energieversorgung zum Eigenverbrauch analog zu<br />
den Quartierslösungen in Stadt und Land einfach<br />
und unbürokratisch umsetzen. Zielführend ist auch<br />
der Wettbewerb verschiedener emissionsarmer Energieträger<br />
und Energiespeichertechnologien sowie<br />
eine insgesamt höhere technologische Souveränität<br />
in Deutschland. Der von der EU bereits eingeführte<br />
CO 2 -Preis (ETS) ist das zentrale, effiziente und einfache<br />
marktwirtschaftliche Steuerungselement, das<br />
zeitnah auf alle Branchen und Emittenten erweitert<br />
werden muss. Nur so kann in Zukunft der Abbaupfad<br />
an Emissionen in Europa gesichert eingehalten<br />
werden.<br />
Ein grenzüberschreitender europäischer Wettbewerb<br />
führt zu niedrigen Energiepreisen für<br />
Industrie und Verbraucher auch in Deutschland<br />
und trägt darüber hinaus zur Versorgungssicherheit<br />
bei. Zugleich ist aber auch klar, dass eine europäische<br />
Energieautarkie weder wirtschaftlich noch<br />
umweltgerecht möglich ist. Eine nationale Energieversorgungsstrategie,<br />
selbst im EU-Kontext, kann<br />
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 7<br />
Feature<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen für eine neue Energiepolitik ı Martin Neumann
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 8<br />
den globalen Ausstoß an Treibhausgasen nicht stoppen,<br />
aber wichtige Impulse setzen. Globales Denken<br />
und freier Handel mit allen Regionen dieser Welt,<br />
wettbewerbsfähige Steuern und Abgaben sowie<br />
qualifizierte Fachkräfte sind notwendige Rahmenbedingungen<br />
für das Gelingen der Umstellung der<br />
Energieversorgung.<br />
Beim Aufbau einer neuen Energieversorgung muss<br />
das Potenzial innovativer, priv<strong>atw</strong>irtschaftlicher<br />
Kräfte aus der Energiebranche eine zentrale Rolle<br />
spielen und zugleich muss der Staat langfristig<br />
zuverlässige Rahmenbedingungen bieten, um Investitionssicherheit<br />
und -bereitschaft zu schaffen. Dazu<br />
braucht es einen realistischen, strategischen, erfolgskontrollierbaren<br />
und nachjustierbaren Rahmen für<br />
die zukünftige Energieversorgung in Deutschland.<br />
Notwendig ist dabei, dass mit Innovation und<br />
Technologie die Treibhausgasemissionen der Energieversorgung<br />
reduziert werden. Dazu dienen der<br />
Wettbewerb verschiedener emissionsarmer Energieträger<br />
und Energiespeichertechnologien sowie<br />
insgesamt eine höhere technologische Souveränität<br />
in Deutschland.<br />
Marktwirtschaftliche Anreize statt<br />
Planwirtschaft<br />
Wegen der hohen Komplexität des Aufbaus eines<br />
neuen Energiesystems, vieler derzeit ungeklärter<br />
und auch kurzfristig nicht ausreichend klärbarer<br />
Fragen:<br />
p wie zum zukünftigen zeitlichen Bedarfsverlauf an<br />
unterschiedlichen Energieträgern,<br />
p zu den Kosten des Energieimports im Vergleich<br />
zur heimischen Herstellung,<br />
p zu Kosten und Technologien der Energiespeicherung<br />
aber auch wegen <strong>for</strong>tlaufender Innovationen<br />
können planwirtschaftliche Konzepte prinzipiell<br />
nicht funktionieren. Es braucht daher marktwirtschaftliche<br />
Ansätze.<br />
Wesentlich sind deutlich vereinfachte Rahmenbedingungen<br />
zur Umsetzung dezentraler<br />
Konzepte (auch Quartierskonzepte) zur ortsoptimierten<br />
Energiegewinnung und Speicherung. Dies<br />
eröffnet kommunalen, priv<strong>atw</strong>irtschaftlichen sowie<br />
genossenschaftlichen Initiativen Chancen zur<br />
Selbstversorgung und den Unternehmen, die diese<br />
vernetzten Systeme technisch weiterentwickeln,<br />
wirtschaftliche Perspektiven. Dezentrale Konzepte<br />
müssen unbeachtet ihrer Größe von behördlichen<br />
und steuerrechtlichen Vorschriften und Vorgaben<br />
sowie von Netzanschluss- und Durchleitungsgebühren<br />
und noch bestehenden bürokratischen Auflagen<br />
angemessen befreit werden. Genauso wichtig<br />
ist, dass langfristig berechenbare und attraktive<br />
Bedingungen für die er<strong>for</strong>derlichen Investitionen<br />
nicht allein durch politische Maßgaben erreicht<br />
werden können, sondern vertraglicher Sicherheit<br />
bedürfen. Nur mit ausgewogenen Lösungen im<br />
Spannungsfeld Marktwirtschaft – Marktregulierung<br />
(Strommarktdesign) – staatliches Engagement sind<br />
brauchbare Lösungen zu schaffen.<br />
Beachten wir, dass diese Trans<strong>for</strong>mation der Energieversorgung<br />
erhebliche Chancen bietet, aber<br />
auch eine Herkulesaufgabe ist, deren Zeit- und Kostenaufwand<br />
nicht unterschätzt werden darf. Die<br />
Konsequenzen für die Gesellschaft müssen daher<br />
immer begleitend diskutiert und Entscheidungen<br />
mit Blick auf das allgemeine Bürgerwohl getroffen<br />
werden.<br />
Kohlekraftwerksnutzung<br />
Kohlekraftwerke spielen bei der Energiewende<br />
eine zwiespältige Rolle. Einerseits sind sie eine bedeutende<br />
Quelle für Treibhausgasemissionen und<br />
tragen somit maßgeblich zum Klimawandel bei.<br />
Im Gegensatz dazu sind sie derzeit noch wichtige<br />
Stromerzeuger, insbesondere in Ländern, die stark<br />
von Kohle abhängig sind.<br />
Kohlekraftwerke haben über viele Jahrzehnte eine<br />
bedeutende Rolle in der Energieerzeugung weltweit<br />
gespielt. Erstens ist Kohle weltweit in großen Mengen<br />
verfügbar und relativ kostengünstig. Dies hat es<br />
vielen Ländern ermöglicht, ihre Energiesicherheit<br />
zu gewährleisten und ihre Wirtschaft anzukurbeln.<br />
Zweitens sind Kohlekraftwerke technologisch ausgereift<br />
und können eine konstante Stromversorgung<br />
liefern. Sie sind in der Lage, große Mengen an elektrischer<br />
Energie zu erzeugen und somit den steigenden<br />
Bedarf in Industrie und Haushalten zu decken. Sie<br />
haben eine zuverlässige und kostengünstige Stromversorgung<br />
ermöglicht und zur wirtschaftlichen<br />
Entwicklung zahlreicher Länder beigetragen. Doch<br />
in den letzten Jahren sind Kohlekraftwerke zunehmend<br />
ins Kreuzfeuer der Kritik geraten.<br />
Im Zuge der Energiewende streben viele Länder<br />
einschließlich Deutschland an, ihren Energiemix<br />
zunehmend auf erneuerbare Energiequellen umzustellen<br />
und den Anteil fossiler Brennstoffe wie<br />
Kohle zu reduzieren. Das langfristige Ziel ist es, eine<br />
kohlenstoffarme oder kohlenstofffreie Energieversorgung<br />
zu erreichen. Um dieses Ziel zu erreichen,<br />
werden Kohlekraftwerke in vielen Ländern schrittweise<br />
stillgelegt oder durch kohlenstoffärmere<br />
Alternativen ersetzt. Dies kann beispielsweise<br />
durch den Ausbau erneuerbarer Energien wie Windkraft<br />
und Solarenergie sowie durch den verstärkten<br />
Einsatz von Gaskraftwerken und der Nutzung von<br />
Feature<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen für eine neue Energiepolitik ı Martin Neumann
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Kernenergie geschehen. Es ist wichtig anzumerken,<br />
dass der Übergang von Kohlekraftwerken zu saubereren<br />
Energiequellen in einigen Ländern schneller<br />
voranschreitet als in anderen. Dies hängt von verschiedenen<br />
Faktoren ab, wie z. B. politischen Zielen,<br />
wirtschaftlichen Rahmenbedingungen, Verfügbarkeit<br />
von Alternativen und sozialen Auswirkungen<br />
auf die betroffenen Regionen und Gemeinschaften.<br />
Insgesamt spielt die schrittweise Reduzierung und<br />
schließlich die Eliminierung von Kohlekraftwerken<br />
eine entscheidende Rolle bei der Energiewende und<br />
dem Übergang zu einer nachhaltigen Energieversorgung.<br />
Der Wandel hin zu sauberen Alternativen<br />
Angesichts der dringenden Notwendigkeit, den Klimawandel<br />
einzudämmen und den Umweltschutz<br />
zu fördern, hat die Nutzung von Kohlekraftwerken<br />
deutlich an Akzeptanz verloren. Viele Länder und<br />
Unternehmen setzen verstärkt auf erneuerbare Energien<br />
wie Solarenergie, Windkraft und Wasserkraft,<br />
die deutlich geringere CO 2 -Emissionen aufweisen.<br />
Die Fortschritte in der Technologie und die Kostenreduktion<br />
bei erneuerbaren Energien haben ihre<br />
Attraktivität und Wettbewerbsfähigkeit erhöht. Darüber<br />
hinaus wurden Maßnahmen ergriffen, um die<br />
Emissionen von Kohlekraftwerken zu reduzieren.<br />
CCS/CCU und blauer Wasserstoff<br />
Wie bereits in einigen europäischen Ländern (z. B.<br />
Niederlande und Norwegen) ist die Speicherung von<br />
CO 2 (Carbon Capture and Storage/Use; CCS/CCU)<br />
bereits üblich. Ohne diese Technologie wird die CO 2 -<br />
Reduktion in vereinbartem Umfang zu akzeptablen<br />
Preisen bei gleichzeitig gesicherter Energieversorgung<br />
nicht funktionieren. So kann auch ein schneller<br />
Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft anfangs basierend<br />
auf blauem Wasserstoff und späterem Umstieg<br />
auf grünem Wasserstoff, sobald dieser nicht nur<br />
wettbewerbsfähig, sondern auch in ausreichendem<br />
Umfang zur Verfügung steht, gewährleistet werden.<br />
Zusätzlich bzw. auch alternativ sollte die Nutzung<br />
von Methan in der Methanpyrolyse (türkiser Wasserstoff)<br />
als weiterer Eckpfeiler einer CO 2 -freien<br />
Erzeugung von Wasserstoff effizient und in der<br />
räumlichen Nähe zu den Verbrauchern erfolgen,<br />
wodurch der Transport zu vereinfachen wäre und<br />
entstehende Abwärme verwertbar würde.<br />
von Kohle in Kraftwerken führt zur Freisetzung großer<br />
Mengen an Treibhausgasen. Dies belastet die<br />
Atmosphäre und verstärkt den globalen Temperaturanstieg.<br />
Darüber hinaus tragen Kohlekraftwerke<br />
zur Luftverschmutzung bei, indem sie Schadstoffe<br />
wie Schwefeldioxid, Stickoxide und Feinstaub<br />
emittieren. Diese Emissionen haben negative Auswirkungen<br />
auf die Luftqualität und die menschliche<br />
Gesundheit.<br />
Zeitschiene und Investitionen<br />
Der Umbau des gesamten Energiesystems ist für eine<br />
Hochtechnologie- und Industrienation wie Deutschland<br />
eine sehr große Heraus<strong>for</strong>derung. Der derzeit<br />
vorgesehene, kurze Zeitraum von ca. 20 Jahren setzt<br />
hocheffizientes und effektives politisches Handeln<br />
voraus. Die Energiebranche ist so kapitalintensiv wie<br />
kaum eine andere Branche. Daher sind hier verlässliche<br />
staatliche Rahmenbedingungen unerläßlich, um<br />
die notwendigen massiven privaten Investitionen zu<br />
ermöglichen.<br />
Wärme und Nutzerkosten<br />
Die Wärmeversorgung erfolgt in Deutschland aktuell<br />
größtenteils auf Basis fossiler Energieträger.<br />
Die Umstellung der dezentralen und zentralen Wärmeversorgung<br />
auf treibhausgasarme Quellen muss<br />
erfolgen, ohne mit den Erzeugungskosten die Nutzer<br />
zu über<strong>for</strong>dern. Hier verbirgt sich der größte soziale<br />
Sprengstoff bei der Umstellung unserer zukünftigen<br />
Energieversorgung.<br />
Wetterabhängigkeit und Speicher<br />
Die volatile, nicht bedarfsorientierte Stromerzeugung<br />
durch wetterabhängige Photovoltaikanlagen<br />
und Windenergieanlagen bedingt die ständige Bereitstellung<br />
gesicherter Stromerzeugungskapazitäten<br />
wie z. B. durch den von der Bundesnetzagentur<br />
vorgeschlagenen Bau von mindestens 15–25 GW<br />
an H 2 -ready Gaskraftwerken und/oder noch<br />
zu entwickelnden, genügend großen Energiespeichern<br />
und die Digitalisierung der Netze und<br />
Anschlüsse (Smart-Grid), die eine europäisch abgestimmte<br />
Überarbeitung des Strommarktdesigns<br />
inklusive Kapazitätsmarkt notwendig machen. Das<br />
nationale Regelwerk in Deutschland muss dahingehend<br />
angepasst werden, auch um international<br />
wettbewerbsfähig zu sein. (Abb. 2)<br />
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 9<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen und Kritik<br />
Trotz ihrer Vorteile stehen Kohlekraftwerke heute<br />
vor erheblichen Heraus<strong>for</strong>derungen und werden<br />
weltweit kritisiert. Der Hauptgrund liegt in ihrem<br />
enormen CO 2 -Ausstoß, der einen erheblichen Beitrag<br />
zum Klimawandel leistet. Kohle ist der emissionsintensivste<br />
fossile Brennstoff und die Verbrennung<br />
Kernkraftwerke nicht vorschnell<br />
stilllegen<br />
Wegen des russischen Gasembargos mussten Kohlekraftwerke<br />
aus Gründen der Versorgungssicherheit<br />
wieder in Betrieb genommen werden, mit der Folge<br />
klimaschädlicher CO 2 -Emissionen. Der Ausstieg aus<br />
der Kernkraft ist Gesetzeslage, er bleibt deshalb ein<br />
Feature<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen für eine neue Energiepolitik ı Martin Neumann
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 10<br />
deutscher Sonderweg. Wenn wir klimaneutral werden<br />
wollen, dann war der Ausstieg ein Fehler, da<br />
mit dem Ausstieg eine weitere Angebotsverknappung<br />
einher geht. Die gesellschaftliche Akzeptanz<br />
für Kernkraft hat sich im letzten Jahr wesentlich erhöht.<br />
Die Bewertung der Kernenergietechnik muss<br />
deshalb vor dem Hintergrund zukünftiger neuer<br />
Technologieentwicklungen vorgenommen werden.<br />
Dazu gehört gleichermaßen das Thema Fachkräfte.<br />
Unnötige Treibhausgas-Emissionen<br />
vermeiden<br />
Wir importieren mit Fracking gefördertes Erdgas<br />
als LNG vom amerikanischen Kontinent, statt unsere<br />
verbliebenen Erdgaslagerstätten zu explorieren.<br />
Durch das Handling, die notwendige Verflüssigung<br />
für den Transport, Boil-Off-Raten von mindestens<br />
0,1%/d und die Regasifizierung entweicht das potente<br />
Treibhausgas Methan. Es ist befremdlich, dass<br />
die Exploration unserer heimischen Gasvorkommen<br />
aufgrund anderer Überzeugungen auf Kosten der<br />
Bürger des Landes abgelehnt wird.<br />
Importe und Diversifizierung<br />
Auch die zukünftige Energieversorgung wird in erheblichem<br />
Maße von Importen abhängen, die auf<br />
einem erst noch entstehenden Weltmarkt im Wettbewerb<br />
zu anderen Ländern beschafft werden müssen<br />
und für die die er<strong>for</strong>derlichen Investitionen international<br />
und national noch vorzunehmen sein werden.<br />
Dabei ist auf eine Diversifizierung bezüglich der Art<br />
der Energieträger (z. B. Kernenergie – Fusion und<br />
Fission – sowie E- Fuels) und bezüglich der Exportländer<br />
zu achten, um zu große Abhängigkeiten zu<br />
vermeiden.<br />
Mehr Wärmepumpen im Winterbetrieb<br />
Der Einsatz von Wärmepumpen kann den<br />
Spitzenbedarf erhöhen, wenn Wärmepumpen verstärkt<br />
eingesetzt werden. Dies liegt hauptsächlich<br />
an zwei Faktoren:<br />
Wärmepumpen nutzen elektrische Energie, um<br />
Wärme aus einer niedrigeren Temperaturquelle<br />
(wie der Umgebungsluft oder dem Erdreich) auf<br />
ein höheres Temperaturniveau zu heben und für<br />
Heiz- oder Kühlanwendungen zu verwenden. Drei<br />
Bereiche spielen für die Effizienz und damit für den<br />
Energieumsatz der Wärmepumpe eine große Rolle:<br />
p A) Wärmeentzugsleistung (W/m) bezeichnet<br />
die energetische Qualität der Quelle<br />
p B) Wärmepumpenleistung (W)<br />
p C) Gebäudeheizlast (W)<br />
Alle drei Bereiche müssen gut aufeinander abgestimmt<br />
werden. Anderenfalls droht eventuell eine<br />
Vereisung der Wärmeentzugsquelle, eventuell eine<br />
Verschlechterung des Wärmepumpenwirkungsgrades<br />
bzw. eine Verschiebung der Arbeitszahl<br />
in Richtung „eins“, was einer elektrischen Direktheizung<br />
entspricht. Da Wärmepumpen elektrisch<br />
betrieben werden, erhöht sich der Bedarf an<br />
elektrischer Energie, insbesondere während der Kälteperioden,<br />
in denen die Heizlast am höchsten und<br />
bei Luftwärmepumpen die Arbeitszahl am niedrigsten<br />
ist. Dies führt zu einem erhöhten Spitzenbedarf<br />
im Stromnetz, wenn viele Wärmepumpen gleichzeitig<br />
betrieben werden.<br />
Was ist zu tun, um diese Versorgungssicherheit zu<br />
sichern?<br />
p ausreichender Ausbau von Gaskraftwerken?<br />
p ausreichend dezentrale Speicher?<br />
p nachhaltige Biomasse?<br />
p Abregeln von Ladesäulen (und Wärmepumpen)?<br />
p Abregeln von Industrieverbrauchern?<br />
| Abb. 2<br />
Stromeinspeisung durch konventionelle und erneuerbare Energieträger in %.<br />
Quelle: Statistisches Bundesamt – Destatis, 2023.<br />
Feature<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen für eine neue Energiepolitik ı Martin Neumann
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Was bedeutet Versorgungssicherheit, wenn der<br />
Stromverbrauch sich an die Verfügbarkeit von Wind<br />
und Sonne anpassen muss?<br />
Reicht, wenn überhaupt möglich, ein<br />
sicherer Import zur Zeit der Spitzenlast?<br />
Aber gleichzeitig steht damit die Frage:<br />
Steigt deshalb die Importabhängigkeit?<br />
Darüber gibt es in der Fachwelt geteilte Meinungen.<br />
Einerseits wird das Aus für die deutschen AKWs für<br />
richtig gehalten – die letzten drei Atomkraftwerke<br />
würden angeblich nicht gebraucht – so Claudia Kemfert,<br />
Energieökonomin beim Deutschen Institut für<br />
Wirtschafts<strong>for</strong>schung, (10.03.2023. „Abschaltung<br />
kein Fehler“: Claudia Kemfert).<br />
Das Umweltbundesamt (UBA) argumentiert, dass<br />
Strom aus Atomkraftwerken zudem nicht CO 2 -neutral<br />
sei. Denn bei der Errichtung der Kraftwerke,<br />
dem Transport des radioaktiven Materials und dem<br />
Betrieb von Zwischen- und Endlagern entstehen<br />
CO 2 -Emissionen. Dem UBA zufolge ist Atomstrom<br />
mit Blick auf die Emissionen zwar besser fürs Klima<br />
als fossile Energieträger wie Kohle oder Gas, doch<br />
immer noch deutlich schädlicher als erneuerbare<br />
Energien.<br />
André Thess vom Institut für Energiespeicherung<br />
(IES) an der Universität Stuttgart gibt allerdings zu<br />
bedenken: „Mit einem einzigen Kernkraftwerk sparen<br />
Sie pro Jahr ungefähr 10 Millionen Tonnen CO 2 .<br />
Das ist der Ausstoß von einer Million Einwohner der<br />
Bundesrepublik Deutschland.“ Die sechs Kraftwerke,<br />
die Anfang 2022 noch in Betrieb waren, hätten<br />
länger am Netz bleiben sollen, meint auch Thomas<br />
Walter Tromm vom Karlsruher Institut für Technologie.<br />
Man hätte damals sagen sollen: „Wir machen<br />
diese periodischen Sicherheitsüberprüfungen, wir<br />
schauen darauf, dass die sicher betrieben werden<br />
können, wir bestellen Brennelemente und dann gucken<br />
wir, dass wir mal für ein paar Jahre hier ein<br />
bisschen Luft reinkriegen.“ Diese Auffassung ist auch<br />
aus Gründen der Versorgungssicherheit zu unterstützen.<br />
Realisierung des Ausbaupfades der<br />
Erneuerbaren Energien<br />
Die Energiewende in Deutschland basiert<br />
bisher hauptsächlich auf dem Ausbau der<br />
Stromerzeugungskapazitäten. Windkraft- und Photovoltaikanlagen<br />
spielen hierbei eine besondere<br />
Rolle. Die natürlich vorhandenen Fluktuationen<br />
dieser Art der Stromerzeugung müssen ausgeglichen<br />
werden, da Einspeisung und Nachfrage im Stromnetz<br />
gleich sein müssen. Die Residuallast bildet<br />
hierbei die Leistung, die von allen Verbrauchern<br />
aktuell im Netz nachgefragt wird – abzüglich der<br />
aktuell angebotenen Leistung aus nicht regelbaren<br />
alternativen Energien. Bei positiver Residuallast<br />
wird zusätzlicher Strom zur Deckung der Nachfrage<br />
benötigt – im negativen Fall wird mehr Strom in das<br />
Netz eingespeist, als zu diesem Zeitpunkt benötigt<br />
wird.<br />
Bereits innerhalb des Stromsektors könnte ein räumlicher<br />
und zeitlicher Ausgleich von Verbrauch und<br />
Einspeisung die gewünschte Glättung hervorbringen.<br />
Diese Flexibilitätsoptionen sollten auch auf<br />
andere Sektoren (Verkehr, Wärme) ausgeweitet<br />
werden, um Energie für diese bereitzustellen und<br />
gleichzeitig eine Reduktion der CO 2 -Gesamtemissionen<br />
zu erzielen.<br />
Um den Ausbaupfad alternativer Energien zu realisieren,<br />
sind mehrere Maßnahmen er<strong>for</strong>derlich. Hier<br />
sind einige wichtige Aspekte:<br />
Es ist wichtig, dass Regierungen und politische<br />
Entscheidungsträger klare Ziele und langfristige<br />
Strategien für den Ausbau alternativer Energien<br />
festlegen. Dies umfasst die Schaffung von Anreizen,<br />
Förderprogrammen und rechtlichen Rahmenbedingungen,<br />
die Investitionen in alternative Energien<br />
attraktiv machen und Planungssicherheit bieten.<br />
Wesentlich ist, ob wie es gelingt, gleichsam Speicher<br />
und Netze für die volatilen Energien zu generieren.<br />
Gebäudeenergiegesetz<br />
Das Gebäudeenergiegesetz enthält An<strong>for</strong>derungen<br />
an die energetische Qualität von Gebäuden, die<br />
Erstellung und die Verwendung von Energieausweisen<br />
sowie an den Einsatz erneuerbarer Energien<br />
in Gebäuden. Das Gebäudenergiegesetz (GEG)<br />
ist am 1. November 2020 in Kraft getreten. In der<br />
jetzt vorliegenden Novelle des GEG wird mit vielen<br />
ordnungsrechtlichen Details der Versuch unternommen,<br />
Klimaschutz per Ver- und Gebot zu erreichen.<br />
Die aktuellen Diskussionen zeigen eindrucksvoll,<br />
dass enormer Überarbeitungsbedarf besteht, um<br />
Akzeptanz und Bezahlbarkeit zu schaffen (Abb. 3).<br />
Dabei tritt der eigentliche Kern – Klimaschutz im<br />
Gebäudebereich zu organisieren – bisher in den Hintergrund.<br />
Industriestrompreis<br />
Eine Volkswirtschaft mit Steuergeld gegen hohe<br />
Energiepreise schützen, d. h. zu subventionieren bejubeln<br />
die Einen als wichtig für den klimaneutralen<br />
Umbau der Wirtschaft. Andere fürchten, dass eine<br />
Stromsubvention Deutschlands Zukunftsfähigkeit<br />
gefährdet. Mitnichten kann dies der richtige Weg<br />
sein.<br />
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 11<br />
Feature<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen für eine neue Energiepolitik ı Martin Neumann
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
FEATURE | ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 12<br />
Dass ab dem nächsten Jahr der Einbau von Heizungen, die mit Gas und Öl betrieben werden,<br />
verboten werden soll, halten für richtig:<br />
| Abb. 3<br />
<strong>for</strong>sa. Meinungen zum geplanten Verbot des Einbaus von Gas- und Öl-Heizungen.<br />
Quelle: RTL/ntv-Tendbarometer vom 25. und 26. Mai 2023 (1.009 Befragte), Angaben in Prozent.<br />
Perspektive Gaskraftwerke<br />
Bis 2030 müssen Dutzende neuer Gaskraftwerke in<br />
Betrieb gehen. Sie sollen als Back-up-Kapazitäten genutzt<br />
werden, wenn Wind und Sonne keinen Strom<br />
liefern. Doch wer diese Kraftwerke bauen soll, ist bisher<br />
unklar.<br />
Das Bundeswirtschaftsministerium arbeitet an einer<br />
Kraftwerksstrategie, die Neubauten anreizen soll,<br />
doch bislang sind keine Details bekannt. Die Branche<br />
pocht daher auf Transparenz und mahnt zur<br />
Eile. Der Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW<br />
und die Kraftwerksbetreiber Steag und GKM haben<br />
nun einen eigenen Vorschlag erarbeitet: Die Unternehmen<br />
plädieren dafür, einen Neubauvorschuss<br />
einzuführen. Konkret <strong>for</strong>dern sie, dass die Vergütungen,<br />
die schon heute für Kraftwerkseinsätze gezahlt<br />
werden und die der Netzstabilisierung dienen („Redispatch“),<br />
bereits zum Zeitpunkt der Investition in<br />
ein neues Kraftwerk garantiert werden. Diese Vergütungen<br />
könnten dann ohne Risikoabschlag in die<br />
Investitionsrechnung eines Kraftwerkbetreibers aufgenommen<br />
werden.<br />
Perspektive Wasserstoffwirtschaft<br />
Der Fokus der Wasserstoffwirtschaft liegt auf der<br />
Elektrolyse als zentrale Technologie zur Synthese<br />
von grünem Wasserstoff. Dabei werden etwa<br />
die Strategien von Bund und Ländern, die zentralen<br />
Akteure der Wasserstoff-Forschung und<br />
-Förderung sowie Kennzahlen zur Entwicklung<br />
des Wasserstoffmarktes näher betrachtet. Eine regelmäßig<br />
aktualisierte Website trägt alle zentralen<br />
Erkenntnisse zusammen. Die Veröffentlichung der<br />
Nationalen Wasserstoffstrategie im Juni 2020 hat<br />
die zentrale Bedeutung von Wasserstoff als wichtige<br />
Säule der Energiewende und zur Verringerung von<br />
CO 2 -Emissionen verdeutlicht. Allerdings sind viele<br />
Aspekte zur Ausgestaltung einer deutschen Wasserstoffwirtschaft<br />
wie etwa zu Erzeugung, Transport<br />
und Nutzung des grünen Wasserstoffs, zur Entwicklung<br />
von Netzwerken oder Finanzierungsfragen<br />
noch offen. Das Fraunhofer ISI greift etliche dieser<br />
Fragen in wissenschaftlichen Untersuchungen auf,<br />
deren Ergebnisse sukzessive in eine umfassende<br />
Technologie-Roadmap für die Entwicklung einer<br />
grünen Wasserstoffwirtschaft einfließen.<br />
Autor<br />
Prof. Dr. Ing. Martin Neumann MdB a. D.<br />
ehem. Sprecher für Energiepolitik der FDP<br />
prof.m.neumann@web.de<br />
Prof. Dr. Ing. Martin Neumann studierte Maschinenbau an der TU Dresden und<br />
promovierte anschließend an der Hochschule Cottbus. Von 2017 bis 2021 war er<br />
Mitglied des 19. Deutschen Bundestages - Sprecher für Energiepolitik sowie 2009<br />
bis 2013 Mitglied des 17. Deutschen Bundestags- Sprecher für Forschungspolitik.<br />
In 2007 war er Mitglied der Arbeitsgruppe „Klimawandel“ beim Ministerium für<br />
Landwirtschaft und Umwelt des Landes Sachsen-Anhalt und hält seit 1999 die<br />
Professur für Technische Gebäudeausrüstung (TGA) an der Hochschule Magdeburg-Stendal.<br />
Feature<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen für eine neue Energiepolitik ı Martin Neumann
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
February 2019, seven founders<br />
established Fermi Energia and very<br />
quickly received good private funding<br />
and strong public interest in Estonia<br />
Interview mit Kalev Kallemets,<br />
CEO of Fermi Energia AS<br />
Kalev Kallemets<br />
Kalev Kallemets, Ph.D., is co-founder and CEO of Fermi Energia,<br />
company established early 2019 by Estonian nuclear energy<br />
professionals and business people to develop Small Modular<br />
Reactor deployment in Estonia. Mr. Kallemets earned his<br />
Ph.D. from Tallinn University of Technology studying energy<br />
economics.<br />
ENVIRONMENT AND INTERVIEW SAFETY 13<br />
Mr. Kallemets has extensive private & public sector experience<br />
from an Estonian private energy company, Ministry of Economic<br />
Affairs, deputy director of Geological Survey of Estonia and as<br />
Member of Parliament of Estonia.<br />
Your company, Fermi Energia, wants to pioneer<br />
nuclear power in Estonia. When did the endeavor<br />
start and what was the motivation to bring<br />
nuclear power to Estonia?<br />
Estonia started to consider nuclear energy in<br />
2006 in cooperation with Lithuania, but due to<br />
political mismanagement of the ef<strong>for</strong>t in Lithuania,<br />
the project did not proceed. I personally and<br />
all co-founders of Fermi Energia<br />
developed significant interest<br />
and engagement in nuclear<br />
energy since then, but in<br />
2018 as I personally finished<br />
my Ph.D. on oil shale economics<br />
and saw serious ef<strong>for</strong>t in<br />
US, Canada and UK on SMR<br />
development, became convinced<br />
that only through private<br />
ef<strong>for</strong>t SMR deployment in Estonia or the Baltic<br />
states is possible. Thus, in February 2019, seven<br />
founders established Fermi Energia and very quickly<br />
received good private funding and strong<br />
public interest in Estonia.<br />
We can witness an increase in willingness to<br />
enter or expand nuclear power and an acceleration<br />
in programs after the Russian war in<br />
Russian full-scale invasion<br />
has exposed the folly<br />
of Austria and German led<br />
renewable plus natural<br />
gas anti-nuclear energy<br />
policy in Europe<br />
Ukraine started in many European countries,<br />
such as France, the UK, Poland, Sweden, the<br />
Netherlands, the Czech Republic, Romania and<br />
Bulgaria. What impact did this double geopolitical<br />
and energy crisis have on Estonian energy<br />
policy?<br />
Indeed, energy crisis hit already in December<br />
2021 when some older fossil capacities were unable<br />
to generate power due to<br />
unplanned outages and with<br />
–20 °C and dunkelflaute renewable<br />
capacities were useless.<br />
Thus, power prices surged to<br />
ca 500 €/MWh as daily average.<br />
Russian full-scale invasion<br />
has exposed the folly of<br />
Austria and German led renewable<br />
plus natural gas antinuclear<br />
energy policy in Europe given the whole<br />
continent is increasingly importing its fossil fuel<br />
supplies and there is considerable price coupling<br />
between carbon and fossil fuel prices. Estonia,<br />
Baltic states, Poland and others warned <strong>for</strong> many<br />
years that NordStream 1 & 2 buildouts together<br />
with weak defense and <strong>for</strong>eign policy will lead to<br />
dependency that Russia will take advantage of.<br />
Un<strong>for</strong>tunately German elite and government<br />
Environment and Interview Safety<br />
Dynamic Dispersion Modelling February to Enable 2019, seven In<strong>for</strong>med founders Decision established Making Fermi in a Modern Energia <strong>Nuclear</strong> and very Safety quickly Case received ı Howard good Chapman, private funding Stephen and Lawton, strong Joseph public Hargreaves, interest in Robert Estonia Gordon, ı Kalev Tim Kallemets Culmer
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENVIRONMENT AND INTERVIEW SAFETY 14<br />
| Fermi Energia chooses GE Hitachi’s BWRX-300 as the technology <strong>for</strong> planned SMR nuclear power plant in Estonia.<br />
Quelle: Fermi Energia<br />
ridiculed these concerns and <strong>for</strong> years neglected<br />
its role in Europe as responsible leader. Russian<br />
barbaric war against Ukraine has proven that<br />
United States is the keystone of European defense<br />
and thus all Central- and Eastern European<br />
countries are cooperating closely with USA in defense,<br />
<strong>for</strong>eign policy and energy policy.<br />
How much political and social support does<br />
your nuclear project have, what is the public<br />
opinion about Estonia entering nuclear energy?<br />
Since early 2019 we have been polling biannually<br />
public view on option of SMR deployment displacing<br />
heavy carbon emitting oil shale power generation<br />
and in the beginning support <strong>for</strong> SMR option<br />
was 52 %. The latter is not<br />
too bad given Estonia has not<br />
deployed nuclear energy, but<br />
supporting that is knowledge<br />
that Finland and Sweden have<br />
managed both nuclear reactors<br />
and spent fuel in careful,<br />
wise manner to the benefit of<br />
the whole society. In 2022 as<br />
result of Russian aggression<br />
and energy crisis the support rose to 68 % and<br />
the latest government poll on the question of<br />
whether Estonia should deploy SMRs was even<br />
75 % support.<br />
Estonia being a relatively small country, your<br />
company looked to Small Modular Reactors<br />
early on. When did you start your selection<br />
process and which were the criteria that finally<br />
made you choose the General Electric Hitachi<br />
BWRX-300?<br />
Indeed, in studies with Tractebel Engineering we<br />
started screening potential SMRs early on. Also,<br />
we learned that only up to 400MWe generators<br />
were acceptable to the Transmission System Operator.<br />
In September 2022 Fermi Energia invited<br />
Fermi Energia aims to<br />
receive nuclear construction<br />
license early 2028 and to start<br />
commercial power generation<br />
by Christmas 2031<br />
proposals from NuScale, RollsRoyce and GEHitachi<br />
to make definite vendor commitment in order<br />
to professionally prepare <strong>for</strong> site and technology<br />
specific planning, design, development and financing.<br />
Key criteria <strong>for</strong> us were a credible First<br />
of a Kind deployment in a Tier 1 nuclear country<br />
by a strong nuclear utility. Clearly OPG (Ontario<br />
<strong>Power</strong> Generation) is an absolute world class nuclear<br />
utility that is willing to cooperate with<br />
BWRX-300 customers to support its deployment<br />
in other countries like Poland and Estonia.<br />
Which are the next steps in the project and what<br />
is your target date <strong>for</strong> the start up of Estonia’s<br />
first nuclear power plant?<br />
Given increased power demand,<br />
fossil fuel price volatility,<br />
aging of fossil fleet, renewables<br />
unreliability and urgency<br />
of climate change, Fermi<br />
Energia aims to receive<br />
nuclear construction license<br />
early 2028 and to start commercial<br />
power generation by<br />
Christmas 2031. We cannot<br />
exclude delays due to unplannable reasons, but so<br />
far we are in schedule and based on an official<br />
<strong>Nuclear</strong> energy working group report the Estonian<br />
government and Parliament will likely decide<br />
early 2024 yes or no to “knowledgeable commitment<br />
on nuclear energy”.<br />
Being a newcomer to nuclear power is more than<br />
an industrial construction project. How are you<br />
and the government providing <strong>for</strong> the necessary<br />
regulatory and oversight framework, the<br />
education programs, the qualified work<strong>for</strong>ce<br />
and the best possible localization of construction,<br />
supply chain, maintenance and service to<br />
be able to create the best economic value <strong>for</strong><br />
your country out of the nuclear project?<br />
Environment Interview and Safety<br />
Dynamic February Dispersion 2019, seven Modelling founders to established Enable In<strong>for</strong>med Fermi Energia Decision and Making very quickly in a Modern received <strong>Nuclear</strong> good private Safety Case funding ı Howard and strong Chapman, public Stephen interest Lawton, in Estonia Joseph ı Kalev Hargreaves, Kallemets Robert Gordon, Tim Culmer
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Estonian government established<br />
the <strong>Nuclear</strong> Energy Working<br />
Group in early 2021 and<br />
is working based on the IAEA<br />
Milestones approach on all 19<br />
nuclear infrastructure areas.<br />
Key to Fermi Energia and Estonian<br />
progress is international<br />
cooperation with our allies as it always has<br />
been in nuclear science and energy. However,<br />
there are certain Estonian characteristics that we<br />
have been successful in implementing such as:<br />
frugality – avoiding overspending or wasting money;<br />
efficiency – focus on most important and<br />
temporary priority areas; early investment – Fermi<br />
Energia is investing private capital to international<br />
nuclear engineering masters and domestic<br />
bachelor scholarships; proactive education – Fermi<br />
Energia has done lectures in 60 public schools,<br />
over 30 site area meetings, organized about 10<br />
nuclear power plant visits, nuclear energy in<strong>for</strong>mation<br />
room and been active in communications;<br />
honesty – being honest about the mistakes of the<br />
past and present of operation and construction of<br />
NPPs in Europe.<br />
Apart from GEH, who will be an international<br />
cooperation partner <strong>for</strong> the project and can you<br />
imagine a role <strong>for</strong> German nuclear companies in<br />
your supply chain?<br />
Early on we tried to contact Preussen Electra <strong>for</strong><br />
cooperation and response was that we do not see<br />
future in nuclear energy. For Estonia it is practical<br />
to cooperate with Swedish, Canadian and American<br />
companies who are also able to connect to<br />
governmental and financial ecosystems in their<br />
countries. In Germany latter would be too optimistic.<br />
Leadership by France of<br />
uniting pro-nuclear member<br />
state governments is very<br />
welcome and Estonia has<br />
joined recently that group<br />
national utility Latvenergo<br />
and we have completed a study<br />
on the role SMRs in the Baltic<br />
power market given the increased<br />
penetration of renewable<br />
energies. We are in discussion<br />
on further cooperation<br />
given the urgent need to replace<br />
expensive and aging fossil capacities to ensure<br />
security of supply.<br />
When you look at European Union energy<br />
and climate policies, do you think that nuclear<br />
power is adequately considered as a building<br />
block <strong>for</strong> a future decarbonized and competitive<br />
energy system on the European level?<br />
Leadership by France of uniting pro-nuclear<br />
member state governments is very welcome and<br />
Estonia has joined recently that group. Un<strong>for</strong>tunately,<br />
due to vehemently anti-nuclear positions<br />
by Austria and Luxembourg and lately also Germany,<br />
cooperation in EU on nuclear energy is difficult.<br />
It does not help if industry itself loses faith in this<br />
technology. Specifically, that German nuclear<br />
power industry decided to terminate membership<br />
in Foratom (now <strong>Nuclear</strong> Europe, where Fermi<br />
Energia is corporate member) even years be<strong>for</strong>e<br />
last Ger6 were closed. I would recommend to rejoin<br />
and embrace the 1957 signed by founding<br />
members of Treaty establishing the European<br />
Atomic Energy Community Article 1: “It shall be<br />
the task of the Community to contribute to the<br />
raising of the standard of living in the Member<br />
States and to the development of relations with<br />
the other countries by creating the conditions necessary<br />
<strong>for</strong> the speedy establishment and growth<br />
of nuclear industries.“<br />
ENVIRONMENT AND INTERVIEW SAFETY 15<br />
How will nuclear power fit into Estonia’s energy<br />
and climate policy, which role do you aim <strong>for</strong><br />
nuclear power?<br />
Estonian TSO currently has mandated 1000MWe<br />
firm capacity in Estonia that is being provided by<br />
national utility with oil shale power plants. We<br />
aim not to be overly ambitions, and plan <strong>for</strong> minimum<br />
600MWe capacity that is necessary <strong>for</strong><br />
Estonia and our southern neighbor Latvia to ensure<br />
security of supply with decarbonized sources<br />
of power.<br />
Is there cooperation on the issue of nuclear<br />
power among the Baltic states or does everyone<br />
pursue its own course, eventually even in<br />
opposition to nuclear power?<br />
Fermi Energia has a MOU with the Latvian<br />
Author<br />
Nicolas Wendler<br />
Head of Press and Politics<br />
KernD (Kerntechnik Deutschland e. V.)<br />
nicolas.wendler@kernd.de<br />
Nicolas Wendler has been Head of Press and Politics at KernD since August 2013<br />
(<strong>Nuclear</strong> Technology Germany e. V. / German Atomic Forum e. V.) and started<br />
his career in March 2010 as Policy officer. Previously he was an international<br />
consultant <strong>for</strong> the international relations of the Young Union (Junge Union) of<br />
Germany among other topics of energy, climate and economic policy <strong>for</strong> the organization.<br />
Since January 2022 he is also the editor in chief at <strong>atw</strong>. Wendler studied<br />
in Munich and Bordeaux political science and economics and (North) American<br />
cultural history.<br />
Environment and Interview Safety<br />
Dynamic Dispersion Modelling February to Enable 2019, seven In<strong>for</strong>med founders Decision established Making Fermi in a Modern Energia <strong>Nuclear</strong> and very Safety quickly Case received ı Howard good Chapman, private funding Stephen and Lawton, strong Joseph public Hargreaves, interest in Robert Estonia Gordon, ı Kalev Tim Kallemets Culmer
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 16<br />
| This article is the<br />
first in a 3-part<br />
series by NECG in<br />
<strong>atw</strong> – <strong>International</strong><br />
<strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong><br />
<strong>Power</strong>, to explore<br />
the role that new<br />
technology in<br />
nuclear fission and<br />
in fusion can have<br />
in a New Energy<br />
System, and what<br />
challenges they will<br />
need to overcome.<br />
PART<br />
1/3<br />
From Smart Marketing to Building<br />
a New Energy System –<br />
Challenges <strong>for</strong> SMR Global Adoption<br />
John Warden, Ruediger Koenig<br />
<strong>Nuclear</strong> energy is expected to have an important role in the global ef<strong>for</strong>t to provide clean, reliable energy<br />
while reducing or eliminating electricity sector carbon emissions. This implies a substantial program to build<br />
new nuclear capacity: besides large “GW” plants using proven designs, there will be a role <strong>for</strong> smaller units<br />
and advanced designs, generally referred to as “SMR”s. 1 Proponents of these smaller designs offer the promise<br />
of faster, cheaper, and safer deployment to help reach global new nuclear power capacity goals. But SMRs<br />
also face major challenges to reach the scale of deployment needed to realize their potential. This article<br />
discusses these obstacles and identifies questions that stakeholders in any global SMR deployment at the<br />
scale required still need to answer.<br />
Introduction<br />
<strong>Nuclear</strong> energy, with its ability to provide clean<br />
high-density energy and dispatchable power, is<br />
seen as an important contribution to pathways to<br />
Net Zero Emissions (“NZE”). The <strong>International</strong> Energy<br />
Agency (IEA) assumes that to achieve NZE by<br />
2050 the global nuclear industry will have to build<br />
around 640 GWe of new capacity (I) . With around<br />
420 GWe globally of existing capacity in 2023, of<br />
which an estimated 260 GWe is due to be retired<br />
by 2050, this new build requirement is a significant<br />
challenge. To put this in context, in the next two<br />
decades, some 400 EPRs, currently the largest reactor<br />
design at 1.6 GWe, would be needed to fill the<br />
gap; but in the past two decades only a few EPRs or<br />
other similar GW plants have been completed, all<br />
subject to well-publicised cost and risk burdens (II) .<br />
The significant construction risk and huge capital<br />
liabilities involved in such GW plants have prompted<br />
many actors around the world to explore the potential<br />
of SMRs. The proponents of these smaller,<br />
modular designs claim less cost, better risk profiles<br />
and greater agility <strong>for</strong> SMR deployment compared<br />
to GW equivalent capacity, which would open new<br />
markets and applications to nuclear power. This potential<br />
has led to significant marketing and lobbying<br />
to develop market share by vendors of SMR technology<br />
(see Box 1 – “Smart Marketing Reactors”).<br />
The SMR concept builds on potential to reach commercially<br />
viable economies through large-scale fleet<br />
deployment, encouraged by the promise of reduced<br />
BOX 1: “Smart Marketing Reactors”<br />
The <strong>International</strong> Atomic Energy Agency (IAEA) lists around 80<br />
SMR designs in development around the world, with perhaps<br />
10 or 20 of these likely to be credible and reach commercial<br />
readiness [III] . Many, if not all, of these designs claim significant<br />
safety and operating advances over earlier and current reactor<br />
technology, and additional deployment possibilities such<br />
as co-generation and direct heat. Most vendors are some way<br />
from having a design beyond a concept – let alone detailed<br />
fabrication design – but still aggressively lobby, publicise and<br />
seek investment, hence the sometimes used epithet “Smart<br />
Marketing Reactor”.<br />
Each technology vendor is seeking to grab as large a share as<br />
possible (i.e., by signing up customers early) in an uncertain<br />
and fragmented market, and this is generating considerable<br />
marketing hype, flashy websites and social media presence:<br />
nobody wants to end up as the Betamax of the SMR renaissance<br />
(IV) .<br />
Governments in several countries are engaged in developing<br />
SMR options in different ways, with R&D funds, regulatory reviews,<br />
feasibility studies, even pilot projects at Government<br />
sites and market support mechanisms. Numerous customers<br />
around the world – utilities as well as industrial interests (chemical,<br />
steel) – are signing up <strong>for</strong> “Development Programmes”<br />
and even “PPAs”. What is less clear, in all these cases, is how<br />
significant the customer commitments are in terms of financial<br />
contribution and tangible take-or-pay commitments.<br />
A different emerging technology choice <strong>for</strong> future energy systems<br />
are fusion machines. These in principle offer similar capabilities<br />
as nuclear plants, GW plants and SMRs. While they<br />
share some of the same challenges, fusion machines require<br />
potentially less regulatory overhead and promise other advantages.<br />
We will explore their risks and opportunities in the<br />
upcoming <strong>atw</strong> 5/23.<br />
construction risk, new applications <strong>for</strong> industrial<br />
power delivery, advanced safety features, operating<br />
efficiencies and system predictability. To put this in<br />
context: more than 6000 SMRs would be needed<br />
1 In this artice we refer to large, traditional reactors, usually >1000 MWe as "GW plants" and we use "SMR" to generically refer to small medium/modular<br />
and advanced reactors. "Modular" refers to the construction design (with factory assembled modules) and/or modular configurations of SMR units (e.g. 4 units<br />
with 77 MWe each <strong>for</strong> a plant total of 308 MWe with a combined control room).<br />
Operation and New Build<br />
From Smart Marketing to Building a New Energy System – Challenges <strong>for</strong> SMR Global Adoption ı John Warden, Ruediger Koenig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
BOX 2: “SMR opportunities and challenges”<br />
The crux of any discussion about SMRs is an interaction between three perspectives: Economic, Industrial, Systemic.<br />
ECONOMICS: How (or if) the benefits of smaller size outweigh the scale efficiencies of GW plants or advantages of other technologies<br />
and so deliver the expected advantages of multi-unit rapid deployment. This should be achieved in a combination of several factors:<br />
• by reducing the SMR unit cost and improving the investment cash flow and risk profile;<br />
• by finding special market segments or applications where SMRs create extra systemic value;<br />
• by optimizing operation and maintenance efficiency.<br />
INDUSTRIAL: In order to reduce unit cost, the design, supply chain and manufacturing model must maximise the ability to simplify<br />
design (i.e. lower cost of materials and assembly) and replicate and deliver quality control. A UK report in 2016 [V] estimated that by<br />
manufacturing 10 units per annum, SMRs could achieve levelized cost parity with large reactors at 5 GWe of total deployment, with<br />
a potential further 20 % CAPEX reduction through design innovation and modern build and manufacturing techniques. Other studies<br />
suggest that the learning curve flattens after 5 – 7 units [VI] . Eventual build rate will be driven by a balance between manufacturing capacity<br />
(at the factory and in the supply chain) and market demand. This requires a successful design to achieve multi-unit manufacture<br />
and deployment and seize as much market share as possible.<br />
SYSTEMIC: In comparison to GW plants which are primarily <strong>for</strong> grid supply, SMRs could be deployed in other locations (e.g. <strong>for</strong>mer<br />
coal plants or at industrial sites) and be better suited <strong>for</strong> other purposes besides power supply (e.g. very high temperature heat) or in<br />
the case of advanced reactors <strong>for</strong> recycling of radioactive substances (waste, plutonium). However, this prospect raises new questions<br />
regarding the licensing of sites, definition and requirement of emergency planning zones as well as local/regional permitting rules and<br />
capacities/capabilities of local/regional authorities to oversee the process.<br />
to reach the abovementioned 640 GWe capacity,<br />
instead of 400 EPRs. In other words, by mitigating<br />
challenges that GW plants confront, the SMR business<br />
model faces challenges that a GW plant does not<br />
(see Box 2 – “SMR opportunities and challenges”).<br />
The SMR conundrum:<br />
In order <strong>for</strong> SMRs to be economically attractive, manufacturing<br />
needs to be at an appropriate consistent,<br />
high throughput level. In order to achieve that level,<br />
vendors and their supply chain need to grow and hold a<br />
sufficient order backlog. This in turn will be difficult to<br />
attain as long as the economic business case is not well<br />
established. – So the question is, what needs to happen<br />
if we are to believe that SMR deployment can happen<br />
at sufficient scale (i.e. significantly more than just one<br />
or two government sponsored pilot projects) and in an<br />
appropriate timescale to support net-zero needs?<br />
In this paper we examine the ability of the market to<br />
support this need <strong>for</strong> fleet deployment and estimate<br />
what market share SMRs can reach, by asking two<br />
questions:<br />
1. What scale of SMR deployment is achievable to<br />
support NZE pathways?<br />
2. What needs to be done to facilitate global SMR<br />
deployment at scale?<br />
What scale of SMR deployment is<br />
achievable to support NZE pathways?<br />
The IEA, in its World Outlook 2022, offers scenarios<br />
<strong>for</strong> <strong>for</strong>ecasting future energy profiles and requirements.<br />
The most aggressive is Net Zero Emissions<br />
(NZE) which targets a limit of 1.5 deg C global temperature<br />
rise and net zero GHG emission by 2050,<br />
and the least aggressive is STEPS, which assumes<br />
existing (2022) policy commitments are kept. Each<br />
of these scenarios assumes a proportion of total demand<br />
is met by nuclear energy, and from these we<br />
estimate that there is a requirement to build by 2050<br />
between 358 and 640 GWe, where only the high end<br />
of this range can meet net zero targets (see Box 3 –<br />
“IEA Scenarios” <strong>for</strong> a summary of the IEA scenarios<br />
and the derivation of these figures).<br />
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 17<br />
Within this range, what size is the likely or necessary<br />
market share <strong>for</strong> SMRs? As of 2023, estimating<br />
the demand <strong>for</strong> SMRs over GW plants is simply a<br />
guess with wide variations in approach in different<br />
regions, as well as demand signals varying between<br />
grid applications and other industrial uses.<br />
We can examine a number of cases <strong>for</strong> global manufacture<br />
and deployment which give us insight into<br />
the future <strong>for</strong> SMRs (see Table 1).<br />
Operation and New Build<br />
From Smart Marketing to Building a New Energy System – Challenges <strong>for</strong> SMR Global Adoption ı John Warden, Ruediger Koenig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 18<br />
BOX 3: “IEA Scenarios”<br />
The IEA examines three scenarios in its 2022 World Energy<br />
Outlook. These are:<br />
STEPS – Stated Policies Scenario – prediction of how the<br />
global energy system evolves assuming current policies, including<br />
the US Inflation Reduction Act, remain in place. STEPS<br />
assumes global nuclear supply of 4260 TWh [VI] in 2050, or 530<br />
GWe capacity.<br />
APS – Announced Pledges Scenario – includes further ambitions<br />
of governments not yet enshrined in policy, and assumes<br />
that pledged targets are met in full. This scenario requires global<br />
nuclear supply of 5103 TWh in 2050.<br />
NZE – Net Zero Emissions by 2050 scenario – the normative<br />
scenario, taking a route to net zero emissions by 2050. This<br />
scenario assumes a nuclear supply by 2050 of 5810 TWh [VII] ,<br />
which the IEA states requires 813 GWe of capacity. Taking<br />
into account the decommissioning of existing plant, the NZE<br />
indicates some 640 GWe of nuclear capacity needs to be built<br />
between 2021 and 2050. The IEA also examines a low nuclear<br />
case of the NZE where nuclear supply falls from 413 GWe in<br />
2022 to 310 GWe in 2050, requiring a similar increase in other<br />
<strong>for</strong>ms of clean energy capacity. It concludes that this scenario<br />
is valid, but would result in higher investment and consumer<br />
costs, additional strain on clean energy supply chains, and higher<br />
exposure to fossil fuel market prices.<br />
The IEA does benchmark the NZE against other published scenarios<br />
<strong>for</strong> nuclear energy and concludes that this scenario is<br />
‘broadly similar to that of the 97 scenarios assessed by the<br />
IPCC that limit warming to 1.5 deg C (with a greater than 50%<br />
probability) with no or limited overshoot’, although the overall<br />
2050 nuclear power output in these scenarios ranged from<br />
1000 TWh to 26000 TWh 1 . As a further comparison, the IEA<br />
notes that in a 2021 IAEA Study, estimates of nuclear capacity<br />
ranged from 830 GWe (high case), similar to the NZE figure, to<br />
415 GWe (low case).<br />
So the IEA models can give us a reasonable estimate of the<br />
upper bound (NZE – the capacity required to meet Net Zero<br />
targets) and lower bound (STEPS – the capacity already envisaged)<br />
of required nuclear capacity to 2050. The IEA report<br />
states that <strong>for</strong> NZE scenario the required capacity to be built<br />
between 2021 and 2050 is 640 GWe, taking into account<br />
a model <strong>for</strong> capacity planned to retire over that period. The<br />
STEPS model does not specifically state a new build requirement<br />
but we can use the stated 2050 capacity requirement of<br />
530 GWe and compare it to the NZE figures to assume a new<br />
build requirement under STEPS of 358 GWe 2 . So in this paper<br />
we will assume the range of new build nuclear capacity<br />
between now and 2050 is 358 – 640 GWe.<br />
1 Our task is made more difficult by different sources choosing to use<br />
either TWh power output or GWe capacity; the conversion is not<br />
always straight<strong>for</strong>ward as the assumed plant capacity factor is not<br />
always quoted.<br />
2 NZE capacity in 2050 is 812 GWe; STEPS capacity in 2050 is 530<br />
GWe; the difference between the two is 282 GWe; subtract this from<br />
the NZE new build requirement of 640 GWe to obtain 358 GWe.<br />
p For example if SMRs are as successful a concept<br />
as some of the excitement in the market suggests,<br />
then the market and investors would pile in,<br />
small plants would dominate the market and<br />
most or all of the NZE 640 GWe requirement to<br />
2050 would be supplied by SMRs (Case 4 in<br />
Table 1). This upper boundary would require in<br />
the order of 6000 SMRs, to be supplied by<br />
between 20 and 80 SMR vendors.<br />
p In another extreme, we estimate the minimum<br />
demand <strong>for</strong> a viable SMR industry to be some<br />
20 GWe <strong>for</strong> SMR capacity to 2050 (Case 1 in<br />
Table 1): this would allow the SMR sector to<br />
realise commercially viable production economies.<br />
If this is not met, then SMRs will not reach<br />
series production, making it unlikely they could<br />
achieve more than niche roles at best. This could<br />
provide commercially viable work <strong>for</strong> between<br />
one and three vendors, depending on how many<br />
units each can build per year. A more optimistic<br />
low case, with 50 GWe SMR capacity by 2050,<br />
would allow <strong>for</strong> between 2 and 7 vendors (Case 2<br />
in Table 1).<br />
Instead of these boundary cases, <strong>for</strong> the purpose of<br />
this article we may consider a moderate Reference<br />
Case at the level of 200 GWe by 2050 (i.e. roughly<br />
2/3 of the IEA STEP case and 1/3 of the IEA NZE<br />
case): this would call <strong>for</strong> some 2000 SMR units to be<br />
manufactured and deployed over 20 years (Case 3<br />
in Table 1) and allow <strong>for</strong> between 7 and 25 vendors,<br />
which may provide a more com<strong>for</strong>table target<br />
market <strong>for</strong> existing SMR designers and a reasonable<br />
global/regional competition and range of applications.<br />
Of note, this Reference Case would call <strong>for</strong> an<br />
average annual completion rate of 100 SMR units<br />
per year, and would likely need upwards of 500 sites<br />
to be developed. Box 4 outlines some of the implications<br />
of this scale of deployment. These orders of<br />
magnitude – and compared to the current stage of<br />
development where neither the designs, the supply<br />
chains, the customers or the regulators nor the energy<br />
and financial markets are ready <strong>for</strong> the scales<br />
in question – demonstrate the size of the challenge<br />
to facilitate an SMR deployment at scale.<br />
What needs to be done to facilitate<br />
SMR deployment at scale?<br />
In order to develop a fleet deployment approach<br />
of sufficient scale, the SMR concept requires solutions<br />
to issues the nuclear sector has not yet solved<br />
or perhaps even traditionally encountered. These<br />
are outlined below; each will need more extensive<br />
discussion in future papers in our series. In market<br />
communications on the potential of SMRs, from<br />
vendors, governments or other proponents, we<br />
have not yet heard compelling answers how these<br />
challenges are being recognized and overcome, although<br />
a number of influential commentators are<br />
raising similar analyses [VIII], [IX], [X] .<br />
– Issue 1 –<br />
The scale and profile of financial support<br />
<strong>for</strong> SMR deployment<br />
The scale of the deployment required to approach<br />
NZE requirements is huge, <strong>for</strong> any technology,<br />
not just nuclear. The SMR concept offers possible<br />
Operation and New Build<br />
From Smart Marketing to Building a New Energy System – Challenges <strong>for</strong> SMR Global Adoption ı John Warden, Ruediger Koenig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
advantages over GW plants in that the capital cost<br />
is spread over multiple units, giving the ability to<br />
use revenue from early units, either through offtake<br />
or asset sale, to fund the ongoing build with more<br />
favorable cash flow and risk profiles.<br />
The first question is unit cost: experience with GW<br />
plants showed that any cost estimates are highly<br />
uncertain. The current GW “Gen III+” plants were<br />
designed to improve on cost – total plant cost and<br />
MWh cost (or LCOE) – over previous “Gen II” and<br />
“Gen III” generations, through simplification and<br />
modularization. Instead, they experienced huge<br />
(> factor 3) cost increases in practice. With 30 years<br />
learning curves GW plants may ultimately bring cost<br />
down to expected levels, but this is an experience<br />
SMRs cannot af<strong>for</strong>d to repeat if they are to achieve<br />
necessary high booking and production rates.<br />
Furthermore, considering the numbers of SMR<br />
units required per year, the financial burden on the<br />
vendors and investment needed is very significant.<br />
SMR capital costs in 2023 are not yet accurately defined<br />
and long-run capital cost will be affected by<br />
numbers, but as shown in Box 4 any deployment<br />
in significant numbers will imply substantial completion<br />
risk – and a need <strong>for</strong> sufficient vendors and<br />
clients able to carry this ef<strong>for</strong>t. Which, if any, entities<br />
have the capacity and desire to absorb such large<br />
investment risk exposure, let alone completion risk, or<br />
even have the balance sheets to allow to carry the workin-progress?<br />
And, as we showed in Box 4, quite large<br />
numbers of such large players would be needed.<br />
BOX 4: Implications of deploying 2000 SMRs<br />
between 2030 and 2050<br />
Case 3 of Table 1 estimates that a global demand of 200 GWe as part of<br />
the NZE pathway will require 10 SMR vendors between them to manufacture<br />
10 SMR units annually <strong>for</strong> 20 years, giving a total of 2000 units<br />
(at 100 MWe mean output each).<br />
Assumptions:<br />
All 2023 prices<br />
Capital cost of each 100 MWe SMR unit - $1bn<br />
Build time – 3 years<br />
Each vendor would have 30 units in the manufacture and build process<br />
at any one time, requiring a cash float of at least $10bn and a completion<br />
risk of $30bn continuously. If manufacturing does not begin in<br />
earnest by 2027, then this cash need will increase by at least 15 % as<br />
the available period to 2047 will reduce.<br />
Over the 20 year period the total required investment in SMRs will be<br />
$2 trillion.<br />
If we assume an average SMR plant site to take 4 * 100 MWe units, i.e.<br />
400 MWe total, this would require 500 sites to be developed, presumably<br />
most or all of these not being previously licensed nuclear sites.<br />
However, note 400 MWe is a fairly high average, since many site needs<br />
will be lower, and except in special use scenarios, larger sites would be<br />
more suitable to GW plants; i.e. the total number of future SMR nuclear<br />
sites could be significantly greater.<br />
If we assume each client on average will buy 10 units, then this Case<br />
requires some 200 clients <strong>for</strong> SMRs globally, each of whom must manage<br />
an exposure of at least $10bn. Some SMR vendors propose a leasing<br />
arrangement, which retains the capital risk with the vendor.<br />
The answer to this Issue will likely require new, bespoke<br />
business models, which might be set up by<br />
Governments and/or Specialized Venture Funds,<br />
and which might build on infrastructure leasing<br />
models or regulated energy monopolies. Some of<br />
the ideas we discussed in our 2021 article in <strong>atw</strong> (XI)<br />
have been taken <strong>for</strong>ward, e.g. in the UK with “Great<br />
British <strong>Nuclear</strong>” – but to date no comprehensive plan<br />
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 19<br />
Tab. 1 – Market Case Scenarios<br />
Four Cases<br />
(1)<br />
Case 1 – minimum capacity <strong>for</strong> one<br />
SMR vendor to achieve commercial<br />
viability<br />
Case 2 – minimum capacity with<br />
multiple vendors<br />
Case 3 – a possible scenario if<br />
SMRs become the technology of<br />
choice and commercially viable<br />
Case 4 – upper bound; all nuclear<br />
capacity is supplied by SMRs<br />
Global nuclear capacity<br />
uplift to be supplied by<br />
SMRs by 2050<br />
(2)<br />
Number of SMR units<br />
required per annum<br />
(average 100 MWe per unit)<br />
(3)<br />
Number of vendors needed to supply the global<br />
market if each vendor produces N units pa<br />
N = 4<br />
(4)<br />
N = 10 N=16<br />
(5)<br />
20 GWe 10 3 1 1<br />
50 GWe 25 7 3 2<br />
200 GWe 100 25 10 7<br />
640 GWe 320 80 32 20<br />
(1) Case 1 is provision of 20 GWe from SMR technology over the period 2030-2050, or 1 GWe per annum, which estimates the lowest realistic SMR requirement where<br />
one vendor can supply the global volume needed to be commercially viable. Case 2 assumes SMRs will supply 50 GWe over the two decades, and illustrates that<br />
between 2 and 7 vendors can supply the market. Case 3 assumes SMRs will supply 200 GWe, a significant proportion of the total requirement but perhaps not<br />
unrealistic if the SMR concept is commercially viable. Case 4 provides figures <strong>for</strong> the number of SMRs and vendors needed to provide the whole 640 GWe NZE<br />
requirement.<br />
(2) We assume that all SMR deployment will take place from 2030 at the earliest, so delivery of capacity will be during the two decades 2030-2050. (Some vendors<br />
state earlier completion dates from around 2026 but these are <strong>for</strong> FOAK units and may not be credible.)<br />
(3) Current SMR designs vary in power output per unit from around 20MWe to 300MWe, with a few, such as the Rolls-Royce SMR, with higher outputs. For ease of<br />
illustration, we assume here that an ‘average’ SMR is 100 MWe.<br />
(4) We assume around 4 units per annum is the lower bound <strong>for</strong> realising cost parity with large plants; below this number it will be more cost effective to build a large<br />
plant. As SMRs are likely to take around 3 years to build, this implies that each vendor will have at least 12 units in their manufacturing pipeline at any one time.<br />
(5) We take here 16 units per annum as a rough upper bound, which would put severe strain on the vendor’s supply chain, with up to 48 in each vendor’s pipeline at<br />
any one time. It also illustrates the limit of the market being able to support multiple vendors in Cases 1 and 2.<br />
Operation and New Build<br />
From Smart Marketing to Building a New Energy System – Challenges <strong>for</strong> SMR Global Adoption ı John Warden, Ruediger Koenig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 20<br />
that could achieve the levels of investment needed<br />
to achieve NZE Targets has yet been presented to the<br />
interested public.<br />
– Issue 2 –<br />
The capacity and agility of the<br />
Supply Chain<br />
To support global SMR deployment at scale, the<br />
supply chain will have to become more agile and<br />
distributed. The most publicised example of a nuclear<br />
supply chain bottleneck is the limited capacity<br />
globally to <strong>for</strong>ge RPV castings, but at each level of<br />
manufacture and supply there are existing supply<br />
chain risks, and a wholescale change in scale and<br />
speed will be needed to support the envisaged SMR<br />
production lines. Even if SMRs may require less demanding<br />
manufacturing capabilities (e.g. reduced<br />
size of <strong>for</strong>gings, which may provide an advantage<br />
<strong>for</strong> SMRs over GW), they will still need to comply<br />
with nuclear grade quality processes (although see<br />
the comment in Issue 7 about areas outside the nuclear<br />
island). Also, <strong>for</strong> many SMR/AR designs, the<br />
fabrication <strong>for</strong> novel nuclear fuel types will need to<br />
be set up from scratch. The global supply chain and<br />
its work<strong>for</strong>ce will also have to grow significantly to<br />
supply both SMR and GW requirements at the same<br />
time as supporting increasing demand in other energy,<br />
technology, and defence sectors.<br />
As experience with GW plants in the last quarter<br />
century has shown, the ef<strong>for</strong>t, cost and risks of<br />
building a nuclear grade supply chain and taking<br />
plant designs from conceptual stage to site specific<br />
fabrication design and execution are significant.<br />
While in the SMR model they can be spread over a<br />
large fleet, the benefits from this model will only<br />
occur if and when a steep learning curve is achieved<br />
on a large scale across several vendors, clients and<br />
sites.<br />
– Issue 3 –<br />
Modifications to Energy Market Design<br />
to accommodate SMR advantages<br />
Current energy market designs do not always compensate<br />
best use of SMR characteristics such as<br />
load following and load shedding. In order to encourage<br />
and support SMR deployment at scale,<br />
energy market mechanisms will have to be revised<br />
to recognise such advantages. If the primary impact<br />
of load following and flexible operation are financial<br />
losses (i.e., a loss of revenue while operating<br />
costs are fixed), this will hurt the business case <strong>for</strong><br />
SMRs in volatile markets. Without other incentives,<br />
investors/operators will not choose SMR technology<br />
with flexible operation as a design feature, losing<br />
some of the advantages of the SMR concept. As<br />
an example, Bruce <strong>Power</strong> (i.e., existing 8-reactor<br />
CANDU facility in Ontario) provides several hundred<br />
MWe of fast-response load following service<br />
to the Ontario grid/market operator, because Bruce<br />
<strong>Power</strong> is compensated <strong>for</strong> this in their power contracts<br />
with the grid/market operator.<br />
– Issue 4 –<br />
The technology implementation risk in<br />
SMR designs still not (fully) eliminated<br />
SMR designs such as GE-Hitachi BWRX-300,<br />
NuScale VOYGR and Westinghouse AP300 rely on<br />
well-understood LWR operating and design principles<br />
and, of current SMR technologies, are likely<br />
to be first to operation, but they aren’t there yet.<br />
Advanced designs use different and novel reactor<br />
technology which brings significant additional development<br />
risk.<br />
So, the introduction of SMR technology implies an<br />
increase in risk over GW plants in two areas: firstly,<br />
getting a first-of-a-kind (FOAK) SMR unit licensed<br />
and in operation will mean a lot of work and risk<br />
that would not be present in a proven GW design 2 ;<br />
this is especially pertinent <strong>for</strong> advanced technologies.<br />
Secondly, these new SMR designs do not have<br />
the 60+ years of operating and maintenance learning<br />
that is present <strong>for</strong> proven GW designs, increasing<br />
risk of cost and per<strong>for</strong>mance issues after commercial<br />
operation of SMR units.<br />
This also leads to questions <strong>for</strong> investor decision<br />
making: Advanced reactors offer additional benefits,<br />
whether safety features, special capabilities<br />
(e.g. consuming radioactive wastes or nuclear materials,<br />
generating high temperatures), and/or less<br />
operational risk - but they still carry more development<br />
uncertainty. Is it better to move fast with more<br />
traditional designs or hold out <strong>for</strong> later but more favourable<br />
assets?<br />
– Issue 5 –<br />
Alignment of design and site licensing<br />
requirements across jurisdictions<br />
In other sectors such as aviation, automotive and<br />
maritime transport, regulations and essential design<br />
requirements are largely common across global jurisdictions.<br />
Despite ef<strong>for</strong>ts since more than 25 years<br />
to harmonize international licensing requirements,<br />
the need remains to address each country’s nuclear<br />
2 Of note, some SMR vendors offer SMR designs which are based on already licensed GW designs, such as GE-Hitachi BWRX-300 (based on ESBWR, licensed but not<br />
built) and Westinghouse AP300 (based on AP1000, licensed and built, and AP600, licensed but not built). The link to licensed GW designs may lower the time, ef<strong>for</strong>t,<br />
and cost to license these SMR versions.<br />
Operation and New Build<br />
From Smart Marketing to Building a New Energy System – Challenges <strong>for</strong> SMR Global Adoption ı John Warden, Ruediger Koenig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
regulatory requirement ab initio and provide safety<br />
justification in a different <strong>for</strong>m to a different philosophy.<br />
This adds significant cost and risk to any<br />
nuclear power plant design and subsequent deployment.<br />
To deliver sufficient nuclear capacity <strong>for</strong> NZE,<br />
whether SMR or GW, regulators would need to move<br />
to align their essential needs to allow more efficient<br />
licensing of technology designs, and allow common<br />
work across some aspects of site licensing such as<br />
cooling, ground requirements and grid connection.<br />
Real progress will require fundamental shifts in<br />
public acceptance and legal and regulatory frameworks,<br />
but it is noted that moves to harmonise and<br />
share regulatory in<strong>for</strong>mation are increasingly being<br />
explored [VII] and this is welcomed.<br />
– Issue 6 –<br />
Successful SMR deployment will encompass<br />
significantly more nuclear sites<br />
An SMR success story will involve thousands of<br />
units and hundreds of sites, in unconventional surroundings,<br />
putting new organizational demands<br />
on local/regional authorities. Multi-site, multi-unit<br />
deployment is site-specific and <strong>for</strong> SMRs involves siting<br />
closer to densely populated and industrial sites,<br />
with corresponding new permitting challenges.<br />
need to develop agile, fast deployment <strong>for</strong> ultra-safe<br />
SMRs at sites which may be near to communities<br />
and <strong>for</strong> uses which are new to nuclear. Above all<br />
else, this culture, across all stakeholders and the<br />
public, will have to change if SMRs are to reach their<br />
potential.<br />
For example, a traditional nuclear site is a wasteland<br />
of concrete and steel, designed to make it easy<br />
to avoid and clean up contamination. But an operational<br />
SMR site, with zero emissions, little noise,<br />
limited on site movement and proven safety, may<br />
seek to move away from such a look; indeed, some<br />
vendors, such as Rolls Royce SMR and Oklo, are depicting<br />
in marketing material their SMR sites with<br />
green landscaping and trees. Perhaps we should<br />
develop SMR sites with fruit trees, beehives and<br />
wildlife havens to burnish their green credentials<br />
and prove to the local community that the risk of<br />
contamination is at an acceptable low level? Could<br />
the plant areas outside the nuclear island be subject<br />
to standards less onerous than existing nuclear<br />
quality requirements? Perhaps a two-tier system of<br />
risk assessment needs to be developed, <strong>for</strong> SMRs<br />
and <strong>for</strong> GW; although this would likely be more<br />
acceptable in countries that don’t yet have an established<br />
nuclear (safety) culture.<br />
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 21<br />
This involves significant local regulatory time, cost,<br />
and risk – and these will scale more or less proportionally<br />
to the number of sites. Identifying and<br />
developing these sites will be a huge challenge and<br />
to be succesful will require regulatory and cultural<br />
(see Issue 7) changes as well as sufficiently qualified<br />
resources at vendors, clients, authorities. This is in<br />
addition to the huge required growth in other energy<br />
sources such as GW plant, renewables, hydrogen<br />
and the energy infrastructure <strong>for</strong> transportation,<br />
distribution, storage and use.<br />
Introducing nuclear power plants globally to regions,<br />
countries and sites without existing nuclear<br />
infrastructure also may raise new practical, political<br />
and ethical questions on e.g. waste management<br />
and non-proliferation.<br />
– Issue 7 –<br />
<strong>Nuclear</strong> industry culture is driven by<br />
excess risk aversion<br />
The nuclear sector, and its associate functions in<br />
national regulation and government policy, were<br />
developed to support GW plants. This, along with<br />
the well-known GW accidents, has over decades<br />
instilled a culture of ‘large megaprojects’, extreme<br />
risk aversion, stovepiping, ‘nuclear is different’, and<br />
public scepticism. Such a culture runs counter to the<br />
Perhaps the public acceptance of nuclear energy<br />
will grow as risk perceptions change. Perhaps the<br />
advantages and necessity of clean, cost-effective,<br />
reliable energy from SMRs will become more accurately<br />
defined in the context of climate change and<br />
new energy supply challenges. Yet, as with all culture<br />
changes, this will be a significant challenge with<br />
considerable political and societal implications and<br />
obstacles, but must be addressed in concert by all<br />
stakeholders if SMRs are to reach scale.<br />
– Issue 8 –<br />
Competition from fusion<br />
Looming on the horizon is the promise of fusion<br />
energy, the only other technology which offers the<br />
same prospect of high-density, dispatchable energy.<br />
Private investment in excess of USD 3 billion in the<br />
last 2 years is spurring growth and governments are<br />
providing funding <strong>for</strong> private developers in addition<br />
to big international programs (as ITER). Near term<br />
(the next 2–3 years) demonstration machines are<br />
expected to demonstrate proof of concept <strong>for</strong> these<br />
technologies. Private developers are pointing to the<br />
end of this decade to early in the next decade <strong>for</strong><br />
their fusion powered machines to deliver electricity,<br />
similar to the target deployment dates <strong>for</strong> many<br />
SMR vendors; this implies that the window of opportunity<br />
<strong>for</strong> SMR fission energy may be short-lived.<br />
Operation and New Build<br />
From Smart Marketing to Building a New Energy System – Challenges <strong>for</strong> SMR Global Adoption ı John Warden, Ruediger Koenig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, OPERATION ECONOMY AND NEW AND BUILD LAW 22<br />
Or will fusion remain "the next great thing always<br />
30 years away"? We will explore these prospects in<br />
our next article in this series in the upcoming <strong>atw</strong><br />
5/23.<br />
Conclusion<br />
The need to increase global clean energy production<br />
capacity to meet NZE targets is a significant<br />
challenge. The IEA 2022 scenarios indicate a<br />
need of up to 640 GWe new nuclear capacity to be<br />
built between now and 2050. Whilst we cannot<br />
predict what proportion of that need can or will<br />
be met by SMRs, we can estimate that a minimum<br />
of a few tens of GW will be required to reach any<br />
semblance of commercial viability <strong>for</strong> the SMR<br />
concept. This implies that SMRs must rapidly<br />
demonstrate clear advantages over GW plants<br />
and other energy sources in order to grow sufficient<br />
market share by 2030, and to thrive in a<br />
crowded energy market and perhaps, in the next<br />
decade, compete with fusion energy.<br />
In order to leverage the potential advantage of<br />
the SMR concept, the supply chain, energy systems<br />
and global regulatory regime need to be updated.<br />
These changes will need to be put in train<br />
early to encourage the growth in market share.<br />
To enable and sustain its growth and be able to<br />
deploy number of units at a scale to make a dent<br />
in the NZE targets, the SMR concept must quickly<br />
generate credible financial support to provide at<br />
least $10bn risk capital backing per client and<br />
vendor, <strong>for</strong> a large number of clients and sites.<br />
This is likely to need government or specialized<br />
fund intervention and will need to be in place as<br />
we approach the end of the decade to allow manufacturing<br />
volumes to develop.<br />
References<br />
[I] <strong>International</strong> Energy Agency, <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong> and Secure Energy Transitions: from today’s<br />
challenges to tomorrow’s clean energy systems, revised version Sep 2022,<br />
https://iea.blob.core.windows.net/assets/016228e1-42bd-4ca7-bad9-a227c4a40b04/<strong>Nuclear</strong><strong>Power</strong>andSecureEnergyTransitions.pdf<br />
accessed 4 May 2023.<br />
[II]<br />
https://ieefa.org/articles/european-pressurized-reactors-nuclear-powers-latest-costly-anddelayed-disappointments<br />
accessed 29 May 2023<br />
[III] https://aris.iaea.org/Publications/SMR_booklet_2022.pdf , accessed 22 April 2023.<br />
[IV]<br />
https://www.theguardian.com/technology/2015/nov/10/betamax-dead-long-live-vhs-sonyend-prodution<br />
accessed 23 April 2023.<br />
[V] Small Modular Reactors: Can building nuclear power become more cost-effective? EY 2016,<br />
https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_<br />
data/file/665300/TEA_Projects_5-7_-_SMR_Cost_Reduction_Study.pdf accessed 7 Mar 2023<br />
[VI] Mignacca, B. and Locatelli, G., Economics and finance of Small Modular reactors: a systematic<br />
review and research agenda; Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol 118, 2020.<br />
[VII] All TWh figures from IEA World Energy Outlook 2022, p281, Table 6.1 Global electricity<br />
demand and supply by scenario, p281<br />
[VIII] McKinsey: https://www.mckinsey.com/industries/electric-power-and-natural-gas/ourinsights/what-will-it-take-<strong>for</strong>-nuclear-power-to-meet-the-climate-challenge<br />
Accessed 26 May<br />
2023.<br />
[IX] Wood Mackenzie: https://www.woodmac.com/horizons/making-new-nuclear-power-viablein-the-energy-transition/.<br />
[X] “Are SMRs on the cost curve?”; Janet Wood, <strong>Nuclear</strong> Engineering <strong>International</strong>, 4 May 2023,<br />
https://www.neimagazine.com/features/featureare-smrs-on-the-cost-curve-10815013/<br />
accessed 25 May 2023<br />
[XI] <strong>Nuclear</strong> New Build – How to Move Forward, Koenig/Kee, <strong>atw</strong> Vol. 66 (2021), Issue 1, from<br />
page 9. https://nuclear-economics.com/wp-content/uploads/2022/04/2021-01-<strong>atw</strong>-nuclearnew-build-how-to-move-<strong>for</strong>ward-NECG.pdf<br />
[VII] CNSC: https://www.canada.ca/en/nuclear-safety-commission/news/2023/05/the-international-nuclear-regulators-association-inrastatement-on-small-modular-reactors-and-international-collaboration.html<br />
accessed 26 May 2023.<br />
AUTHORS<br />
This article is a collaboration between John Warden (UK) and Ruediger<br />
Koenig (EU) with participation by Edward Kee (USA) of <strong>Nuclear</strong> Economics<br />
Consulting Group (NECG, www.nuclear-economics.com ):<br />
John Warden<br />
NECG Affiliated Consultant<br />
jmw@nuclear-economics.com<br />
Based in the UK, John Warden is an expert in structuring and financing nuclear<br />
projects, with special interest in SMR and advanced reactor technologies, as well<br />
as advising on skills and strategic work<strong>for</strong>ce development in the nuclear and<br />
engineering construction sectors. John is a Director of Greensabre Consulting and<br />
was previously CEO of the <strong>Nuclear</strong> Institute, a Royal Navy submariner, reactor<br />
physicist and nuclear engineer.<br />
See https://nuclear-economics.com/john-warden/<br />
The success of SMR deployment at scale requires<br />
a change in culture from all stakeholders. SMRs<br />
need a manufacturing and volume mindset more<br />
akin to the aerospace or shipbuilding sectors; and<br />
the general public as well as politicians and regulators<br />
would need to accept this change in approach.<br />
Without this, it may be that the SMR concept<br />
will not reach the scale needed to support its<br />
vendors, and will fail or at least not be able to<br />
contribute in a meaningful way to NZE targets.<br />
The as yet unsolved challenge we see is that all of<br />
these building blocks are interdependent and<br />
need to be in place on a large global scale, in the<br />
near <strong>for</strong>eseeable future, in order <strong>for</strong> SMRs to be<br />
able to contribute the Net Zero targets in a meaningful<br />
way.<br />
Ruediger Koenig<br />
NECG Affiliated Consultant<br />
rk@ruediger-koenig.com<br />
Rudy Koenig supports market players in the clean energy industrial value chain,<br />
structuring complex business transactions in large capital projects and managing<br />
lean business operations. He has held executive responsibilities <strong>for</strong> suppliers in<br />
the nuclear front- and back-end and has helped a large utility investor develop<br />
and ultimately sell several nuclear new build projects. His current main business<br />
theme is The Transition Gap, i.e. the holistic challenge that decommissioning and<br />
regeneration (incl. SMRs) constitute in the critical chain of the energy transition.<br />
Rudy works closely with JACOBS <strong>for</strong> their European growth strategy.<br />
See https://nuclear-economics.com/ruediger-koenig/<br />
Operation and New Build<br />
From Smart Marketing to Building a New Energy System – Challenges <strong>for</strong> SMR Global Adoption ı John Warden, Ruediger Koenig
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<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
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Der Betrieb von kommerziellen Kernkraftwerken in Deutschland ist seit dem 15. April dieses Jahres nach<br />
Ablauf der gesetzlich vorgegebenen Frist (vorerst) Geschichte. Angesichts dessen mag es abwegig erscheinen,<br />
sich Gedanken über einen Neubau von Reaktoren hierzulande zu machen; ein solcher spielt, soweit<br />
bekannt, auch keinerlei Rolle in den Überlegungen der Energieversorgungsunternehmen, die sämtlich die<br />
Entscheidung der Politik zum Ausstieg, die im Atomgesetz verbindliche Form angenommen hat, akzeptiert<br />
und sich (unvermeidlich) anderweitig orientiert haben. Wollte man sich jedoch an Gedankenspielen über<br />
Optionen eines künftigen Neubaus versuchen und erste juristische Überlegungen dazu anstellen, so käme<br />
schnell ein Bereich ins Blickfeld, der vielleicht nicht ganz so völlig fernliegend ist wie andere Konstellationen:<br />
der Bau von Small Modular Reactors (SMRs) zur autarken Energieversorgung von Industrieunternehmen.<br />
SMRs sind bekanntlich Reaktoren, die zum einen<br />
durch ihre (geringe) Kapazität – laut der Definition<br />
der IAEO bis maximal 300 MWe – und zum<br />
anderen (und vor allem) durch ihre Modularität<br />
charakterisiert werden. Mit dem letzteren Begriff<br />
ist bei vielen Modellen gemeint, dass sich eine Anzahl<br />
von Reaktoren zu einem einheitlichen Kraftwerk<br />
zusammenfügen lassen. Das ermöglicht eine<br />
flexible und – wenn z. B. zur Erleichterung der<br />
Finanzierung gewünscht – zeitlich gestaffelte Installation<br />
der ge<strong>for</strong>derten Kapazität (z. B. 400 MW<br />
aus acht Einheiten à 50 MW).<br />
Zugleich steht „modular“ für<br />
den Aspekt, dass wesentliche<br />
Baugruppen der Reaktoren als<br />
Module in einer Fabrik hergestellt<br />
werden und am Einsatzort<br />
dann nur noch zusammengebaut<br />
werden müssen; das<br />
macht das Bauvorhaben natürlich<br />
sehr viel einfacher und<br />
berechenbarer. Der Brennstoff würde mitgeliefert<br />
und würde bei manchen Konzepten sogar für die<br />
gesamte Betriebsdauer von einigen Jahrzehnten<br />
reichen.<br />
Auch der Betrieb solcher SMRs wäre deutlich<br />
vereinfacht, man bräuchte keine spezialisierten<br />
Betreiberorganisationen mit Hunderten von Experten.<br />
Das Risikopotential wäre im Vergleich<br />
mit Großkraftwerken schon durch das viel geringere<br />
Inventar deutlich kleiner; auch nehmen die<br />
Entwickler und Hersteller für sich in Anspruch,<br />
durch passive und auf Naturgesetzen basierende<br />
Sicherheitssysteme die Wahrscheinlichkeit einer<br />
In vielen Ländern planen<br />
energieintensive Unternehmen<br />
SMRs für die eigene<br />
Stromversorgung …<br />
Freisetzung auch noch dieses geringen Inventars<br />
gegenüber dem heutigen Stand weiter zu verringern.<br />
Schließlich basieren viele SMR-Designs auf<br />
neuen, innovativen Techniken, die sich von der bisher<br />
überwiegenden Leichtwasserreaktortechnik<br />
für die großen Anlagen unterscheiden.<br />
Aufgrund dieser Eigenschaften bieten sich den<br />
SMRs künftige Einsatzgebiete, die deutlich über<br />
die Zweckbestimmung der bestehenden Leistungsreaktoren<br />
– im Wesentlichen die Grundlast-<br />
Einspeisung ins Netz – hinausgehen.<br />
Zu diesen potentiellen<br />
neuen Einsatzgebieten zählt<br />
die Zurverfügungstellung von<br />
Strom oder Prozessdampf bzw.<br />
-wärme für Industrieunternehmen<br />
mit hohem Energiebedarf.<br />
Dieser Aspekt stellt sich international<br />
immer mehr als ein<br />
ganz wesentlicher Treiber für<br />
die Implementierung von SMR-Projekten heraus:<br />
Industrieunternehmen kooperieren mit SMR-Anbietern<br />
und entwickeln Konzepte zur autarken<br />
Energieversorgung. So hat etwa die polnische<br />
KGHM Polska Miedź SA, ein großer Kupfer- und<br />
Silberverarbeiter, am 14. April dieses Jahres einen<br />
Antrag auf eine Grundsatzgenehmigung („Decision-in-principle“)<br />
für einen SMR des US-Typs<br />
NuScale VOYGR gestellt, der aus sechs Einheiten<br />
à 77 MWe bestehen soll. 1 Wenige Tage später, am<br />
17. April, stellte Orlen Synthos Green Energy sieben<br />
Standorte in Polen vor, deren Geologie untersucht<br />
wird mit dem Ziel, Reaktoren der Baulinie<br />
BWRX-300 von GE Hitachi <strong>Nuclear</strong> Energy zu<br />
1 WNN vom 18. April 2023; https://www.world-nuclear-news.org/Articles/KGHM-seeks-approval-<strong>for</strong>-SMR-project.<br />
Spotlight on <strong>Nuclear</strong> Law<br />
SMRs als Option für Industrieunternehmen in Deutschland? ı Christian Raetzke
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
bauen, u.a. zur Versorgung von Industrieparks<br />
und zur Bereitstellung von Fernwärme. 2 Ähnliche<br />
Meldungen kommen aus den USA. 3 In Frankreich<br />
und Tschechien scheinen die ersten SMR-Projekte<br />
eher von den jeweiligen Energieversorgern EDF<br />
und ČEZ getrieben, dennoch gibt es auch dort entsprechende<br />
Überlegungen seitens großer Industrieunternehmen,<br />
etwa Škoda <strong>Power</strong>. 4<br />
<strong>International</strong> ordnen sich SMRs ein in das angesichts<br />
der Energiekrisen anwachsende Bedürfnis<br />
von Industrieunternehmen, sich autark mit<br />
Strom oder anderer Energie zu versorgen. Die<br />
Stromautarkie kann in vielen Fällen zwar auch<br />
mit Erneuerbaren erreicht werden;<br />
angesichts der geringen<br />
Energiedichte der Photovoltaik<br />
oder der Windenergie, die<br />
große Flächen benötigen, und<br />
der Notwendigkeit kosten- und<br />
platzintensiver Speicherung<br />
zum Ausgleich der Volatilität<br />
stößt man hier jedoch an Grenzen.<br />
Ein kompakter, rund um<br />
die Uhr Strom oder Prozesswärme produzierender<br />
SMR hat bei nüchterner Betrachtung viele Vorteile<br />
und ist in der Gesamtbilanz genauso klimaschonend<br />
wie die Erneuerbaren. Insofern erstaunt diese<br />
Entwicklung in Ländern, die der Kernenergie<br />
generell aufgeschlossener gegenüberstehen, nicht.<br />
Dass sich deutsche Industrieunternehmen diesem<br />
Trend anschließen könnten und dürften, scheint<br />
zunächst utopisch. Doch mag es sich durchaus lohnen,<br />
sich der Thematik differenziert zu nähern.<br />
Zum einen kann man die Tatsache betrachten, dass<br />
SMRs in vielen Ländern, auch in Nachbarländern<br />
Deutschlands, gewünscht sind und sich, wie beschrieben,<br />
in der Projektierungsphase befinden.<br />
Ein deutsches Unternehmen, das in Ländern wie<br />
Polen, Tschechien oder Frankreich eine Betriebsstätte<br />
oder ein Tochterunternehmen hat, könnte<br />
dort in entsprechende Planungen eintreten.<br />
Für Betriebsgelände in Deutschland ist die Situation<br />
offenkundig schwieriger. Bei Grenznähe könnte<br />
man auf die Idee kommen, einen SMR hinter der<br />
Grenze zu bauen und eine Leitung zu legen; das<br />
wäre allerdings politisch, medial und juristisch mit<br />
vielen Heraus<strong>for</strong>derungen verbunden.<br />
Der deutsche Gesetzgeber<br />
wäre nicht gehindert,<br />
in Deutschland SMRs zur<br />
Stromerzeugung (wieder)<br />
zuzulassen …<br />
Aber ist es denn vollkommen utopisch, an einen<br />
SMR in Deutschland zu denken? Es ist allgemein<br />
bekannt, dass das Atomgesetz den Neubau von<br />
Kernkraftwerken verbietet. Schaut man genauer<br />
hin (§ 7 Abs. 1 Satz 2 Atomgesetz), so ist allerdings<br />
nur eine Neugenehmigung für Reaktoren<br />
„zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität“<br />
ausgeschlossen. Das Verbot erfasst seinem Wortlaut<br />
nach also keine SMRs, die Prozessdampf oder<br />
-wärme liefern; und selbst bei stromerzeugenden<br />
SMRs könnte man über das Merkmal der „gewerblichen<br />
Erzeugung von Elektrizität“ streiten, wenn<br />
die Elektrizität nicht verkauft, sondern für eigene<br />
betriebliche Zwecke oder für die Herstellung<br />
eines anderen Energieträgers<br />
wie Wasserstoff in einem integrierten<br />
Gesamtprozess bereitgestellt<br />
werden soll.<br />
Der Ausstiegsgesetzgeber von<br />
2002, der das Verbot <strong>for</strong>muliert<br />
hat, hat zwar sicherlich noch<br />
nicht an SMRs gedacht; ihm<br />
ging es damals um die von den<br />
EVU betriebenen großen Kernkraftwerke in Abgrenzung<br />
zu Forschungsreaktoren, bei denen ein<br />
Neubau weiterhin möglich sein sollte. 5 Dennoch<br />
kann man den sprachlich eindeutigen Gesetzeswortlaut<br />
nicht beiseiteschieben; eine Analogie zur<br />
Ausweitung des Verbotes auf damals noch nicht in<br />
Betracht gezogene Anwendungen der Kernenergie<br />
erschiene nicht zulässig. 6 Letztlich hat der Gesetzgeber<br />
immer die Möglichkeit, aus gegebenem Anlass<br />
das Gesetz zu ändern und „nachzuschärfen“,<br />
um das Verbot auf neue Entwicklungen zu erweitern,<br />
wenn er es denn für er<strong>for</strong>derlich hält.<br />
Und genau aus diesem Grund wäre es tatsächlich<br />
wenig ratsam, heute einen Antrag auf Genehmigung<br />
eines SMR zur Wärme- oder Wasserstofferzeugung<br />
nach § 7 AtG zu stellen, auch wenn dieser<br />
theoretisch positiv zu bescheiden wäre, sofern für<br />
das konkrete Projekt das Vorliegen der in § 7 Abs. 2<br />
AtG aufgeführten Genehmigungsvoraussetzungen<br />
nachgewiesen werden kann, was grundsätzlich<br />
machbar erscheint (das sog. Versagungsermessen<br />
im Rahmen des § 7 AtG soll hier nicht erörtert werden<br />
– das wäre ein eigenes Thema). Solange die jeweils<br />
amtierende Bundesregierung am „Atomausstieg“<br />
im Sinne einer politischen Ablehnung jeglicher<br />
gewerblichen Kernspaltung in Deutschland<br />
SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 25<br />
2 https://osge.com/en/first-potential-sites-announced.<br />
3 Betreffend das Stahlunternehmen Nucor Corporation: https://www.world-nuclear-news.org/Articles/Steel-maker-considers-use-of-NuScale-SMRs-at-its-m.<br />
4 https://www.world-nuclear-news.org/Articles/UK-minister-joins-Rolls-Royce-SMR-<strong>for</strong>-Czech-talks.<br />
5 Siehe die Begründung des Gesetzentwurfs, BT-Drs. 14/6890, S. 20 f.<br />
6 Eine Analogie -hier: für eine Erstreckung des Verbots auf andere kerntechnische Anlagen – wird ebenfalls abgelehnt von Posser in Hennenhöfer/Mann/Pelzer/Sellner,<br />
AtG/PÜ, Kommentar, 2021, § 7 AtG Rn. 15.<br />
Spotlight on <strong>Nuclear</strong> Law<br />
SMRs als Option für Industrieunternehmen in Deutschland? ı Christian Raetzke
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW 26<br />
festhält, wäre es dem Gesetzgeber ein Leichtes,<br />
eine als solche empfundene „Lücke“ in § 7 Abs. 1<br />
Satz 2 AtG mit Bezug auf SMRs durch eine neue,<br />
weiter gefasste Formulierung zu schließen. Auch<br />
wäre für ein Industrieunternehmen gegenwärtig<br />
das Risiko sicherlich zu hoch, durch die Bestellung<br />
eines „Atomkraftwerks“ den Widerstand bestimmter<br />
gesellschaftlicher Gruppen hervorzurufen und<br />
sich einer ungünstigen Berichterstattung durch die<br />
Medien ausgesetzt zu sehen.<br />
Daher ist perspektivisch die Bestellung eines<br />
SMR durch ein Industrieunternehmen nur denkbar,<br />
wenn die Politik mehrheitlich mitmacht und<br />
eine breite gesellschaftliche Akzeptanz für SMRs<br />
entsteht. Dies setzt voraus, dass es gelingt, SMRs<br />
dank ihrer neuartigen Eigenschaften in der Wahrnehmung<br />
der Öffentlichkeit von den bisherigen<br />
Kernkraftwerken abzugrenzen und sie als klimaschonende<br />
„grüne“ Innovation und Chance statt<br />
als „Hochrisikotechnologie“ zu etablieren. <strong>International</strong><br />
scheint eine solche Entwicklung im Gange;<br />
der Verfasser war erstaunt, kürzlich auf einer<br />
Reise durch Polen auf der Autobahn großen Plakaten<br />
von Orlen (s.o.) zu begegnen, auf denen mit der<br />
Abbildung eines SMR, der sich in eine idyllische<br />
Landschaft einfügt, für umweltschonende und<br />
innovative Stromerzeugung geworben wird. In<br />
Deutschland ist es bis dahin noch ein weiter Weg;<br />
aber angesichts der erstaunlichen Entwicklungen,<br />
die sich nach Beginn des russischen Angriffs auf<br />
die Ukraine und nach Einsetzen der Energiekrise<br />
in der Diskussion um Kernenergie hierzulande innerhalb<br />
weniger Monate ergeben haben, scheint<br />
ein solcher Wandel der Anschauungen, zumal<br />
über einen längeren Zeitraum, nicht mehr völlig<br />
utopisch. Eine weltweite Einführung von SMRs<br />
und Neubauvorhaben „in Sichtweite“ in Frankreich<br />
oder Polen, die den dort ansässigen Unternehmen<br />
Wettbewerbsvorteile verschaffen, werden sich<br />
auch auf die Stimmung in Deutschland auswirken.<br />
Heft 1/2023 der <strong>atw</strong> ausgeführt. 7 Die Instrumente<br />
des AtG für die Genehmigung von Errichtung und<br />
Betrieb von Reaktoren – von den Genehmigungsvoraussetzungen<br />
des § 7 Abs. 2 AtG bis zu den Verfahrensregelungen<br />
in der Atomrechtlichen Verfahrensverordnung<br />
(AtVfV) – sind noch vorhanden;<br />
gewisse Anpassungen dieser Regelungen wären,<br />
wenn es soweit ist, sicherlich zu diskutieren, um<br />
den Eigenheiten der SMRs gerecht zu werden.<br />
Jedoch ist dies alles erst einmal Spekulation und<br />
Zukunftsmusik. Man wird die weitere Entwicklung<br />
in mittlerer und ferner Zukunft abwarten müssen;<br />
einstweilen finden die entscheidenden Entwicklungen<br />
im Ausland statt. Aber vielleicht wird<br />
Deutschland doch irgendwann einmal wieder den<br />
Anschluss an die internationale Nutzung der Kernenergie<br />
und an die Entwicklung des internationalen<br />
Atomrechts in dieser Hinsicht finden.<br />
Autor<br />
Dr. Christian Raetzke<br />
Rechtsanwalt<br />
Leipzig<br />
christian.raetzke@conlar.de<br />
Dr. Christian Raetzke ist Rechtsanwalt und seit über 20 Jahren im Atom- und<br />
Strahlenschutzrecht tätig. Von 1999 bis 2011 arbeitete er für die E.ON Kernkraft<br />
(heute PreussenElektra) in Hannover. 2011 ließ er sich als Rechtsanwalt mit<br />
eigener Kanzlei in Leipzig nieder. Er veröffentlicht regelmäßig rechtswissenschaftliche<br />
Beiträge und ist Dozent auf Seminaren und an internationalen Fortbildungseinrichtungen<br />
zum Atom- und Strahlenschutzrecht.<br />
Juristisch gibt es für die Bestellung von SMRs<br />
durch deutsche Industrieunternehmen, sofern sie<br />
eines Tages politisch geklärt sein sollte, keine unüberwindlichen<br />
Hindernisse. Der Gesetzgeber ist<br />
frei, das Neubauverbot ganz oder teilweise aufzuheben.<br />
Das Grundgesetz steht einer Wiedereinführung<br />
der (kommerziellen) Kernenergie in Deutschland<br />
nicht entgegen, sofern der Maßstab der „nach<br />
dem Stand von Wissenschaft und Technik er<strong>for</strong>derlichen<br />
Vorsorge gegen Schäden“ gewahrt bleibt;<br />
das hat der Verfasser bereits in seinem Beitrag in<br />
7 Raetzke, Kernenergie und Grundrechte – Zur 19. AtG-Novelle, <strong>atw</strong> Ausgabe 1/2023, S. 42; ausführlicher ders., Laufzeitverlängerung und Grundgesetz – Zur 19.<br />
Novelle des Atomgesetzes, NVwZ 2023, S. 145.<br />
Spotlight on <strong>Nuclear</strong> Law<br />
SMRs als Option für Industrieunternehmen in Deutschland? ı Christian Raetzke
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Energiespeicher – Ein Überblick<br />
Kai Dürfeld<br />
Die Bundesregierung hat beschlossen, den Bruttostromverbrauch bis zum Jahr 2030 zu 80 Prozent aus<br />
erneuerbaren Quellen zu speisen. Anders als fossile Energieträger oder Kernenergie sind Sonne und Wind<br />
allerdings nicht grundlastfähig. Nachts funktioniert keine Solarzelle und bei Flaute dreht sich kein Windrad.<br />
Natürlich kann einerseits das europäische Netz für einen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage<br />
sorgen. Und auch die intelligente Nutzung elektrische Energie kann sicher ihren Teil beitragen. Doch schon<br />
die laute Überlegung, Elektroautos und Wärmepumpen in Phasen mangelnder Energieerzeugung zwangsweise<br />
abzuschalten, stößt auf wenig Gegenliebe und zeigt die Brisanz des Themas. Energieexperten sind sich<br />
deshalb einig: Ohne Speicher wird der Umstieg auf erneuerbare Energien nicht funktionieren. Doch welche<br />
Möglichkeiten gibt es überhaupt, um elektrische Energie zu speichern und wie ist der Entwicklungsstand<br />
der einzelnen Technologien? Dieser Artikel soll einen Überblick geben.<br />
Eine Möglichkeit, die Speicher zu kategorisieren, ist<br />
der Blick auf die Speicherdauer. Nachfolgend wollen<br />
wir drei Gruppen unterscheiden: Die Leistungsspeicher<br />
dienen in erster Linie der Stabilisierung des<br />
Netzes. Sie müssen kurzfristige Schwankungen im<br />
Bereich weniger Millisekunden bis hin zu einigen<br />
Minuten ausgleichen können. Verschiebespeicher<br />
wiederum sorgen dafür, dass Stromangebot und<br />
Nachfrage über den Tag ausgeglichen werden. Zu<br />
guter Letzt dienen Langzeitspeicher dazu, Energie<br />
über Tage und Wochen zu speichern und damit<br />
saisonale Schwankungen abzumildern. Dabei ist<br />
die Speicherung von Energie in aller Regel mit<br />
der Umwandlung von einer Form in eine andere<br />
verbunden. Deshalb sollen uns die verschiedenen<br />
Energie<strong>for</strong>men als roter Faden dienen, an dem wir<br />
uns bei unserer Reise durch die Welt der Speicher<br />
entlangbewegen.<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY ENERGY AND SYSTEMS LAW 27<br />
Keine Regel ohne Ausnahme<br />
Beginnen wir mit einer Ausnahme vom gerade<br />
Gesagtem – den elektrischen Speichern. Denn bei<br />
diesen findet keine Umwandlung in eine andere<br />
Energie<strong>for</strong>m statt. Stattdessen wird die Energie im<br />
elektromagnetischen Feld gespeichert. Was sich<br />
auf den ersten Blick vielleicht der Vorstellungskraft<br />
entzieht, kennen wir von all den vielen Elektrogeräten,<br />
die uns im Alltag begleiten. In ihnen arbeiten<br />
Kondensatoren, die Energie speichern und wieder<br />
abgeben.<br />
Das funktioniert so: Wird Gleichstrom an zwei von<br />
einer isolierenden Schicht getrennten Elektroden angelegt,<br />
baut sich ein elektrisches Feld auf. Das bleibt<br />
auch nach Abschalten des Stroms erhalten – zumindest<br />
für eine gewisse Zeit. Die darin gespeicherte<br />
Energie wird beim Entladen wieder abgegeben. Das<br />
| Kondensatoren Axiale und radiale Bau<strong>for</strong>m.<br />
Foto: SECH SA<br />
kann in sehr kurzer Zeit geschehen, sodass sich Kondensatoren<br />
vor allem als Leistungsspeicher – zum<br />
Beispiel in unterbrechungsfreien Stromversorgungen<br />
(USV) – eignen. Eine Weiterentwicklung stellen<br />
Superkondensatoren und Ultrakondensatoren dar.<br />
Diese nutzen neben der statischen Elektrizität<br />
eines elektrischen Feldes zusätzlich noch elektrochemische<br />
Effekte. Ihre Energiedichte beträgt nur<br />
etwa ein Zehntel einer gleichschweren Batterie.<br />
Allerdings übertrifft ihre Leistungsdichte diese bis<br />
zum Faktor hundert. Das heißt, sie speichern zwar<br />
weniger Energie, können diese aber rasend schnell<br />
aufnehmen und wieder abgeben. Sie sind bereits als<br />
Leistungsspeicher vor allem in mobilen Anwendungen<br />
im Einsatz.<br />
Energie Systems<br />
Energiespeicher – Ein Überblick ı Kai Dürfeld
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY ENERGY AND SYSTEMS LAW 28<br />
| Superkondensatorenfertigung in Grossröhrsdorf bei Skeleton Technologies mit dem patentierten „Curved Graphene“, das einer der entscheidenden<br />
Faktoren ist, wenn es um die Ergebnisse bei Energiedichte und Lebensdauer geht.<br />
Foto: Skeleton Technologies<br />
Neben Kondensatoren sind auch Spulen altbekannte<br />
elektrische Bauteile – und zentrale Elemente einer<br />
weiteren Form elektrischer Speicher. Den supraleitenden<br />
magnetischen Energiespeichern, kurz SMES.<br />
In einer mit Gleichstrom gespeisten Spule baut sich<br />
ein magnetisches Feld auf. Ist der Ladevorgang beendet,<br />
wird die Spule kurzgeschlossen und der Strom<br />
fließt nun verlustfrei. Beim Entladen kann eine solche<br />
Spule eine hohe Leistung in wenigen Sekunden<br />
abgeben. Das funktioniert allerdings nur, wenn das<br />
Material ein Supraleiter ist und auf extrem tiefe<br />
Temperaturen abgekühlt wird. Die Speicherung für<br />
sich betrachtet, hat einen Wirkungsgrad für einen<br />
Lade-Entladezyklus sensationell<br />
nahe bei 100 Prozent. Allerdings<br />
verlangt die aufwändige Maschinerie<br />
zur Erzeugung der tiefen<br />
Temperaturen ihren Tribut und<br />
treibt die Kosten für solche<br />
Speicher extrem in die Höhe.<br />
In Kombination mit einer recht<br />
hohen Selbstentladung von etwa<br />
10 Prozent pro Tag limitiert das<br />
den Einsatzbereich auf kleinere<br />
Leistungsspeicher zur Stabilisierung<br />
des Netzes.<br />
verrichten und Generatoren, um Strom zu erzeugen.<br />
Nach genau diesem Prinzip funktionieren Schwungrad-Speicherkraftwerke.<br />
Sie wandeln elektrische in<br />
kinetische und anschließend wieder in elektrische<br />
Energie. Und das geht so: Ein Elektromotor versetzt<br />
eine Masse, den Rotor, in konstante Drehungen.<br />
Zum Entladen treibt das Schwungrad einen Dynamo<br />
an und erzeugt damit elektrische Energie. Das<br />
klingt erst einmal recht simpel. Doch der Teufel<br />
steck wie immer im Detail. Denn der Rotor dreht<br />
sich bis zu 50.000-mal in der Minute um die eigene<br />
Achse – eine Heraus<strong>for</strong>derung für die Materialwissenschaft.<br />
Die antwortet zum Beispiel mit leichten<br />
Energie in Bewegung<br />
Dass elektrischer Strom in mechanische<br />
Energie umgewandelt<br />
werden kann, machen wir uns<br />
jeden Tag zunutze. Wir lassen<br />
Motoren rotieren, um Arbeit zu<br />
| Kinetisches Energie-Rückgewinnungssystem ("Flybird Systeme" für ein Formel-1-Auto in diesem Fall).<br />
Dieses System verwendet ein Schwungrad, die kinetische Energie speichert, wenn die Fahrzeugbremsen<br />
abgebremst werden. Diese Energie wird dann recycelt, unsd verwendet um das Fahrzeug<br />
zu beschleunigen in entscheidenden Momenten des Rennens (z. B. am Kurvenausgang).<br />
Foto: Geni / GFDL CC-BY-SA<br />
Energie Systems<br />
Energiespeicher – Ein Überblick ı Kai Dürfeld
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
| Das Pumpspeicherwerk Castaic (Castaic <strong>Power</strong> Plant, auch Castaic Pumped Storage Plant) mit sieben Turbinen/Generatoreinheiten, das vom Los Angeles<br />
Department of Water and <strong>Power</strong> (LADWP) betrieben wird, gehört zu den zehn größten Wasserkraftwerken der USA.<br />
Foto: Wikipedia<br />
und gleichzeitig hochbeanspruchbaren, kohlefaserverstärkten<br />
Kunststoffen. Zweiter Knackpunkt sind<br />
die Verluste durch die allgegenwärtige Reibung, die<br />
zu einer Selbstentladung bis zu 20 Prozent pro Stunde<br />
führen können. Da lässt sich beispielsweise mit<br />
Magnetlagerung gegensteuern. Oder mit einem Betrieb<br />
im Vakuum. Von der Leistungsseite betrachtet,<br />
reichen Schwungradspeicher vom Kilowattbereich<br />
bis in den zweistelligen Megawattbereich. Heute<br />
sind solche Systeme bereits als Kurzzeitspeicher im<br />
Einsatz.<br />
Wesentlich längere Speicherdauern und auch höhere<br />
Leistungen gewähren hingegen Technologien,<br />
die Strom in potenzielle Energie umwandeln. Das<br />
bekannteste und weltweit in großem Stil genutzte<br />
Beispiel ist das Pumpspeicherkraftwerk. Bei diesem<br />
fördern elektrisch betriebene Pumpen große Mengen<br />
an Wasser in ein höhergelegenes Reservoir.<br />
Das ist der Ladevorgang. Zum Entladen fließt das<br />
Wasser zurück in tiefere Lagen. Dabei treibt es eine<br />
Turbine an und die stellt elektrische Energie bereit.<br />
Der Vorteil: Die Dimensionen solcher Kraftwerke<br />
erlauben das Speichern wirklich großer Energiemengen.<br />
Die Speicherdauer wird nicht durch eine<br />
Selbstentladung begrenzt. Und der Wirkungsgrad<br />
liegt bei etwa 80 Prozent. Pumpspeicherkraftwerke<br />
sind deshalb die einzigen wirklich großen Speicher<br />
für elektrische Energie, die wir aktuell in großem<br />
Maßstab betreiben. Und da zeigen sich dann die<br />
Nachteile der Technologie. Sie ist – zumindest in<br />
Deutschland – nicht in dem Maße ausbaufähig,<br />
wie wir es brauchen könnten. Zurzeit speichern sie<br />
rund 40 Gigawattstunden elektrische Energie und<br />
könnten Deutschlands Stromversorgung damit 30<br />
Minuten aufrechterhalten. Um eine 7 Tage Reserve<br />
aufzubauen, müssten die Kapazitäten um den Faktor<br />
280 erhöht werden. Dazu fehlen hierzulande die<br />
geeigneten Standorte. Ob Skandinavien die Rettung<br />
für uns sein könnte, darüber streiten sich noch die<br />
Experten.<br />
Neben der Standortfrage stellen Pumpspeicherkraftwerke<br />
auch einen großen Eingriff in die<br />
Landschaft dar. Das zu verhindern, versprechen<br />
sich Forscher vom Osmose-Pumpspeicher. Aktuell<br />
existiert er nur auf dem Papier. Die Idee: Es gibt<br />
zwei Wasserreservoirs – eines mit Salz und eines<br />
ohne. Zwischen beiden liegt eine Membran, die nur<br />
die Wassermoleküle durchlässt. Normalerweise ist<br />
ein solches System bestrebt, den Salzgehalt in beiden<br />
Gefäßen auszugleichen. Süßwasser drängt also<br />
durch die Membran und erzeugt einen Druck. Der<br />
lässt sich in elektrische Energie umwandeln. Zum<br />
Aufladen wird das Wasser dann wieder zurück auf<br />
die „süße Seite“ gedrängt, damit die Salzkonzentration<br />
auf der anderen steigt. Zusätzlich – und hier<br />
kommt der Pumpspeicher ins Spiel – sollen beide<br />
Wassermassen in die Höhe gefördert werden. Das<br />
alles – so die Idee – könnte im Turm eines Windrades<br />
stattfinden. Damit würde es seinen eigenen<br />
Speicher für windstille Zeiten erhalten. Bis es so<br />
weit ist, wird aber wahrscheinlich noch einige Zeit<br />
vergehen. Aktuell sind die Forscher der Technischen<br />
Universität Darmstadt dabei, eine zehn Meter hohe<br />
Pilotanlage zu bauen.<br />
Nach dem gleichen Prinzip wie Pumpspeicherkraftwerke<br />
arbeiten Schwerkraft- oder Lageenergiespeicher<br />
– nur mit einem anderen Trägermedium. Aktuell<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY ENERGY AND SYSTEMS LAW 29<br />
Energie Systems<br />
Energiespeicher – Ein Überblick ı Kai Dürfeld
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY ENERGY AND SYSTEMS LAW 30<br />
befinden sie sich in Konzeption, Erprobung oder<br />
schrittweiser Markteinführung.<br />
Eines der Konzepte setzt dabei auf massiven Fels.<br />
Der soll aus dem umgebenen Gestein geschnitten<br />
und abgedichtet werden. Der zu speichernde Strom<br />
treibt Pumpen an. Die fördern Wasser unter den<br />
Fels, heben ihn hydraulisch an und beladen ihn<br />
dabei mit potenzieller Energie. Das Entladen erfolgt<br />
in umgekehrter Reihenfolge. Die Speicherkapazitäten<br />
wären rein theoretisch wirklich gigantisch. Ein<br />
Steinzylinder mit einem Kilometer im Durchmesser<br />
und 500 Meter in der Höhe wäre laut Berechnungen<br />
im Stande, gut 1,7 Terawattstunden Energie zu<br />
speichern. Das würde ausreichen, ganz Deutschland<br />
einen Tag lang mit Energie zu versorgen.<br />
Entwickelt hat ihn der Münchner Wissenschaftler<br />
Eduard Heindl bereits 2014. Nach wie vor sucht das<br />
Projekt noch nach Investoren, um einen Demonstrator<br />
bauen zu können.<br />
Einen Schritt weiter ist da zum Beispiel das<br />
schottischen Cleantech-Startup Gravitricity. Das<br />
Unternehmen nutzt stillgelegte Minenschächte, um<br />
Energie in Form von großen Gewichten zu stapeln.<br />
Ein erster Demonstrator wurde 2021 im schottischen<br />
Edinburgh getestet – hier allerdings noch im<br />
Hafengelände an einem Kran. Der hievte zyklisch<br />
zwei 25 Tonnen schwere Blöcke in 15 Meter Höhe<br />
und ließ sie anschließend fallen. Mit einer Leistung<br />
von 250 Kilowatt war die Anlage für drei Monate ins<br />
Netz eingekoppelt. Für ein erstes Projekt unter Tage<br />
prüft das Unternehmen zurzeit geeignete Minen in<br />
der Tschechischen Republik und Südafrika.<br />
Auch das Unternehmen Energy Vault nutzt massive<br />
Blöcke. Die fertigt es nicht nur aus Sand oder Erde,<br />
sondern auch aus Abfallstoffen wie Rotorblättern<br />
ausgedienter Windräder. Innerhalb eines speziellen<br />
Gebäudes zieht ein Kran diese Blöcke mit Überschussstrom<br />
in die Höhe und platziert sie auf einer<br />
Ebene. Das ist der Ladevorgang. Zum Entladen sausen<br />
die Blöcke am Seil den Kranarm hinunter und<br />
erzeugen über einen Dynamo elektrische Energie.<br />
Eine Steuerung auf Basis von Algorithmen aus dem<br />
Bereich der künstlichen Intelligenz soll dafür sorgen,<br />
dass Lade- und Entladezyklen exakt an Angebot<br />
und Nachfrage angepasst sind. Ein erstes Speicherkraftwerk<br />
mit einer Leistung von 25 Megawatt und<br />
einer Kapazität von 100 Megawattstunden entsteht<br />
gerade in Rudong in China.<br />
Keine schweren Steine, sondern leichte Luft ist das<br />
Speichermedium in Druckluft-Speicherkraftwerken.<br />
Elektrische Kompressoren verdichten dazu<br />
die Umgebungsluft und leiten sie in gasdichte<br />
unterirdische Kavernen. Vor allem alte Salzstöcke<br />
sind dafür prädestiniert. Wird Energie benötigt,<br />
entspannt die gespeicherte Druckluft über eine<br />
Turbine und erzeugt elektrische Energie. Praktisch<br />
für Deutschland ist dabei die Tatsache, dass viele<br />
solcher Salzstöcke entlang der windreichen Nordseeküste<br />
liegen. Dort, in Huntorf, liegt seit 1978<br />
auch das weltweit erste und bisher einzige deutsche<br />
Druckluftspeicherkraftwerk. Gedacht war es dazu,<br />
das Kernkraftwerk Unterweser zu unterstützen. Die<br />
elektrische Leistung liegt bei 321 Megawatt und die<br />
Kapazität bei 1.680 Megawattstunden. Weltweit<br />
gibt es aktuell nur eine Handvoll Druckluftspeicherkraftwerke.<br />
Noch weniger befinden sich in Planung.<br />
Die Temperatur macht‘s<br />
Ebenfalls auf flüchtige Medien setzen Flüssigluft-<br />
Speicher. Wie bei einem Druckluftspeicherkraftwerk<br />
wird auch hier die Luft mit elektrischer Energie<br />
komprimiert. Und sie wird dabei bis auf rund<br />
–190 ˚C abgekühlt. Dann wird sie flüssig und ihre<br />
Dichte liegt 700-mal höher als im gasförmigen Zustand.<br />
So lassen sich große Volumen des Gases in<br />
verhältnismäßig kleinen Kältetanks speichern.<br />
Beim Entladen wird die Luft in einem Wärmetauscher<br />
entspannt. Das Volumen erhöht sich<br />
schlagartig. Der Druck steigt und treibt eine Turbine<br />
an. Die erzeugt wieder Strom. Die Firma Linde<br />
hat errechnet, dass ein 1.600 Kubikmeter-Tank rund<br />
220 Megawattstunden an elektrischer Energie aufnehmen<br />
kann. Das Unternehmen hat gerade eine<br />
kleinere Anlagen als Demonstrator gebaut. Auch<br />
das britische Unternehmen Highview <strong>Power</strong> arbeitet<br />
an Flüssigluftspeichern. Im kleinen Maßstab – 15<br />
Kilowattstunden Leistung – betreibt es eine solche<br />
Anlage in Manchester und plant weitere in Spanien.<br />
Der Wirkungsgrad ist erstmal recht gering. Er<br />
liegt bei 25 Prozent. Ein Kältespeicher würde ihn<br />
immerhin auf 50 Prozent heben. Und mit einer Wärmequelle<br />
zur Unterstützung der Prozesse ginge es<br />
wohl in Richtung 70 Prozent Wirkungsgrad.<br />
Nicht auf eisige Kälte, sondern auf große Hitze<br />
setzen hingegen Flüssigsalz-Speicher. Projekte<br />
wie TESIS des Deutschen Zentrums für Luft- und<br />
Raumfahrt (DLR) arbeiten im Bereich zwischen<br />
170 und 560 Grad Celsius und können mit fünf<br />
verschiedenen Salzgemischen betrieben werden.<br />
Die Wärmespeicherkapazität der Schmelzen ist<br />
vergleichbar mit der von Wasser. Der Vorteil: Bei<br />
500 Grad Celsius steht Wasserdampf unter extrem<br />
hohem Druck. Die Salzschmelze nicht. Als Speicher<br />
für elektrische Energie können Salzschmelzen vor<br />
allem in Solarthermischen Kraftwerken eingesetzt<br />
Energie Systems<br />
Energiespeicher – Ein Überblick ı Kai Dürfeld
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
| Die Testanlage für Wärmespeicherung in Salzschmelzen (TESIS) des DLR-Instituts für Technische Thermodynamik in Köln ist die erste<br />
Groß<strong>for</strong>schungsanlage für Flüssigsalzspeicher und -technologie in relevantem Maßstab in Deutschland. Die Groß<strong>for</strong>schungsanlage dient<br />
der Entwicklung neuer Speichertechnologien und Verbesserung der Flüssigsalztechnologie für erneuerbare Energien.<br />
Foto: Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt<br />
werden. Das Erhitzen des Salzes übernimmt dabei<br />
die gebündelte Sonnenenergie. Der Speicher kann<br />
die Temperatur gut 12 Stunden halten und damit<br />
auch über Nacht die Dampfturbinen drehen lassen.<br />
Dadurch versprechen sich die Entwickler damit ein<br />
grundlastfähiges Solarkraftwerk. Eine erste Testanlage<br />
haben portugiesische und deutsche Forscher<br />
2021 an einem solarthermischen Kraftwerk in Betrieb<br />
genommen.<br />
Wenn die Chemie stimmt<br />
Wenn es um die großangelegte Speicherung elektrischer<br />
Energie geht, baut Deutschland vor allem<br />
auf eine ganz spezielle Form: die galvanischen Zellen.<br />
Oder den Akku, wie man salopp sagen würde.<br />
Aufgebaut sind diese Elemente aus zwei Elektroden<br />
und einem Elektrolyt. In diesem setzt der elektrische<br />
Strom eine chemische Reaktion in Gang. Diese<br />
Stoffumwandlungen speichern beim Laden Energie,<br />
die sie beim Entladen wieder abgeben. Arbeitspferd<br />
war lange Zeit der Blei-Akku, den viele als Autobatterie<br />
kennen. Günstig in der Herstellung und eine<br />
hohe Zuverlässigkeit sprechen für ihn. Das hohe Gewicht<br />
im Verhältnis zur gespeicherten Energie ist<br />
für stationäre Anwendungen auch nicht unbedingt<br />
ein Gegenargument. Trotzdem werden sie im stationären<br />
Bereich aktuell von Lithium-Ionen-Akkus<br />
verdrängt. Gegen diese sprach bisher vor allem der<br />
Preis. Doch das ändert sich. Ihr Vorteil gegenüber<br />
den Blei-Akkus: Sie haben eine höhere Zyklenfestigkeit,<br />
können also öfter ge- und entladen werden.<br />
Zusammen mit der geringen Selbstentladung und<br />
der Skalierbarkeit könnten sie also tatsächlich als<br />
Großspeicher taugen.<br />
Allerdings gibt es auch hier ein großes Aber: Lithium<br />
ist ein begehrter Rohstoff. Die Förderung erfolgt<br />
meist außerhalb Europas, auch wenn hier jetzt<br />
einige Projekte gestartet wurden. Die Förderkapazitäten<br />
müssen also gesteigert werden. Das kostet<br />
Zeit und Geld. Hinzu kommt, dass sie als Speicher<br />
für Elektroautos auch zum Schlüssel zur Verkehrswende<br />
werden. Dass sie zumindest auf kurze Sicht<br />
zum Rückgrat für das Energiesystem werden, dürfte<br />
angezweifelt werden. Natürlich gibt es die Idee,<br />
die in Elektroautos verbauten Speicher zur Stabilisierung<br />
des Energienetzes heranzuziehen. Doch um<br />
hier einen spürbaren Effekt zu erzielen, müssten<br />
Elektroautos tatsächlich relativ schnell die Straßen<br />
bevölkern. Die rund eine Million, die aktuell<br />
in Deutschland fährt, ist in puncto Systemspeicher<br />
eher von untergeordneter Bedeutung.<br />
Die Probleme rund um den Rohstoff Lithium<br />
versuchen Forscher mit neuen Technologien zu umschiffen.<br />
Mit Natrium zum Beispiel. Das soll nach<br />
ersten Rechnungen den Preis gegenüber Lithium-<br />
Technologie um 20 Prozent senken. Allerdings<br />
mit dem großen Nachteil einer geringeren Energiedichte.<br />
Metall-Luft-Batterien sind eine andere<br />
Möglichkeit, an der gearbeitet wird. Bei diesen ist nur<br />
ein Partner für die chemische Reaktion in der Batterie<br />
enthalten – das Metall. Den Sauerstoff gewinnen<br />
diese Systeme aus der Luft. Bei Zink-Luft-Batterien<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY ENERGY AND SYSTEMS LAW 31<br />
Energie Systems<br />
Energiespeicher – Ein Überblick ı Kai Dürfeld
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY ENERGY AND SYSTEMS LAW 32<br />
| Bleiakkus für die Notstromversorgung oder unterbrechungsfreie Stromversorgung.<br />
Foto: andreysha74<br />
ist das schon länger gut erprobt. Die stecken zum<br />
Beispiel in Hörgeräten. Auch von Eisen-Luft-Batterien<br />
versprechen sich die Forscher viel. Bei gleichem<br />
Volumen könnten sie fünfmal mehr Energie als heutige<br />
Lithium-Ionen-Akkus aufnehmen. Zumindest<br />
im Labor. Denn über dieses Stadium sind viele solcher<br />
Systeme noch nicht hinaus, auch wenn in den<br />
USA bereits ein Batteriewerk für 2024 angekündigt<br />
wurde. Vor allem Wirkungsgrad und Lebensdauer<br />
bedürfen noch intensiver Forschung.<br />
Ebenfalls intensiv entwickelt werden Redox-Flow-<br />
Systeme. Die Elektrolyte sind bei diesen nicht in<br />
Zellen, sondern in großen Tanks untergebracht.<br />
Damit lassen sich Kapazität und Leistung der Systeme<br />
unabhängig voneinander auslegen. Auch die<br />
Selbstentladung ist vernachlässigbar. Mit einer<br />
prognostizierten Lebensdauer von etwa 20 Jahren<br />
übertreffen sie zum Beispiel Lithium-Ionen-Akkus.<br />
Doch sie haben aktuell auch einen großen Nachteil.<br />
Gängige System setzen auf Vanadium – einem kritischen<br />
Rohstoff. Alternativen sind aktuell noch in<br />
der Forschung. Die „größte Batterie der Welt“ sollte<br />
tatsächlich nach der Redox-Flow-Technologie<br />
entstehen. Etwa 700 Megawattstunden wollte der<br />
Stromversorger EWE in Salzkavernen an der Nordseeküste<br />
speichern. Aus wirtschaftlichen Gründen<br />
ist das Projekt aktuell aber erst einmal auf Eis gelegt.<br />
interessante Ansätze. Doch das<br />
ist eine Geschichte, die ein andermal<br />
erzählt werden soll.<br />
Fazit<br />
Im Fazit lässt sich zum Vorgesagten<br />
festhalten: Wirklich neu<br />
ist an den bis heute bekannten<br />
und als für die Praxis irgendwie<br />
sinnvoll erachteten Speichern<br />
nichts. Teilweise sind die Grundlagen<br />
dafür und auch die ersten<br />
gebauten Speicher schon deutlich<br />
über 100 Jahre alt wie zum<br />
Beispiel die gute alte Bleibatterie.<br />
Und es gibt auch weiterhin<br />
einen Grundsatz zu beachten,<br />
der rein physikalisch-technischer<br />
Natur ist: Am besten ist es immer, Energie<br />
direkt zu wandeln und so<strong>for</strong>t „zu verbrauchen“,<br />
also dem Verbraucher zuzuführen. Denn jede Zwischenspeicherung<br />
von Energie ist in der Praxis mit<br />
Wandlungs-, Beladungs-, Entladungs- und gegebenenfalls<br />
auch mit Transportverlusten sowie in der<br />
Regel mit zeitlichen Speicherverlusten verbunden.<br />
Hinzu kommen die wirtschaftlichen Kosten für<br />
Speicher, die eben nicht anfallen, wenn hochwertige<br />
Energie direkt erzeugt und so<strong>for</strong>t bedarfsgerecht<br />
verbraucht wird. Vor jeder Praxisanwendung eines<br />
Speichers ist eine primärenergetische Gesamtbilanz<br />
zwingend geboten, die zudem mit einer Gesamtkostenbilanz<br />
gekoppelt werden sollte. Erst dann lässt<br />
sich die Sinnhaftigkeit des Einsatzes von Speichern,<br />
gleich welcher Art, richtig und fair beurteilen.<br />
Autor<br />
Kai Dürfeld<br />
Redakteur,<br />
Wissenschafts- und Technikjournalist<br />
kai.duerfeld@web.de<br />
Kai Dürfeld ist Wissenschafts- und Technikjournalist in Wermsdorf bei Leipzig.<br />
Er schreibt über Zukunftstrends an der Schnittstelle zwischen Forschung<br />
und Anwendung zum Beispiel in den Bereichen Raumfahrt, Energie, Robotik und<br />
KI oder Material<strong>for</strong>schung.<br />
Und Wasserstoff? Hier öffnen wir tatsächlich ein<br />
Tor in eine andere Welt. Denn elektrische Energie<br />
lässt sich auch in chemischer Form speichern. Als<br />
Wasserstoff, als Synthesegas und schließlich als<br />
synthetische Kraftstoffe. Zur Kopplung der Sektoren<br />
Strom, Wärme, Verkehr und Industrie sind das<br />
Energie Systems<br />
Energiespeicher – Ein Überblick ı Kai Dürfeld
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch –<br />
die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft<br />
in Deutschland<br />
Nicolas Wendler<br />
Historischer Rückblick auf die Entwicklung der Kernenergiewirtschaft<br />
in Deutschland seit 1955 – Teil 1<br />
Aus Anlass der Beendigung der<br />
Nutzung der Kernkraft in Deutschland<br />
am 15. April 2023 möchte die <strong>atw</strong> mit<br />
Ihrer Leserschaft auf die Geschichte der<br />
Kernenergiewirtschaft in Deutschland<br />
aus der eigenen Perspektive zurückblicken.<br />
Diese Geschichte soll in einer<br />
mehrteiligen Artikelserie in der <strong>atw</strong><br />
rekapituliert und damit auch in Highlights<br />
der Schatz des Branchenarchivs<br />
der <strong>atw</strong> seit 1956 für die Leser gehoben<br />
und zugänglich gemacht werden.<br />
Manche der Themen und Fragestellungen,<br />
denen man bei diesem<br />
geschichtlichen Rückblick begegnet,<br />
sind in überraschender Weise noch<br />
oder wieder aktuell, so dass die Lektüre<br />
hoffentlich interessant und für die<br />
Gegenwart lehrreich sein wird.<br />
Das Land in dem die Kernspaltung 1938 entdeckt<br />
wurde und das eine führende Rolle in<br />
der Kernphysik und anderen Feldern der modernen<br />
Physik spielte, die allerdings schon durch die Exilierungswellen<br />
nach 1933 geschwächt wurde, konnte<br />
aufgrund der politischen Gegebenheiten nach dem<br />
verlorenen Krieg nur mit Verspätung in die Epoche<br />
der friedlichen Nutzung der Kernenergie eintreten.<br />
Der Bundesrepublik Deutschland waren durch<br />
Gesetz der Alliierten Hohen Kommission gemäß<br />
Besatzungsstatut von 1949 Beschränkungen hinsichtlich<br />
der Nutzung der Atomenergie auch zu<br />
friedlichen Zwecken auferlegt. Erst mit Inkrafttreten<br />
der Pariser Verträge (u.a. Deutschlandvertrag,<br />
Übererleitungsvertrag) wurde es in Deutschland<br />
(West) möglich, die zivile Nutzung der Kernenergie<br />
ungehindert zu er<strong>for</strong>schen und Anwendungen zu<br />
entwickeln. Voraussetzung dafür war eine einseitige<br />
Erklärung Bundeskanzler Konrad Adenauers auf<br />
der Londoner Neunmächte-Konferenz 1954 über<br />
den Verzicht auf die Herstellung von ABC-Waffen<br />
durch die Bundesrepublik.<br />
Erste Genfer Atomkonferenz und<br />
erster Blick auf die Kerntechnik<br />
In Folge nahm eine Delegation aus Wissenschaftlern,<br />
angeführt von Otto Hahn, Politikern, darunter<br />
Außenminister Clemens Brentano und Industriellen<br />
an der ersten Genfer Atomkonferenz „Atoms<br />
<strong>for</strong> Peace“ im August 1955 teil. Die Konferenz, zu<br />
der aus Deutschland nur zwei wissenschaftliche<br />
Beiträge eingereicht werden konnten, und die parallel<br />
stattfindende Ausstellung der Nukleartechnik<br />
der anderen Staaten, bewirkte bei den Teilnehmern<br />
einen oft beschriebenen Schock ob des Rückstandes<br />
von Forschung und Technik auf dem Gebiet der<br />
Kernenergie, der sich mittlerweile ergeben hatte.<br />
Insbesondere die Entwicklungen in den Vereinigten<br />
Staaten, Großbritannien und der Sowjetunion<br />
in denen die Kernkraftwerke Shippingport bzw.<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 33<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 33<br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 34<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 34<br />
| Abb. 1<br />
Abschlusssitzungen<br />
der Konferenz für die<br />
friedliche Nutzung der<br />
Atomenergie. Auf<br />
dem Bild sind (von<br />
links nach rechts)<br />
Herr Ilya S. Tchernychev<br />
und Dr. Ralph J.<br />
Bunche, Unterstaatssekretäre<br />
der UN ,<br />
sowie Dr. Homi J.<br />
Bhabha aus Indien,<br />
Präsident der Konferenz,<br />
zu sehen.<br />
(Genf, Schweiz, 20.<br />
August 1955).<br />
Quelle: IAEA/United<br />
Nations<br />
Calder Hall bereits in Bau waren und die kleine sowjetische<br />
5-MW-Anlage Obninsk bereits in Betrieb.<br />
Aus der Erkenntnis der internationalen Entwicklung<br />
entstand in Politik, Wissenschaft und Industrie ein<br />
starker Handlungsimpuls, der zur Gründung eines<br />
Bundesministeriums für Atomfragen – erster Amtsinhaber<br />
Franz Josef Strauß – und der Deutschen<br />
Atomkommission sowie zur Erarbeitung des ersten<br />
Deutschen Atomprogramms führte.<br />
Einstieg in die Kernenergie<br />
in der Theorie<br />
Schon ganz am Anfang der Entwicklung der friedlichen<br />
Nutzung der Kernenergie wurde intensiv über<br />
Kostenfragen nachgedacht, Kostenrechnungen<br />
von verschiedenen Reaktorkonzepten, Brennstofftypen<br />
und Brennstoffkreisläufen kalkuliert und<br />
kontrovers diskutiert. Das seinerzeit mit Abstand<br />
größte Elektrizitätsunternehmen in Deutschland,<br />
das Rheinisch-Westfälische Elektrizitätswerk<br />
(RWE) machte schon 1956 klar, dass vor allem die<br />
Kosten zählten und die Politik keine übermäßigen<br />
Hoffnungen wecken solle. Auch Versicherungsfragen<br />
zur Anlagenversicherung und zur Haftpflicht<br />
für Nuklearschäden begleiten die Entwicklung der<br />
Kernenergie in Deutschland und im damals entstehenden<br />
politischen Europa von Anbeginn. Auch die<br />
Diskussion über den Thorium-Zyklus wurde schon<br />
geführt, noch bevor auch nur der erste Forschungsreaktor<br />
in Deutschland in Betrieb ging. Gleiches<br />
gilt für die Öffentlichkeitsarbeit für die Atomwirtschaft<br />
und Ihre Psychologie, da diese trotz der<br />
Genfer Konferenz und einer allgemein positiven<br />
Aufbruchstimmung unter der historischen Einführung<br />
der Kernenergie in die Öffentlichkeit durch<br />
die Kernwaffenexplosionen und die Rüstungsspirale<br />
litt.<br />
Ein großes Thema der technischen Entwicklung<br />
der frühen Jahre war die Herstellung und Anwendung<br />
von radioaktiven Isotopen in Metallindustrie<br />
und Bergbau, Mineralöl- und Textilindustrie, etwa<br />
bei zerstörungsfreien Prüfungen, Strömungs- und<br />
Volumenmessungen oder der Verbesserung von Materialeigenschaften<br />
so auch in der Strahlenchemie,<br />
in der mit ionisierender Strahlung Fertigungsverfahren<br />
optimiert wurden. Auch in diesen Bereichen<br />
gab es einen technologischen und Anwendungsrückstand<br />
zu anderen entwickelten Staaten, der<br />
sich erst langsam im Lauf von Jahren schloss. Von<br />
diesen industriellen Defiziten waren auch Strahlungsmessung<br />
und Strahlenschutz betroffen, für<br />
die es quasi gar keine Anwendung in Deutschland<br />
gegeben hat. In diesem Bereich, etwa bei der Entwicklung<br />
von Messgeräten, zeigten sich aber auch<br />
rasch die Stärken der deutschen Industrie, die ihren<br />
anfänglichen Rückstand schnell aufholte und bald<br />
dazu übergehen konnte, deutsche Produkte in andere<br />
Staaten zu exportieren.<br />
Während die Betrachtungen zur Leistungsfähigkeit<br />
und Kostenstruktur von Reaktorkonzepten zur Stromerzeugung<br />
noch im Abstrakten verblieben, konnte<br />
in der wissenschaftlichen Forschung bereits 1957<br />
ein Beitrag zum Synchro-Zyklotron des CERN zur<br />
Protonenbeschleunigung geleistet werden. Weitere<br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Themen dieser Zeit waren im Strahlenschutz die<br />
Auswirkungen ionisierender Strahlung auf menschliche<br />
Gesundheit und Umwelt, diesbezügliche<br />
Nachweisverfahren sowie der Gesundheitsschutz<br />
bei Urangewinnung und Verarbeitung. Auch wurde<br />
sowohl in Deutschland als auch im übrigen Europa<br />
nach Uranvorkommen gesucht, um die damals<br />
bestehende einseitige Abhängigkeit westlicher<br />
Atomprogramme von Uranlieferungen aus den Vereinigten<br />
Staaten zu vermeiden.<br />
Ehrgeizige Ziele im Ersten Deutschen<br />
Atomprogramm<br />
In Fortschreibung des ersten Atomprogramms des<br />
Atomministeriums hat die Deutsche Atomkommission<br />
das Eltviller Entwicklungsprogramm zur<br />
Errichtung mehrerer Kernkraftwerksprototypen<br />
mit rund 100 MW elektrischer Leistung bis 1965<br />
beschlossen. Dies war im internationalen Vergleich<br />
eine sehr ehrgeizige Zielsetzung, die nur von den<br />
Entwicklungen in den Vereinigten Staaten und<br />
Großbritannien deutlich übertroffen worden wäre,<br />
zu einem Gleichstand mit der Sowjetunion und<br />
Italien geführt hätte und etwa die Entwicklungen<br />
des französischen und japanischen Kraftwerksprogramms<br />
überholt hätte. Es waren in diesem<br />
Ersten Deutschen Atomprogramm Anlagen mit<br />
insgesamt rund 500 MW elektrischer Leistung<br />
unterschiedlicher Technologien vorgesehen: ein<br />
gasgekühlter, grafitmoderierter Natururanreaktor,<br />
ein schwerwassermoderierter und -gekühlter<br />
Natururanreaktor, ein Leichtwasserreaktor mit<br />
schwach angereichertem Uran und ein gasgekühlter<br />
Hochtemperaturreaktor mit stärker angereichertem<br />
Uran (20 %). Die industriellen Projektpartner<br />
waren Babcock & Wilcox, die Dampfkessel AG, die<br />
Siemens-Schuckertwerke AG, AEG, BBC-Krupp und<br />
Interatom.<br />
Als Kostenrahmen wurden bis 1965 1,2 bis 2,4 Milliarden<br />
DM veranschlagt, eine in der damaligen Zeit<br />
enorme Dimension, die inflationsbereinigt 3,3 bis<br />
6,6 Milliarden Euro entspricht. Dementsprechend<br />
war die Finanzierung ein erhebliches Problem, da<br />
man sowohl mit hohen Investitionskosten als auch<br />
– beim damaligen Stand der Technik – hohen Brennstoffkosten<br />
zu rechnen hatte. Auch die allgemeinen<br />
Betriebskosten waren eher hoch anzusetzen, da<br />
man von den Prototypanlagen nur eine mäßige<br />
Arbeitsausnutzung erwartete. Dies bedeutete hohe<br />
Stromgestehungskosten, die in Verbindung mit<br />
einer damals noch kleinen Industrie eine staatliche<br />
Beteiligung an den Versuchsatomkraftwerken er<strong>for</strong>derlich<br />
machte.<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 35<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 35<br />
| Abb. 2<br />
Aufbau des Synchro-Zyklotron Genf.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 36<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 36<br />
| Abb. 3<br />
Bau des FRM 1957 – Der Reaktorpool steht frei in der Halle.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Aufbau einer Forschungsreaktor-<br />
Infrastruktur und erste<br />
Eigenentwicklung<br />
In die konkrete Umsetzung gingen dagegen die<br />
Forschungsreaktorprojekte in München, Berlin,<br />
Frankfurt, Geestacht – hier auch mit Blick auf<br />
Schiffsreaktoren – und die beiden Anlagen Dido und<br />
Merlin in Nordrhein-Westfalen. Auch die Projektierung<br />
des Versuchsatomkraftwerks Kahl durch das<br />
RWE mit späterer Beteiligung des Bayernwerks ging<br />
auf das Jahr 1957 zurück. Die Kernreaktor Bau- und<br />
Betriebsgesellschaft Karlsruhe, die Trägerin des<br />
Kern<strong>for</strong>schungszentrums Karlsruhe wird, projektiert<br />
mit dem zunächst FR-1, dann FR-2 genannten<br />
Forschungsreaktor die erste eigenständige deutsche<br />
Reaktorentwicklung unter Beteiligung zahlreicher<br />
namhafter Industrieunternehmen. Bei dem schwerwassermoderierten<br />
und schwerwassergekühlten<br />
Natururanreaktor vom Tanktyp wird metallisches<br />
Uran als Brennstoff verwendet, das mit Aluminium<br />
verlötet zu Brennelementen gefertigt wird, ebenfalls<br />
in Deutschland. Die Anlage hatte zunächst ab<br />
1962 eine thermische Leistung von 12 MW und erreichte<br />
nach einer Umrüstung auf angereicherten<br />
UO2-Brennstoff dann ab 1966 44 MW thermische<br />
Leistung. Vorbild für die Reaktorkonstruktion<br />
waren die kanadischen Forschungsreaktoren NRX<br />
und NRU. Die Finanzierung des Projekts erfolgt zu<br />
30 Prozent durch den Bund, zu 20 Prozent durch das<br />
Land Baden-Württemberg und zu 50 Prozent durch<br />
eine Gemeinschaftsbeteiligung der Industrie. Bei<br />
der Entwicklung waren neben der schon damals<br />
als prioritär angesehenen Reaktorsicherheit, die<br />
Erzielung eines hohen Neutronenflusses trotz der<br />
Verwendung von Naturruran, die Möglichkeit, den<br />
Reaktor zur Brennelemententwicklung sowie zur<br />
Isotopenherstellung zu nutzen, Untersuchungen<br />
über das Verhalten des Reaktors<br />
durchzuführen sowie andere<br />
Strahlungsexperimente machen<br />
zu können, ge<strong>for</strong>dert. Übergeordnete<br />
Zielsetzung war auch<br />
die Eigenentwicklung eines<br />
Reaktors in Deutschland als solche.<br />
Für die Sicherheit galten<br />
strengere An<strong>for</strong>derungen als an<br />
konventionelle Kraftwerke oder<br />
chemische Fabriken.<br />
Im Bereich der Kernenergiepolitik<br />
gibt es einen Rückschlag,<br />
da das Atomgesetz – für das<br />
auch eine Verfassungsänderung<br />
vorgesehen war – im Juli<br />
1957 in der parlamentarischen<br />
Beratung scheiterte. Ein in<br />
der Sommerpause von der Bundesregierung verabschiedeter<br />
neuer Atomgesetzentwurf wurde<br />
dann in die letzte Sitzung des Bundestages vor<br />
der Bundestagswahl nicht mehr eingebracht.<br />
Um den laufenden Forschungsreaktorprojekten<br />
gleichwohl eine sichere Rechtsgrundlage zu verleihen,<br />
werden Landesatomgesetze – so im Juli ein<br />
bayerisches – sowie Landesstrahlenschutzverordnungen<br />
beschlossen, so dass der Erstkritikalität des<br />
| Abb. 4<br />
Plattenförmige Brennelemente aus dem<br />
NUKEM-Programm ACHEMA 1961.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Forschungsreaktors München (FRM) am 31.10.1957<br />
keine rechtliche Hürde im Weg steht. Mit dem FRM<br />
geht der erste Kernreaktor in Deutschland in Betrieb,<br />
gefolgt übrigens vom Rossendorfer Forschungsreaktor<br />
(RFR) in der DDR, der am 16.12.1957 kritisch<br />
wird, aber natürlich nicht von der bundesrepublikanischen<br />
Atomgesetzgebung betroffen war.<br />
| Abb. 5<br />
Leitstand für AEG-Reaktorsimulator.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Bei einzelnen Projekten kommt es zu Komplikationen.<br />
So ergeben sich beim Forschungsreaktor<br />
Frankfurt und den Anlagen Dido und Merlin Verzögerungen.<br />
In Nordrhein-Westfalen wurde zunächst<br />
der Standort Königs<strong>for</strong>st bei Köln ausgewählt, musste<br />
aber nach Widerstand breiter Bevölkerungskreise<br />
aufgegeben und in die Nähe von Düren bzw. Jülich<br />
verlegt werden. Auch das VAK Kahl erleidet einen<br />
Rückschlag, da RWE erwägt, den Hauptvertrag mit<br />
Siemens-Schuckert, American Machine and Foundry<br />
und Mitchell Engineering zu stornieren, weil zum<br />
einen das US-amerikanische Schwesterprojekt Elk<br />
River nicht wie geplant verwirklicht und aus Sicht<br />
des Unternehmens aus dem internationalen Kraftreaktorabkommen<br />
unbillige Haftungsrisiken<br />
resultieren würden. Das Projekt dieses Siedewasserreaktors<br />
wurde im Herbst tatsächlich storniert.<br />
Nach dem deutsch-amerikanischen und dem<br />
deutsch-britischen Atomabkommen 1957 wurde<br />
1958 das deutsch-kanadische Atomabkommen geschlossen.<br />
Es konnten die Forschungsreaktoren in<br />
Berlin und Frankfurt fertig gestellt werden und<br />
mit dem Projekt Eurochemic in Belgien wurde die<br />
erste industrielle Wiederaufarbeitungsanlage für<br />
Kernbrennstoffe im Rahmen der Anfang des Jahres<br />
begründeten Euratom-Gemeinschaft geplant.<br />
Verbreiterung der technischen Basis in<br />
Deutschland<br />
Im Bundeshaushalt 1958 waren 190 Millionen Euro<br />
für die Förderung der Atomenergie vorgesehen, was<br />
0,5 Prozent des Haushaltes entsprach, heute wären<br />
das – gemessen am Bundeshaushalt – 2,4 Milliarden<br />
Euro. In den technischen Diskussionen spielten<br />
die Lehren aus dem Windscale-<br />
Unfall von Oktober 1957 eine<br />
wichtige Rolle, bei dem es in den<br />
Grafitreaktoren zur Erbrütung<br />
waffenfähigen Plutoniums einen<br />
dreitägigen Brand gegeben hatte,<br />
bei dem erhebliche Radioaktivität<br />
freigesetzt wurde. Es wurde<br />
die noch heute bestehende<br />
Deutsche Kernreaktor-Versicherungsgemeinschaft<br />
gegründet<br />
und ein Vertrag zwischen Euratom<br />
und den Vereinigten Staaten<br />
geschlossen.<br />
Unter den technischen Entwicklungen<br />
in Deutschland sind<br />
Kraftwerkssimulatoren der AEG<br />
und von Siemens & Halske zu<br />
nennen. Hinsichtlich des Atomprogramms<br />
wurde das im ersten<br />
Anlauf gescheiterte VAK Kahl<br />
neu aufgesetzt und sollte nun<br />
mit einem Siedewasserreaktor<br />
von AEG und General Electric – mit Primär- und<br />
Sekundärdampfkreislauf – bei Beteiligung des Bayernwerks<br />
an Bau und Betrieb verwirklicht werden.<br />
RWE wurde – nun zusammen mit dem Bayernwerk –<br />
damit und noch mehr durch die Ausschreibung und<br />
Prüfung auch von Kernkraftwerksgroßprojekten –<br />
nach damaligen Maßstäben – zu einem wichtigen<br />
Impulsgeber der Kernenergienutzung in Deutschland.<br />
Ein vertrauter Produktname der Regeltechnik, Teleperm<br />
von Siemens & Halske taucht 1958 in der<br />
Kerntechnik auf. Im Bereich Messung, Regeltechnik<br />
und Instrumentierung erlangen die deutschen<br />
Hersteller auf Grundlage ihres elektrotechnischen<br />
Know-hows aus anderen Branchenzusammenhängen<br />
schnell eine führende Stellung. Regelung,<br />
Sicherheitssystem und Instrumentierung der<br />
Reaktoren bilden dabei ein Gesamtsystem zur<br />
Betriebskontrolle des Reaktors im Sinne der Sicherheit.<br />
Auch in einem anderen Bereich, in dem<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 37<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 37<br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 38<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 38<br />
| Abb. 6<br />
Teleperm-Regler Siemens & Halske AG 1958.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
die deutsche Industrie führend werden sollte, der<br />
Gaszentrifugentechnologie zur Anreicherung von<br />
Uran, haben zu dieser Zeit praktische Erprobungsarbeiten<br />
begonnen. Es wurde – das ist heute wieder<br />
ganz aktuell und wird von Start-up Unternehmen<br />
im Bereich SMR verfolgt – ein Konzept für ein<br />
Kernkraftwerk mit Wärmespeicher entwickelt, der<br />
nachts bei niedriger Netzlast aufgeladen wird, und<br />
tagsüber bei Lastspitzen zusätzlich Leistung bereitstellen<br />
soll.<br />
Dementsprechend konnten in der Industrie- und<br />
Forschungsausstellung bei der zweiten Genfer<br />
Atomkonferenz der Vereinten Nationen schon in<br />
erheblichem Umfang Produkte, Einrichtungen<br />
und Anlagen sowie Projekte<br />
vorgestellt werden. Auch in der<br />
Entwicklung von Reaktorbrennelementen<br />
wurden große<br />
Fortschritte erzielt und es wurden<br />
Uranmetallbrennelemente,<br />
Zirkonium-Legierungen für<br />
Uranoxid-Brennstoff, Urankarbid-Grafit<br />
Brennstoffkugeln für<br />
Hochtemperaturreaktoren und<br />
Brennelemente des britischen<br />
Magnox-Typs entwickelt und<br />
gefertigt. Auch in der Entwicklung<br />
so genannter nuklearreiner<br />
Werkstoffe wurden Erfolge erzielt,<br />
bei Zirkonium-Legierungen<br />
hatte Deutschland sogar eine<br />
führende Stellung, so dass diese<br />
in andere Staaten exportiert wurden.<br />
In der Ausstellung wurden<br />
Konzepte eines Siemens-Druckwasserreaktors,<br />
eines AEG-SWR, eines Interatom Homogenreaktors<br />
mit Terphenyl als Moderator und Kühlmittel sowie<br />
Reaktorsimulatoren und der Siemens-Argonaut-<br />
Forschungsreaktor vorgestellt.<br />
Im Bereich der Forschung sind erste Fusionsversuche<br />
und die Fertigstellung des Elektronensynchrotron<br />
Bonn zu vermelden. Hinsichtlich des als dringlich<br />
betrachteten Aufbaus akademischer Kompetenz<br />
und entsprechender Ausbildungskapazitäten bestanden<br />
neun Lehrstühle in Reaktortechnik, drei<br />
in Neutronenphysik, sechs für Kernfusion, zwei<br />
für Isotopentrennung, fünf für Radiochemie. Beim<br />
Aufbau der Ausbildung in der Kerntechnik wird der<br />
Austausch mit dem Ausland als wichtige Möglichkeit<br />
des Kompetenzerwerbs betrachtet.<br />
Erste Widrigkeiten und Unzufriedenheit<br />
trotz erkennbarer Erfolge<br />
Trotz aller Erfolge erschienen aus Perspektive der<br />
Wissenschaftler sowie der in die Kerntechnik einsteigenden<br />
Unternehmen und ihrer Ingenieure die<br />
Fortschritte zu langsam, die politische Unterstützung<br />
zu zögerlich und die Finanzmittel zu gering.<br />
Dabei wurde der Vergleich mit Großbritannien<br />
und Frankreich aber teils auch mit den Vereinigten<br />
Staaten gesucht, was im Fall des Nachkriegsdeutschlands<br />
von 1959 schon damals manchem Beobachter<br />
als unangemessen erschienen ist. Bei diesen Vergleichen<br />
wurde aber übersehen – wie schon damals<br />
herausgearbeitet wurde – dass in den Kernwaffenstaaten<br />
relevante Entwicklungsimpulse von der<br />
militärischen zur zivilen Kerntechnikentwicklung<br />
gegangen sind, sowohl technisch – man bedenke<br />
etwa die Entwicklung des Nautilus U-Bootreaktors<br />
| Abb. 7<br />
Ausstellung bei der Zweiten Genfer Atomkonferenz.<br />
Quelle: UN Photo<br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
| Abb. 8<br />
Kontrollraum des BER 1959.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
und der dort genutzten DWR-Technik – als auch finanziell.<br />
Anders als dies später und teils noch heute<br />
von interessierter Seite dargestellt wird, diente also<br />
nicht etwa die zivile Entwicklung und Nutzung der<br />
Kerntechnik der Stützung der militärischen Programme,<br />
sondern die hohen Finanzmittel für das<br />
Militär haben in allen Kernwaffenstaaten die zivile<br />
Entwicklung begünstigt. In Deutschland fehlten<br />
solche Impulse und dual genutzte Finanzmittel,<br />
wodurch es schwieriger war, die Technik voranzutreiben<br />
und dies zu finanzieren. Zusätzlich wurde<br />
die Finanzierung der großen und teuren Projekte erschwert,<br />
weil der deutsche Kapitalmarkt noch klein<br />
und relativ wenig liquide war.<br />
Ein anderer Hemmschuh der Entwicklung gerade<br />
aus Sicht von Stromerzeugern war ein politisches<br />
Risiko durch die Abhängigkeit bei der Brennstoffbelieferung<br />
im Fall angereicherten Urans von den<br />
Vereinigten Staaten. Ein weiteres Problem war die<br />
Gegenüberstellung der Kernenergieentwicklung<br />
und der Probleme im heimischen Steinkohlebergbau,<br />
die bereits Ende der fünfziger Jahre bestanden.<br />
Hier erschien es so, als würde der Staat aus Steuermitteln<br />
einen Sektor fördern, der die Probleme des<br />
Bergbaus und deren Folgen für die betroffenen Regionen<br />
noch verschärfen würde. Wirklich gelöst<br />
wurde in Deutschland dieser Konflikt zwischen<br />
Kernenergie und Kohle erst durch die Vollendung<br />
der Abschaffung der Kernenergie unter Beibehaltung<br />
der Kohle. Er hat schon davor die Entwicklung<br />
der Kernenergie stetig gehemmt und man meint, seinen<br />
Widerhall bis in die heutige Zeit hinein zu hören,<br />
wenn der Bundeswirtschaftsminister Wochen nach<br />
der Abschaltung der letzten Kernkraftwerke verkündet,<br />
dass man zur Abschaltung vorgesehene<br />
Braunkohlekraftwerke auch im kommenden Winter<br />
betreiben müsse und der Vorstandsvorsitzende der<br />
RWE kurz vor Abschaltung der Kernkraftwerke erklärt,<br />
es gebe genug Strom und knapp zwei Monate<br />
später vor einem Strommangel warnt.<br />
Nachdem Ende 1958 der Forschungsreaktor Geestacht<br />
in Betrieb gegangen ist, wurde 1959 der erste<br />
Berliner Forschungsreaktor in Betrieb genommen,<br />
ein homogener Lösungsreaktor mit 50 kW thermischer<br />
Leistung mit auf 20 Prozent angereichertem<br />
Uranylsulfat in wässriger Lösung (H 2 O), die auch<br />
als Moderator dient. Für den Lehrbetrieb wurden<br />
allgemein anwendbare Lehrpläne für Kerntechnik<br />
und Strahlenschutz entwickelt.<br />
Wirtschaftlichkeit wird zum<br />
Schlüsselfaktor, Industrie, Reaktorbau<br />
und Forschung werden flügge<br />
Das Programmziel des Atomprogramms für die Errichtung<br />
von Reaktoren für die Stromerzeugung<br />
wurde auf Kosten und Wettbewerbsfähigkeit der<br />
Kernenergie in der Stromerzeugung verengt. Die<br />
Aspekte der Rohstoffversorgung, einer breiteren<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 39<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 39<br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 40<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 40<br />
| Abb. 9<br />
Blick in den Ringtunnel des Deutschen Elektronen-Synchrotron (DESY) in Hamburg 1964.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Rohstoffbasis, die Isotopenproduktion und die<br />
Technologieentwicklung als solche treten in den<br />
Hintergrund. Was aus der Perspektive wissenschaftlichen<br />
Erkenntnisgewinns oder auch politischer<br />
Ziele wie Energieautarkie manchem Beobachter wie<br />
Barbarei oder Engstirnigkeit erschienen sein mag,<br />
hat aber langfristig Früchte getragen und dafür gesorgt,<br />
dass die deutschen Kernkraftwerke bis ganz<br />
zum Schluss zu den produktivsten und vor allem<br />
auch profitabelsten Anlagen der Welt gehörten, die<br />
die niedrigsten variablen Kosten hatten.<br />
Unter den technischen Entwicklungen ist der Fortschritt<br />
bei der zerstörungsfreien Prüfung durch<br />
Betatrons von BBC zu nennen, die in immer mehr<br />
industriellen Fertigungsanlagen fest installiert eingebaut<br />
wurden. Speziell für die An<strong>for</strong>derungen des<br />
Reaktorbaus begann man mit der Entwicklung einer<br />
fahrbaren Version, die an den Baustandorten eingesetzt<br />
werden kann. Es wurden für die Forschung<br />
und die Industrie verschiedene Beschleunigeranlagen<br />
in Betrieb genommen, darunter beim DESY in<br />
Hamburg. Der Pumpenhersteller KSB hat Pumpen<br />
nach Nuklearstandard für den Forschungsreaktor<br />
München und den geplanten FR-2 am Kern<strong>for</strong>schungszentrum<br />
Karlsruhe gebaut bzw. entwickelt.<br />
Der seit 1956 in Entwicklung befindliche Hochtemperatur-Prototypreaktor<br />
AVR wurde schließlich<br />
1959 für den Standort Jülich beauftragt. Dabei<br />
handelte es sich um den ersten in Deutschland<br />
entwickelten Leistungsreaktor und den ersten beauftragten<br />
gasgekühlten Hochtemperaturreaktor<br />
überhaupt. Dort wurde bereits in großem Umfang<br />
Strahlen<strong>for</strong>schung für die Kerntechnik betrieben,<br />
um die Wirkung von Neutronen und Korrosionsphänomene<br />
zu er<strong>for</strong>schen. Bestrahlungsversuche<br />
für neue Brennelemente und Reaktormaterialien<br />
fanden zu diesem Zeitpunkt aber noch im Ausland<br />
statt.<br />
| Abb. 10<br />
Schnittmodell des BBC-Krupp-Reaktors (AVR).<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
| Abb. 11<br />
Aufbau des 70 cm Betonstrahlenschutzmantels<br />
um die Reaktordruckschale VAK Kahl 1960.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Als erster in Deutschland eigenständig projektierter<br />
und ausgeführter Reaktor wurde der Ausbildungsund<br />
Übungsreaktor Siemens-Argonaut-Reaktor<br />
(SAR) von Siemens-Schuckert, der auf der firmeneigenen<br />
Reaktorstation in Garching bei München<br />
errichtet wurde, am 23.06.1959 kritisch. Der Reaktor<br />
wurde nach dem Vorbild des ARGONAUT<br />
(Argonne naught power reactor) des Argonne National<br />
Laboratory entwickelt. Im Dezember des Jahres<br />
verabschiedet der Bundestag das Atomgesetz, in<br />
dem einem priv<strong>atw</strong>irtschaftlichen Modell des Ausbaus<br />
der Kernenergie der Vorzug gegenüber einem<br />
staatlichen Programm gegeben wird. In Bezug auf<br />
die Selbstorganisation der Branche<br />
zur Interessenvertretung und<br />
zum Dialog mit der Öffentlichkeit<br />
wurde ein wichtiger Schritt<br />
getan und von der Arbeitsgemeinschaft<br />
für Kerntechnik<br />
der technisch-wissenschaftlichen<br />
Vereine (Düsseldorf), der<br />
Deutschen Gesellschaft für<br />
Atomenergie e. V. (Bonn), dem<br />
Verein Atom für den Frieden<br />
e. V. (München) und der Physikalischen<br />
Studiengesellschaft<br />
Düsseldorf mbH. (Düsseldorf)<br />
das Deutsche Atom<strong>for</strong>um gegründet,<br />
das seinen Sitz in der<br />
Bundeshauptstadt Bonn genommen<br />
hat.<br />
Erstkritikalität des VAK Kahl und viele<br />
unterschiedliche Reaktorkonzepte<br />
Der wichtigste kerntechnische Meilenstein des<br />
Jahres 1960 war die Erstkritikalität des ersten<br />
Leistungsreaktors in Deutschland, des VAK Kahl<br />
am 13.11.1960. Das Jahr sah auch den Baubeginn<br />
des AVR von BBC-Krupp in Jülich. Ein von der<br />
Studiengesellschaft für Kernkraftwerke bei der<br />
Deutschen Babcock & Wilcox-Dampfkessel-Werke<br />
AG in Auf trag gegebenes gasgekühltes und grafitmoderiertes<br />
Kernkraftwerk vom Calder-Hall-Typ<br />
mit Na tururanmetall-Brennelementen wurde wegen<br />
der Unwirtschaftlichkeit dieses Konzepts auf den<br />
moderneren gasgekühlten Typ (AGR) mit Urandioxid-Brennstoff<br />
in Edelstahlhüllen von ca. 150 MW<br />
elektrischer Leistung umgestellt. Die gleiche Ge -<br />
sellschaft hat AEG mit der Errichtung eines Siedewasserreaktors<br />
mit nuklearer Dampfüberhitzung<br />
von rund 100 MW elektrischer Leistung beauftragt.<br />
Die Gesellschaft für die Entwicklung der Atomkraft<br />
in Bayern erteilte einen Entwicklungsauftrag für<br />
einen 100-MWe-Natururan-Reaktor mit Schwerwasser<br />
als Moderator und CO 2 als Kühlmittel. Diese<br />
Projekte sollten staatlich gefördert werden. Darüber<br />
hinaus gab es Überlegungen zur Errichtung kleinerer<br />
Prototypen von 15 bis 50 MWe zur Begrenzung des<br />
finanziellen Risikos. Anträge für die Errichtung solcher<br />
Anlagen von den Reaktorbauern AEG, Babcock<br />
& Wilcox, BBC/Krupp, Interatom und Siemens fanden<br />
Zustimmung. Siemens-Schuckert schlug einen<br />
D 2 O-moderierten Natururanreaktor mit 80 MWe als<br />
Mehrzweck<strong>for</strong>schungsreaktor vor.<br />
Die Reaktorentwicklung in Deutschland war<br />
anfangs recht offen und vielfältig, da keine militärischen<br />
Zweckmäßigkeitsüberlegungen hinsichtlich<br />
der Spaltstoffproduktion für Kernwaffen die konzeptionellen<br />
Arbeiten belastet haben. Der Nachteil<br />
| Abb. 12<br />
Versuchsatomkraftwerk Kahl a Main von RWE und Bayernwerk errichtet<br />
von AEG, General Electric und Hochtief.<br />
Quelle: IAEA/United Nations<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 41<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 41<br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 42<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 42<br />
war allerdings, dass dadurch die vorhandenen<br />
Mittel in viele Projekte zerstreut wurden und es<br />
insgesamt relativ wenig Förderung gab, zumindest<br />
im Vergleich zu den Kernwaffenstaaten. Ende 1960<br />
gab es in der Welt rund 1.000 MWe installierte Kapazität<br />
an Kernkraftwerken und 4.500 MWe waren<br />
in Bau. Eine Produktion von Strom aus Kernenergie<br />
fand in den USA, Großbritannien, der Sowjetunion<br />
und Frankreich statt.<br />
Kernenergie als Antrieb<br />
in der Schifffahrt<br />
An einem anderen Anwendungsfeld der Kernenergie<br />
arbeitete die Gesellschaft für Kernenergienutzung<br />
in Schiffbau und Schiffahrt. Dort bestanden Pläne<br />
für den Umbau eines Tankers mit 16.000 Tonnen<br />
Wasserverdrängung zu einem Nuklearschiff mit<br />
einem OMCR (Organic Moderated and Cooled<br />
Reactor) von Interatom, dessen Kühlmittel und<br />
Moderator eine organische Substanz, etwa Kohlenwasserstoffe<br />
oder PCB hätte sein sollen mit<br />
Urandioxid als Brennstoff. Das Schiffsprojekt wurde<br />
im Lauf des Jahres wieder aufgegeben, die Zusammenarbeit<br />
mit Interatom an dem Reaktortyp wurde<br />
aufrechterhalten und weiter mit Bundesmitteln gefördert.<br />
Andere Reaktorschiffprojekte bestanden<br />
bei den Howaldts-Werken in Zusammenarbeit mit<br />
Siemens-Schuckert zur Entwicklung eines Druckwasserschiffsreaktors<br />
mit 20.000 Wellen-PS oder<br />
70 MW thermischer Leistung und bei Deutsche<br />
Werft und AEG für einen Direktkreislauf-Siedewasserreaktor<br />
mit 60 MW thermischer Leistung,<br />
die beide mit 1,5 Millionen DM vom Bundesministerium<br />
für Atomfragen unterstützt wurden. Blohm<br />
& Voss plante mit der Deutschen Babcock & Wilcox<br />
einen gasgekühlten Schiffsreaktor für einen Tanker<br />
mit 20.000 Wellen-PS, die AG. Weser und BBC/<br />
Krupp projektierten einen gasgekühlten Reaktor für<br />
einen Tanker mit 10.000 Wellen-PS. Diese Projekte<br />
waren bescheidener als die US-amerikanischen<br />
mit 30.000 Wellen-PS und 43.000 Tonnen Wasserverdrängung,<br />
das französische mit 40.000 Tonnen<br />
Wasserverdrängung und erst recht als die norwegischen,<br />
dänischen und italienischen Projekte, die<br />
mit 65.000 bis 68.000 Tonnen Wasserverdrängung<br />
planten und Adaptionen von landgestützten Reaktoren<br />
mit bis zu 175 MW thermischer Leistung<br />
vorsahen, eine Leistungsdimension, die erst im heutigen<br />
Zeitalter von Großcontainerschiffen mit über<br />
20.000 Standardcontainereinheiten Frachtkapazität<br />
oder Supertankern von der Dimensionierung her<br />
passen würde.<br />
| Abb. 13<br />
Der Mehrzweck<strong>for</strong>schungsreaktor Karlsruhe (MZFR, 1965) war ein schwerwassergekühlter und -moderierter Druckwasserreaktor auf dem<br />
Gelände des Forschungszentrums Karlsruhe (heute Karlsruher Institut für Technologie – KIT). Erbaut wurde die Anlage in den Jahren von 1961 bis 1965.<br />
Das Kraftwerk hatte eine elektrische Bruttoleistung von 58 Megawatt .<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
An anderen Entwicklungen sei<br />
die gesteigerte, aber im internationalen<br />
Vergleich immer<br />
noch niedrige Einfuhr und Anwendung<br />
radioaktiver Isotope<br />
nennen sowie die Herstellung<br />
der Argonaut-Brennstoffplatten<br />
in Deutschland. In Mol in Belgien<br />
erfolgte die Grundsteinlegung für<br />
das europäische Wiederaufarbeitungsanlagenprojekt<br />
Eurochemic<br />
und in Karlsruhe wurde angegliedert<br />
an die Reaktorstation<br />
die Schule für Kerntechnik mit<br />
eigenen Messinstrumenten und<br />
Reaktorsimulatoren gegründet.<br />
Vergabestau, erhöhte<br />
Fördermittel und<br />
perspektivische Wettbewerbsfähigkeit<br />
Im Jahr 1961 ist zunächst die<br />
Stimmung schlechter als die<br />
Lage: es werden Zweifel an der<br />
perspektivischen Wirtschaftlichkeit<br />
der Kernenergie im<br />
Wettbewerb mit billigem Öl<br />
und Kohle laut, die hohen Kapitalinvestitionen<br />
in die Anlagen<br />
einschließlich des Erstkerns werden<br />
kritisiert, der Strombedarf<br />
wächst weniger stark als erwartet<br />
und es gibt Verzögerungen<br />
bei der Betriebsgenehmigung für<br />
das VAK Kahl. Dies alles führt zu<br />
Zögern bei der Elektrizitätswirtschaft hinsichtlich<br />
der Weiterentwicklung und Neubeauftragung von<br />
Projekten. Um die Entwicklung wieder in Schwung<br />
zu bringen, bewilligt das Bundesministerium für<br />
Atomfragen 70 Millionen DM Förderung für vier<br />
Kernkraftwerksprojekte. Der Bund erklärt sich auch<br />
bereit, einen Teil des Betriebskostenrisikos der Anlagen<br />
zu übernehmen.<br />
Der Mehrzweck<strong>for</strong>schungsreaktor Karlsruhe<br />
(MZFR) wird in Auftrag gegeben, nachdem der Bund<br />
eine Förderung von 100 Millionen DM für den Reaktorteil<br />
zusagt. Die mit schwerem Wasser moderierte<br />
und gekühlte Anlage mit Urandioxidbrennstoff soll<br />
als Druckwasserreaktor mit 200 MW thermischer<br />
Leistung ausgeführt werden. Der FR 2 im Kern<strong>for</strong>schungszentrum<br />
Karlsruhe, der erste eigenständig<br />
entwickelte deutsche Reaktor, hat am 07.03.1961<br />
Erstkritikalität erreicht. Im Auftrag des Atomministeriums<br />
wird eine zusätzliche Studie zu einem<br />
Schiffs-DWR bei MAN erstellt. Bei der Entwicklung<br />
| Abb. 14<br />
MZFR-Reaktordruckgefäß bei der Druckprobe in den Werkstätten der Klöckner AG..<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
und Fertigung von karbidischen Brennelementen<br />
wurde trotz der geringen Betriebserfahrung mit<br />
Brennelementen eine internationale Spitzenposition<br />
erreicht.<br />
Inzwischen werden einige Reaktortypen standardisiert<br />
angeboten: dies gilt für die britischen<br />
Magnox-Reaktoren sowie für Siedewasser- und<br />
Druckwasserreaktoren, auf die auch heute noch<br />
83 Prozent der global installierten Reaktorleistung<br />
entfallen. Die Entwicklung des Brennstoffs ist inzwischen<br />
international so weit <strong>for</strong>tgeschritten,<br />
dass der Vorteil der Kernenergie bei den Brennstoffkosten<br />
beginnt, bei der Projektplanung zum<br />
Tragen zu kommen und die Kernenergie wettbewerbsfähig<br />
zu machen. Als Zielabbrand werden für<br />
Urandioxid-Brennstoff mittlerweile 20.000 MWd/t<br />
angekündigt. <strong>International</strong> – insbesondere in den<br />
Vereinigten Staaten – richtet sich die Entwicklung<br />
zunehmend auf große Anlagen im Bereich 1.000<br />
MW elektrischer Leistung, um die Investitionskosten<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 43<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 43<br />
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ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 44<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 44<br />
| Abb. 15<br />
Ansicht des Steuerpultes und der Tafel für die nuklearen Meßgeräte in der Warte des<br />
Forschungsreaktors FR 2 Karlsruhe.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
| Abb. 16<br />
Forschungsreaktor Karlsruhe FR-2, 1963.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
pro MW zu senken. Zugleich ist wegen des Mangels<br />
an Erfahrung nicht klar, ob solche Konzepte nicht<br />
ein problematisch erhöhtes Betriebsrisiko hinsichtlich<br />
Verlässlichkeit und Ausfallraten mit sich<br />
bringen. Auch die Einbindung so großer Anlagen<br />
in die Stromnetze ist ein Diskussionsthema, zumal<br />
dies in besonderem Maße für das damals stark fragmentierte<br />
deutsche Stromnetz relevant ist.<br />
Natriumkühlung auf Gaskühlung<br />
zu wechseln. Bei den<br />
konkreten Projekten sind im<br />
Jahr 1962 der erfolgreiche Betrieb<br />
des VAK Kahl, der zügige<br />
Bau<strong>for</strong>tschritt beim AVR und der<br />
Baubeschluss zum Kernkraftwerk<br />
Gundremmingen vom RWE<br />
und dem Bayernwerk zu erwähnen.<br />
Die Kern<strong>for</strong>schungszentren<br />
Karlsruhe und Jülich führen zu<br />
einer besseren Verbindung zwischen<br />
Forschung und Industrie.<br />
In Karlsruhe wird die Entwicklung<br />
eines Schnellen Brüters<br />
begonnen<br />
Meilenstein Projekt<br />
KKW Gundremmingen<br />
Das Projekt eines nach damaligen<br />
deutschen Maßstäben<br />
großen Kernkraftwerks mit 237<br />
MW elektrischer Nettoleistung<br />
ist ein entscheidender Schritt zur<br />
wirtschaftlichen Nutzung der<br />
Kernenergie in Deutschland. Als<br />
Reaktortechnik wird ein Siedewasserreaktor<br />
gewählt und ein<br />
Konsortium von AEG, General<br />
Electric und Hochtief beauftragt.<br />
Beim Fortschritt weiterer Projekte<br />
und der Auftragsvergabe<br />
durch die Elektrizitätsversorgungsunternehmen<br />
erweist sich<br />
die Beteiligung der öffentlichen<br />
Hand an diesen Unternehmen zunehmend als<br />
Hemmschuh. Diese führt zu einer ausgeprägten<br />
Risikoaversion bei den Entscheidungsträgern. Insbesondere<br />
kommunale Mandatsträger schrecken<br />
Als weitere Reaktorvariante wird ein gasgekühlter<br />
Reaktor mit Schwerwasser als Moderator und<br />
U2O-Brennstoff auch für Deutschland vorgeschlagen.<br />
Bei Brennstoffen für Brutreaktoren mit<br />
schnellen Neutronen werden auch in Deutschland<br />
zunehmend oxidische Brennstoffe – U 2 O und<br />
Pu 2 O – in den Blick genommen, statt metallischer<br />
Brennstoffe, da damit ein höherer Abbrand und ein<br />
größerer Brutfaktor möglich wäre und mit Wiederaufarbeitung<br />
niedrigere Brennstoffkosten erwartet<br />
werden. Bei Brüterkonzepten wird untersucht, von<br />
| Abb. 17<br />
Messung der Rechtwinkeligkeit von U2O-Sinterkörpern 1961.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
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Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
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| Abb. 18<br />
Kernkraftwerk Gundremmingen im Bau 1964.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
oft davor zurück, kommunale Energieversorger<br />
an investitionsrisikobehafteten Projekten solcher<br />
Größenordnung wie Kernkraftwerke zu beteiligen.<br />
Dazu trug in Süddeutschland auch bei, dass damals<br />
wegen des hohen Anteils der Wasserkraft in dieser<br />
Region kein durchgängiger Volllastbetrieb thermischer<br />
Kraftwerke möglich war. Ein Thema das sehr<br />
gegenwärtig klingt. Für das Projekt Gundremmingen<br />
wurden zwischen 1957 und 1962 11 Angebote<br />
von 6 Firmengruppen geprüft. Gleichwohl war<br />
wegen noch fehlender internationaler Erfahrung<br />
zu Verfügbarkeit und Abbrand das Betriebs(kosten)<br />
risiko nicht genau zu ermitteln. Es wird deswegen<br />
eine Risikobeteiligung des Bundes sowie eine Förderung<br />
durch Euratom gewährt. Im Rahmen des<br />
Atomabkommens zwischen Euratom und den Vereinigten<br />
Staaten erfolgt eine Kreditgewährung durch<br />
die US-Import-Export-Bank.<br />
Errichtung des Prototyps eines Heißdampfreaktors<br />
durch AEG. Die Österreichische Studiengesellschaft<br />
für Atomkernenergie beauftragt Siemens-Schuckert<br />
mit Vorprojektarbeiten für einen Druckwasserreaktor<br />
mit 15 MW elektrischer Leistung. Im Bereich der<br />
Forschungsreaktoren wurden der Forschungsreaktor<br />
Geestacht 2 und der Argonaut Karlsruhe kritisch.<br />
Beim Rossendorfer Argonaut war dies schon 1962<br />
der Fall. Beim Projekt der AKG Gesellschaft für<br />
Atomkraft in Bayern mit Siemens-Schuckert wurde<br />
das Konzept eines Druckröhrenreaktors mit einem<br />
neuen Brennelementetyp und 100 MW elektrischer<br />
Leistung von D 2 O-Kühlung auf CO 2 -Kühlung umgestellt.<br />
Es soll eine Kühlmittelaustrittstemperatur<br />
von 550 °C erreicht werden. Als Brennstoff sollen<br />
U 2 O-Tabletten mit einprozentiger Anreicherung<br />
verwendet werden bei einem mittleren Abbrand<br />
von 11,6 GWd/t.<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 45<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 45<br />
Zweites Deutsches Atomprogramm und<br />
noch ein Reaktortyp<br />
Im Jahr 1963 wird vom Bund das zweite Deutsche<br />
Atomprogramm beschlossen. Es sieht ein Budget<br />
von 2,5 Milliarden DM für fünf Jahre vor, was<br />
inflationsbereinigt sechs Milliarden Euro heute<br />
entspricht. Ziel des Programms ist die Förderung<br />
technischer Entwicklungslinien vom Prototyp bis<br />
zum wettbewerbsfähigen Leistungsreaktor.<br />
Im Bereich einzelner Projekte sei der Einbau<br />
eines nuklearen Überhitzerkreislaufes in das VAK<br />
Kahl durch AEG genannt und die Sicherung der<br />
Im folgenden Jahr 1964 werden die Baubeschlüsse<br />
für die Kernkraftwerke Lingen und Obrigheim<br />
gefasst. Damit und mit dem Projekt in Gundremmingen<br />
wird einer Punkte des zweiten Atomprogramms<br />
1963 verwirklicht: der Bau von drei Reaktoren mit<br />
im Ausland erprobter Technologie mittlerer Größe,<br />
die von deutschen Unternehmen selbständig ausgeführt<br />
werden und relativ wenig staatliche Förderung<br />
beanspruchen. Keine Beschlüsse wurden allerdings<br />
zum AEG Heißdampfreaktor oder zum AKB-Siemens-Druckröhrenreaktor<br />
gefasst. Gleiches gilt<br />
für das Projekt einer Wiederaufarbeitunganlage in<br />
Karlsruhe von Leybold, Lurgi und Uhde sowie die<br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 46<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 46<br />
| Erster Strom aus AKW<br />
Gundremmingen<br />
1965.<br />
Quelle: BR Archiv<br />
| Abb. 19<br />
Kernkraftwerk Gundremmingen 1965.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Kompakte Natriumgekühlte Kernreaktoranlage<br />
(KNK) von Interatom in Karlsruhe. Auch die Möglichkeit<br />
einer hohen Bundesförderung konnte die<br />
beiden Projekte zunächst nicht voranbringen. In<br />
Jülich wurden ein Abfalllager und die Landessammelstelle<br />
Nordrhein-Westfalen eingerichtet.<br />
Baubeginn des ersten<br />
„Großkernkraftwerks“<br />
1963 ist der Bau des Kernkraftwerks<br />
Gundremmingen (KRB)<br />
ein maßgebliches Ereignis der<br />
Entwicklung der Kerntechnik in<br />
Deutschland. Als Vorläufer des<br />
KRB können das Kernkraftwerk<br />
Dresden in den Vereinigten Staaten<br />
von 1959 (Erstkritikalität)<br />
und die SENN-Anlage in Garigliano<br />
in Italien, die 1963 kritisch<br />
wurde, gelten sowie das VAK<br />
Kahl in Deutschland als Prototyp.<br />
Es gibt also als Grundlagen<br />
schon mehrjährige Erfahrungen<br />
bei Konstruktion und Bau. Als<br />
Hüllrohrmaterial wird wegen<br />
der guten Erfahrungen in Kahl<br />
Zircalloy ausgewählt. Dort wurden<br />
10.000 MWd/t Abbrand<br />
ohne undichte Stäbe erreicht.<br />
Das Kernkraftwerk Lingen wird<br />
ebenfalls als Siedewasserreaktor<br />
errichtet, soll aber einen fossil<br />
betriebenen Dampfüberhitzer<br />
erhalten. Ebenfalls beschlossen<br />
wird der Bau des AEG-Heißdampfreaktors<br />
(HDR) mit<br />
nuklearer Dampfüberhitzung<br />
am Standort Großwelzheim in<br />
der Nachbarschaft des VAK Kahl.<br />
Die hohe Überschussreaktivität<br />
im Kern des KRB ermöglicht<br />
das Überfahren einer Xenonvergiftung<br />
und gewährleistet<br />
einen hohen Bereitschaftsgrad<br />
auch nach Betriebspausen bzw.<br />
nach plötzlicher Entlastung der<br />
Anlage. Die Regelfähigkeit des<br />
Reaktors ist größer als die der<br />
übrigen Anlagenteile, d.h. die<br />
Laständerungsgeschwindigkeit<br />
wird von der Turbine bestimmt.<br />
Eine wesentliche und zukunftsweisende<br />
Verbesserung des KRB<br />
gegenüber dem KKW Dresden<br />
und dem KKW Garigliano ist die<br />
Dampftrocknung innerhalb des Reaktordruckbehälters<br />
mit einer Dampffeuchte von weniger als 0,1<br />
Prozent. Bei der Standortauswahl musste eine Änderung<br />
vorgenommen werden: wegen der Planung<br />
der Wasserversorger, den Bereich Bertoldsheim als<br />
Reservegebiet für die künftige Wasserversorgung<br />
| Abb. 20<br />
Baustelle des HDR Großwelzheim neben VAK Kahl 1965.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
| Abb. 21<br />
Gerät zur Programmierung logischer Verknüpfungen von digitalen<br />
signalen (Digitallogik).<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
des Großraums Nürnberg-Fürth-Erlangen zu nutzen,<br />
wurde der Standort nach Gundremmingen<br />
verlegt, was kleinere Anpassungen er<strong>for</strong>derlich<br />
machte, u. a. an die geringere Wasserführung der<br />
Donau am neuen Standort.<br />
DWR-Großkernkraftwerk Obrigheim<br />
In Karlsruhe erreichte der Mehrzweck<strong>for</strong>schungsreaktor<br />
(MZFR) Erstkritikalität und Siemens<br />
beginnt 1965 mit der Errichtung des Kernkraftwerks<br />
Obrigheim (KWO). Auch das KWO erhält ein<br />
umfangreiches Paket von Landes-, Bundes-, und<br />
Euratom-Förderung. Von den veranschlagten 330<br />
Millionen DM Gesamtkosten entfallen 16 Millionen<br />
DM auf einen Bundeszuschuss für Forschung<br />
und Entwicklung sowie 24 Millionen DM auf einen<br />
Bundeszuschuss für die erste Brennstofflieferung.<br />
Darüber hinaus wird ein langfristiger ERP-Kredit<br />
in Höhe von 50 Millionen DM, sowie Bürgschaften<br />
für 140 Millionen DM Fremdmittel (davon Bundesbürgschaft<br />
85 Mio. DM und Bürgschaft des Landes<br />
Baden-Württemberg 55 Mio. DM) gewährt. Die Regelfähigkeit<br />
des KWO liegt im Bereich zwischen 65<br />
und 100 Prozent der Nennleistung bei +/– 20 MW<br />
pro Minute, im Bereich Null bis 65 Prozent bei +/–<br />
13 MW pro Minute. Lastsprünge von 25 MW sind<br />
im Bereich 30 bis 100 Prozent der Nennleistung<br />
möglich. Dies und die vorigen Ausführungen zum<br />
KBR zeigen eindrucksvoll, dass die Lastfolgefähigkeit<br />
von Kernkraftwerken nicht nur von Anbeginn<br />
an ein wichtiges Entwicklungsziel war, sondern<br />
dass dieses auch vollumfänglich bereits bei einigen<br />
der ersten Kernkraftwerke in Deutschland erreicht<br />
wurde. Umso unverständlicher, dass die Mär von<br />
den vermeintlich unflexiblen Kernkraftwerken,<br />
die den Ausbau anderer Energieerzeuger behinderten<br />
und gar „die Netze“ verstopften immer noch im<br />
Umlauf ist und von interessierter Seite immer wieder<br />
unverdrossen und unbeachtlich aller Tatsachen<br />
weitergetragen wird. Im Zusammenhang mit dem<br />
Projekt KWO, dem größten seinerzeit in Europa<br />
projektierten Leichtwasserreaktor, baut Siemens in<br />
Nürnberg eine eigene Brennelementfertigung auf.<br />
Einen Eklat gibt es aus dem Bereich der Forschung<br />
zu vermelden. Es kam zu großen Protesten, Unstimmigkeiten<br />
innerhalb der Landesregierung und<br />
sogar zu Morddrohungen gegen den bayerischen<br />
Ministerpräsidenten Alfons Goppel wegen des teils<br />
intransparent und ungeschickt kommunizierten Angebots<br />
an das europäische Kern<strong>for</strong>schungszentrum<br />
CERN, im Ebersberger Forst östlich von München<br />
einen Protonenbeschleunigerring zu errichten.<br />
Wenn man sich die Symbolkraft und Ausstrahlung<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 47<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 47<br />
| Abb. 22<br />
MZFR Brennelement.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 48<br />
SPECIAL TOPIC | A JOURNEY THROUGH GERMAN NUCLEAR TECHNOLOGY 48<br />
| Abb. 23<br />
Elektronische Großrechenanlage IBM 7090 im Gebäude der Theoretischen Abteilung des Institus für Plasmaphysik in Garching.<br />
Quelle: <strong>atw</strong> – <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
dieser wissenschaftlichen Jahrhunderteinrichtung<br />
für München vergegenwärtigt, mag man<br />
geneigt sein, sich an den etwas ungnädigen Bundestagszwischenruf<br />
eines anderen bayerischen<br />
Ministerpräsidenten – Franz Josef Strauß – zu<br />
erinnern: „Vox populi, Vox Rindvieh“. Als lange<br />
verzögerte Schlusspointe dieser kleinen Anekdote<br />
mag man die Tatsache betrachten, dass statt<br />
eines unterirdisch errichteten Beschleunigerrings<br />
nun ein per Bürgerbefragung befürworteter Windpark<br />
die schon damals als Argument angeführte<br />
Nacherholungsfunktion des Ebersberger Forsts<br />
beeinträchtigen wird. Wissenschaftsgeschichtlich<br />
bedeutende Durchbrüche der Grundlagen<strong>for</strong>schung<br />
sind dabei aber nicht zu erwarten.<br />
Fazit<br />
Mit großem Engagement und einem unbändigen Erfolgswillen<br />
haben die Akteure der Kerntechnik in<br />
Deutschland im Zeitraum von 1955 bis 1965 eine<br />
weit abgeschlagene Position in der internationalen<br />
Kernenergie in einen fulminanten Aufbruch verwandelt,<br />
der zum europäischen LWR-Projekt mit<br />
der höchsten Leistung in Europa führte. Auch die<br />
noch heute in Deutschland zu findende Breite der<br />
kerntechnischen Kompetenz wurde in dieser Zeit<br />
vorge<strong>for</strong>mt, die man rückblickend als heroische<br />
Phase der Kernenergie in Deutschland bezeichnen<br />
könnte. Kehrseite der Machermentalität und des<br />
Erfolges war allerdings der Beginn einer gewissen<br />
Engführung der Mentalität der Akteure, die<br />
schon in der immer wieder auftauchenden und zur<br />
Unmäßigkeit neigenden Kritik an eigentlich günstigen<br />
und positiven Verhältnissen aufscheint und<br />
in den folgenden Jahren dazu führen sollte, das<br />
der Kerntechnikgemeinschaft, aber auch manchen<br />
unterstützenden Politikern häufig ein Sensorium<br />
dafür fehlte, dass nach wie vor in der allgemeinen<br />
Gesellschaft Vorbehalte und Befürchtungen gegenüber<br />
der Kerntechnik bestanden, die einen größeren<br />
Erklärungs- und auch Rechtfertigungsbedarf dieser<br />
Technologie nach sich zogen, als man wohl wahrhaben<br />
wollte. Bis sich diese Schwäche allerdings in<br />
tatsächlichen Problemen manifestieren sollte, verging<br />
noch ein weiteres technisch-wissenschaftlich<br />
sehr erfolgreiches Jahrzehnt, das im Rahmen des<br />
zweiten Teils dieses historischen Rückblicks dargestellt<br />
werden soll.<br />
– Fortsetzung folgt –<br />
Autor<br />
Nicolas Wendler<br />
Chefredakteur <strong>atw</strong> –<br />
<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong><br />
nicolas.wendler@nucmag.com<br />
Nicolas Wendler ist seit August 2013 Leiter Presse und Politik von Kerntechnik<br />
Deutschland e. V./Deutsches Atom<strong>for</strong>um e. V. und war davor seit März 2010 als<br />
Referent Politik dort beschäftigt. Er war zuvor als <strong>International</strong>er Referent für die<br />
internationalen Beziehungen der Jungen Union Deutschlands zuständig und hat<br />
unter anderem Themen der Energie-, Klima- und Wirtschaftspolitik für die Organisation<br />
bearbeitet. Seit Januar 2022 ist er außerdem Chefredakteur der <strong>atw</strong> –<br />
<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong>. Wendler hat in München und Bordeaux<br />
Politische Wissenschaft sowie Volkswirtschaftslehre und (Nord-) Amerikanische<br />
Kulturgeschichte studiert.<br />
Special Topic | A Journey through German <strong>Nuclear</strong> Technology<br />
Kollektiver Schock und Aufbruch – die frühen Jahre der Kernenergiewirtschaft in Deutschland ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Kerntechnische Lehrstühle an<br />
deutschsprachigen<br />
Universitäten und Hochschulen<br />
Kerntechnik studieren, aber wo? In dieser Reihe werden die kerntechnischen Lehrstühle an deutschsprachigen<br />
Universitäten und Hochschulen in Kurzportraits vorgestellt. Hierbei geht es vor allem<br />
darum, die Standorte vorzustellen, die aktuelle Lehre zu beleuchten und exemplarisch Forschungsarbeiten<br />
zu präsentieren. In jeder Ausgabe wird ein weiterer Lehrstuhl vorgestellt.<br />
Universität Stuttgart –<br />
Institut für Kernenergetik<br />
und Engiesysteme (IKE)<br />
Kompetenzerwerb und Kompetenzentwicklung<br />
der Studierenden und Promovierenden ist das<br />
Leitbild der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter des<br />
Instituts für Kernenergetik und Energiesysteme<br />
(IKE) der Universität Stuttgart. In einem Mix aus<br />
klassischer Kernenergietechnik, Reaktorsicherheits<strong>for</strong>schung<br />
und innovativen Methoden wird<br />
den Zuhörern die „Faszination Kerntechnik“ nähergebracht.<br />
Ausgangslage für die Kerntechnik in<br />
Deutschland<br />
„Brauchen wir noch kerntechnische Lehrstühle<br />
und Forschungsarbeiten zur Reaktorsicherheit?<br />
Hat sich das nicht mit dem Abschalten der letzten<br />
Leistungsreaktoren erledigt? Diese Fragen<br />
bekomme ich gerade wieder häufiger gestellt“,<br />
erklärt Prof. Jörg Starflinger, geschäftsführender<br />
Direktor des Instituts für Kernenergetik und Energiesysteme<br />
der Universität Stuttgart. „Und meine<br />
Antwort ist immer: Ja, sicher brauchen wir das!"<br />
Der Hintergrund für diese Einschätzung ist der<br />
Fachkräftemangel, der auch im akademischen<br />
Bereich deutlich spürbar ist. Die Studierendenzahlen<br />
im Bereich der Ingenieurwissenschaften<br />
an der Uni Stuttgart gehen deutlich zurück. Dabei<br />
wird eine kontinuierliche Anzahl an Absolventen<br />
gebraucht, um freiwerdende Stellen in der kerntechnischen<br />
Industrie zu besetzen. Stilllegung<br />
und Rückbau werden sicher noch 30 Jahre lang<br />
wichtige Themen sein. Strategisch gesehen ist ein<br />
tragfähiges nationales Konzept für die Weiterentwicklung<br />
von Kompetenzen in der Kerntechnik<br />
für die Beurteilung der Entwicklung von Neuanlagen<br />
in unseren Europäischen Nachbarländern<br />
er<strong>for</strong>derlich. Langfristig gilt es, bis zum Verschluss<br />
eines Endlagers, relevantes Know-how, das nicht<br />
einfach in Datenbanken speicherbar ist, weiterzuführen<br />
und ständig dem aktuellen, internationalen<br />
Stand von Forschung und Wissenschaft entsprechend<br />
weiterzuentwickeln. Gerade letzteres ist<br />
eine gesellschaftliche, generationenübergreifende<br />
Aufgabe, welche von allen wichtigen Akteuren<br />
gemeinsam gemeistert werden muss. Auch dafür<br />
brauchen wir eine kontinuierliche Ausbildung und<br />
Entwicklung zukünftiger Know-how Träger unter<br />
Einbeziehung von Forschung und Entwicklung,<br />
Industrie, Gutachterorganisationen und Aufsichtsbehörden.<br />
Das IKE steht für diese wichtige<br />
gesellschaftliche Aufgabe zur Verfügung.<br />
Kerntechnische Lehre<br />
Die Lehre besteht aus den Grundlagen der Kerntechnik<br />
und weiteren Spezialisierungen. Neben<br />
den Vorlesungen Kerntechnische Anlagen zur<br />
Energieerzeugung, in der der Aufbau und die<br />
Funktion von Kernkraftwerken (inkl. Gen III+,<br />
Gen IV, SMR 1 und MMR 2 -Anlagen) erläutert werden,<br />
können Studierende ihre Kenntnisse in den<br />
Vorlesungen Reaktorphysik und -sicherheit,<br />
Modellierung kerntechnischer Anlagen und<br />
ENERGY POLICY, EDUCATION ECONOMY & TRAINING AND LAW 49<br />
1 Small Modular Reactor<br />
2 Micro-Modular Reactor<br />
Education and Training<br />
Universität Stuttgart – Institut für Kernenergetik und Energiesysteme (IKE) ı Jörg Starflinger
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, EDUCATION ECONOMY & TRAINING AND LAW 50<br />
| Praktikum am<br />
SUR-100 der<br />
Universität Stuttgart.<br />
Foto: Nelson Rincon,<br />
IKE<br />
Strahlenschutz vertiefen. In Probabilistik- und<br />
Monte-Carlo-Methoden werden Studierende<br />
mit aktuellen Methoden zu Sensitivitäts- und<br />
Unsicherheitsanalysen vertraut gemacht, wie sie<br />
beispielsweise im GRS-Code SUSA eingesetzt werden.<br />
Diese Vorlesung besuchen interessanterweise<br />
viele Studierende der Luft und Raumfahrttechnik<br />
der Universität Stuttgart, die dies als wertvolle Ergänzung<br />
ihres Curriculums verstehen.<br />
Neu hinzugekommen ist die Vorlesung <strong>Nuclear</strong><br />
Waste, für den englischsprachigen Studiengang<br />
WASTE und als Angebot für die Studierenden der<br />
Umweltschutztechnik. Weiterhin ist eine deutschsprachige<br />
Vorlesung Nuklear Abfälle – wohin<br />
damit? für Nicht-MINT-Studierende 3<br />
im letzten<br />
Wintersemester erstmalig angeboten worden.<br />
Studierende der Fächer Geschichte und Architektur<br />
waren die ersten Teilnehmer dieser Vorlesung,<br />
die ausgebaut werden wird und ggf. im „Studium<br />
Generale“ wissenschaftlich interessierte Personen<br />
außerhalb der Universität über radioaktive<br />
Abfälle, Entsorgungs- und Endlagerkonzepte in<strong>for</strong>mieren<br />
soll.<br />
Als Lehrexport vermittelt das IKE Studierenden<br />
der Biomedizinischen Technik der Unis Tübingen<br />
und Stuttgart Kenntnisse über Radioaktivität<br />
und Strahlenschutz sowie Grundlagen der medizinischen<br />
Strahlentechnik. Die letztgenannte<br />
Vorlesung dient als Einstieg zur Vorlesung „Grundlagen<br />
der Therapie mit ionisierender Strahlung“,<br />
die vom Medizinphysiker des Robert-Bosch-Krankenhauses<br />
und des Marienhospitals Stuttgart<br />
durchgeführt wird.<br />
Praktika am Siemens Unterrichtsreaktor<br />
(SUR-100)<br />
Zu allen Studiengängen gehören Praktika. Das<br />
IKE bietet mit seinem Siemens Unterrichtsreaktor<br />
(SUR-100), einem Nullleistungsreaktor mit 100 mW<br />
Nennleistung am Standort Stuttgart 4 , praktische<br />
Experimente an einem Kernreaktor an. Beispielsweise<br />
kann der Neutronenflussverlauf im SUR<br />
an der Tafel hergeleitet, oder eben am Reaktor<br />
direkt gemessen werden. Eine solche Experimentiereinrichtung<br />
ist die ideale Ergänzung zum<br />
Tafelanschrieb und unterstützt somit den Lernerfolg.<br />
Weiterhin können Aktivierungsversuche<br />
durchgeführt und beispielsweise Halbwertzeiten<br />
bestimmt werden. Mit dem vorhandenen<br />
Gamma-Spektrometer können nach Aktivierung<br />
im SUR-100 Inhaltsstoffe von<br />
Substanzen identifiziert werden.<br />
So entdecken Studierende<br />
immer wieder in den Integrierten<br />
Schaltkreisen der 80er Jahre<br />
neben Silizium, Kupfer sowie<br />
Gold und Silber. Ein aktuelles<br />
Projekt ist ein Versuchsaufbau<br />
zur Herstellung von Technetium<br />
99 aus Molybdän 98. Den<br />
Studierenden der Medizintechnik<br />
soll ein Weg der Herstellung<br />
dieses wichtigen Radiopharmakons<br />
praktisch erläutert werden. Der Lernerfolg<br />
mit diesen praktischen Versuchen ist viel größer<br />
als nur mit Theorie.<br />
Innovative Forschungsthemen<br />
Nach dem Humboldt’schen Bildungsideal sind<br />
Lehre und Forschung an einer Universität untrennbar<br />
miteinander verbunden. Diesem Ideal folgend<br />
werden am IKE Forschungsarbeiten zu sehr aktuellen<br />
Themen durchgeführt, von denen hier nur zwei<br />
Beispiele genannt werden sollten: Passive Wärmeabfuhr<br />
und Künstliche Intelligenz. Alle Themen<br />
werden in der Regel von Promovierenden bearbeitet,<br />
die durch die Arbeit an den wissenschaftlichen<br />
Themen ihre Kenntnisse und Fähigkeiten aufbauen<br />
bzw. verbessern. Dadurch werden sie sehr<br />
interessant für den Arbeitsmarkt, leider oftmals<br />
auch außerhalb der Kerntechnik. Die Projektförderung<br />
erfolgt durch die Bundesministerien und<br />
durch die EU, nicht durch Industrieaufträge.<br />
Passive Nachwärmeabfuhr ist durch den Unfall in<br />
Fukushima in den Fokus der Reaktorsicherheits<strong>for</strong>schung<br />
gerückt. Hierbei stellt sich die Frage,<br />
wie die Nachwärme bei Ausfall der Not- und<br />
Nachkühlkette und einer zerstörten Infrastruktur<br />
(kein Zugang für externe Maßnahmen) abgeführt<br />
werden kann. Ein von der EU gefördertes Projekt<br />
3 Mathematik-In<strong>for</strong>matik-Naturwissenschaften-Technik<br />
4 weitere SUR-100 Standorte an der HS Ulm und HS Fortwangen sowie ein bauähnlicher Nullleistungsreaktor (AKR-2) an der TU Dresden.<br />
Education and Training<br />
Universität Stuttgart – Institut für Kernenergetik und Energiesysteme (IKE) ı Jörg Starflinger
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
| Kamin der ATHOS<br />
Versuchsanlage<br />
(Atmospheric<br />
THermosyphon<br />
COoling System).<br />
Foto: Nelson Rincon,<br />
IKE<br />
bewertet den möglichen Einsatz eines autarken,<br />
selbst-startenden, sehr kompakten, nachrüstbaren<br />
Nachwärmeabfuhrsystems mit überkritischem<br />
Kohlenstoffdioxid als Arbeitsmittel (sCO2-4-NPP 5 ).<br />
Für einen generischen KONVOI konnte gezeigt<br />
werden, dass 4 solcher Kreisläufe die Nachzerfallswärme<br />
verlässlich abführen können. Ein weiteres<br />
Projekt ist die passive Kühlung von Nasslagern<br />
mittels Heat Pipes (PALAWERO 2, BMWi (heute<br />
BMUV), Förderkennzeichen: FKZ 1501515). Die im<br />
Heat Pipe vorhandene Flüssigkeit verdampft in der<br />
Verdampfungszone und transportiert die Wärme<br />
zur Kondensationszone, meist am oberen Ende<br />
der Heat Pips um Auftriebskräfte bei der Verdampfung<br />
zu nutzen. Die Wärme wird beispielsweise an<br />
die Umgebungsluft abgegeben, was die Abhängigkeit<br />
der Wasserbevorratung verringert. Sog.<br />
Loop-Heat Pipes können auch zur sicheren passiven<br />
Nachwärmeabfuhr bei neuen SMR-Designs<br />
dienen (siehe EU Projekt PASTELS 6 . Mehr Beispiele<br />
finden sich auf der IKE-Webseite: www.ike.unistuttgart.de/<strong>for</strong>schung/<strong>for</strong>schungsprojekte/<br />
Künstliche Intelligenz (KI) ist ein weiteres Zukunftsthema<br />
in der Kerntechnik. Hierbei geht es<br />
weniger um die Formulierung von Texten 7 , sondern<br />
darum, wie eine KI dahingehend trainiert<br />
werden kann, dass hoch-komplexe, rechenzeitintensive<br />
Simulationsvorgänge, wie beispielsweise<br />
die späte Störfallphase, mit vernünftigem Ressourcenaufwand<br />
durchgeführt werden können. Nicht<br />
allen steht ein Großrechner zur Verfügung. Dazu<br />
haben sich neben dem IKE das Institute für parallele<br />
und Verteilte Systeme der Uni Stuttgart und<br />
die Arbeitsgruppe Plant Simulation and Safety der<br />
Ruhr Universität Bochum zusammengeschlossen,<br />
um aus einer sehr umfangreichen Datenbasis,<br />
die beide kerntechnische Institute besitzen, mit<br />
Hilfe von KIs rechenzeitgünstige, aber durch die<br />
Datenmenge hinsichtlich der Gültigkeit abgesicherte<br />
Modelle (sog. Surrogatmodelle) abzuleiten,<br />
die dann in thermohydraulischen Systemcodes,<br />
wie ATHLET der GRS, verwendet werden können.<br />
Das Projekt wird vom BMBF gefördert (FKZ:<br />
02NUK078). Auch hier steht neben dem wissenschaftlichen<br />
Ziel die Kompetenzentwicklung von<br />
Promovierenden, die von engagierten Studierenden<br />
unterstützt werden, im Vordergrund.<br />
Zukunft in Forschung und Lehre?<br />
Man stelle sich folgende Frage: Vor dem Hintergrund,<br />
dass es vielleicht erst ab 2079 oder sogar<br />
noch deutlich später ein Endlager für wärmeentwickelnde<br />
Abfälle geben könnte (siehe <strong>atw</strong><br />
03/2023), wer macht 2050 eigentlich noch eine<br />
Kritikalitätsanalyse nach (dann) aktuellem Stand<br />
von Wissenschaft und Technik für die Brennelemente<br />
in den CASTOR©-Behältern? Wissen kann<br />
man nicht speichern. Man speichert Daten und<br />
In<strong>for</strong>mationen. Wissen generiert man aus dem<br />
ständigen Arbeiten mit Daten und Fakten. Erfahrungen<br />
(Know-how) sammelt man aus richtig und<br />
besser sogar aus falsch angewendetem Wissen.<br />
Wissen generieren wir durch Projekte, seien es nationale<br />
oder internationale. Wissen gibt man an<br />
Universitäten und Hochschulen weiter in dem wir<br />
Studierenden beibringen, wissenschaftlich sauber<br />
mit Fakten und Daten zu arbeiten. Wer soll das<br />
machen, wenn die Gefahr besteht, dass die Universitäten<br />
in Gefolgschaft gegenüber politischen<br />
Erwartungshaltungen ihre kerntechnischen Institute<br />
schließen? Die sehr guten, strategischen<br />
Nachwuchsprogramme des BMBF und BMWi (nun<br />
BMUV) mit ihren zielgerichteten Förderungen von<br />
Nachwuchsgruppen werden dann ins Leere laufen.<br />
Die Frage der „Lehre und Lehrenden 2030“<br />
muss jetzt, unter Einbeziehung des Bundes und<br />
der Länder, geklärt werden. Vielleicht ist es sogar<br />
Zeit für eine „kerntechnische Akademie“?<br />
KONTAKT<br />
Prof. Dr.-Ing. Jörg Starflinger<br />
Geschäftsführender Direktor<br />
Institut für Kernenergetik und Energiesysteme<br />
Tel.: +49 711 685 62138<br />
institut@ike.uni-stuttgart.de<br />
www.ike.uni-stuttgart.de<br />
ENERGY POLICY, EDUCATION ECONOMY & TRAINING AND LAW 51<br />
5 https://www.sco2-4-npp.eu/ zuletzt besucht am 8.6.2023<br />
6 https://www.pastels-h2020.eu/ zuletzt besucht am 8.6.2023<br />
7 Obwohl sich der Professor, der die studentischen Arbeiten liest, immer öfter wünscht, man hätte ChatGPT o. ä. verwendet<br />
Education and Training<br />
Universität Stuttgart – Institut für Kernenergetik und Energiesysteme (IKE) ı Jörg Starflinger
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 52<br />
Zum Zeitplan des<br />
Standortauswahlverfahrens für<br />
die Endlagerung hoch radioaktiver<br />
Abfälle in Deutschland<br />
Klaus-Jürgen Röhlig<br />
Seit 2017 wird in Deutschland ein Verfahren durchgeführt, das zur Auswahl eines Standorts für die Endlagerung<br />
hoch radioaktiver Abfälle führen soll. Von Beginn an gab es eine Diskrepanz zwischen den Vorgaben<br />
für das Verfahren und deren Interpretation durch die Akteure einerseits und der nach dem Standortauswahlgesetz<br />
anzustrebenden Jahreszahl 2031 für die Festlegung des Endlagerstandorts andererseits. Im November<br />
2022 stieg die Aufmerksamkeit für diese Diskrepanz aufgrund einer Reihe von Pressemitteilungen. Zugrunde<br />
lagen Abschätzungen der Bundesgesellschaft für Endlagerung (BGE), die auf eine Verzögerung um<br />
mehrere Jahrzehnte hinwiesen. Im Artikel werden Hintergründe und Ursachen für diese Entwicklung dargelegt<br />
und argumentiert, warum eine Verzögerung in dieser Größenordnung nicht akzeptabel ist. Abschließend<br />
werden einige Vorschläge gemacht, die zu einer deutlich kürzeren Verfahrensdauer beitragen können.<br />
Dieser Beitrag gibt die persönliche Auffassung des Verfassers<br />
wieder. Der Verfasser dankt den Mitgliedern und<br />
ständigen Gästen der Deutschen Arbeitsgemeinschaft<br />
Endlager<strong>for</strong>schung (DAEF) sowie den Mitarbeiterinnen<br />
und Mitarbeitern des Instituts für Endlager<strong>for</strong>schung<br />
der TU Clausthal für wertvolle Anregungen und Diskussionen<br />
zum Thema dieses Beitrags.<br />
1. Das Standortauswahlverfahren<br />
Nach dem 2011 gefassten Beschluss zur Beendigung<br />
der friedlichen Nutzung der Kernenergie in<br />
Deutschland ergab sich die Chance, dem bislang<br />
unauflösbar scheinenden Konflikt um die Entsorgung<br />
insbesondere hoch radioaktiver Abfälle<br />
– kulminierend in der Auseinandersetzung um das<br />
Vorhaben einer Endlagerung am Standort Gorleben<br />
(Tiggemann 2019) – beizukommen: Mit der ersten<br />
Fassung des Standortauswahlgesetzes (StandAG<br />
2013) wurde ein neuer Prozess zur Auswahl eines<br />
Standorts zur Endlagerung insbesondere hoch<br />
radioaktiver Abfälle „in einem wissenschaftsbasierten<br />
und transparenten Verfahren“ eingeleitet.<br />
Für die Auswahl wurde im Gesetz das Primat der<br />
Sicherheit <strong>for</strong>muliert – mehr noch: es ging um die<br />
„bestmögliche Sicherheit für einen Zeitraum von<br />
einer Million Jahren“ (§ 1). Es wurden Festlegungen<br />
zur Öffentlichkeitsbeteiligung im Verfahren getroffen,<br />
Aspekte der Freiwilligkeit oder Vetorechte für<br />
betroffene Standorte oder Gebietskörperschaften<br />
wurden dagegen nicht aufgenommen. 1 Es wurde<br />
festgelegt, dass das Standortauswahlverfahren „bis<br />
zum Jahr 2031 abgeschlossen“ sein sollte (§ 1). Zu<br />
den zentralen Festlegungen gehörte weiterhin die<br />
Bildung einer „Kommission Lagerung hoch radioaktiver<br />
Abfallstoffe“ (§ 3) mit Mitgliedern aus Politik,<br />
Wissenschaft und Gesellschaft, die Handlungsempfehlungen<br />
für das vorgesehene Verfahren erarbeiten<br />
und eine Konkretisierung des Standortauswahlgesetzes<br />
vorbereiten sollte.<br />
Diese Kommission erarbeitete einen Abschlussbericht<br />
(Endlagerkommission 2016), der die Grundlage<br />
für die Neufassung des StandAG (2017) bildete.<br />
U. a. wurden festgelegt:<br />
p der Ablauf des Standortauswahlverfahrens über<br />
drei Phasen, deren jede mit einer Gesetzgebung<br />
abzuschließen ist (Teil 3, Kapitel 2),<br />
p Kriterien für die Auswahl und Randbedingungen<br />
für die unterstützenden so genannten<br />
„vorläufigen Sicherheitsuntersuchungen“<br />
(Teil 3, Kapitel 3) und<br />
p Regeln für die Organisation und Durchführung<br />
der Öffentlichkeitsbeteiligung, einschließlich<br />
der Bildung eines Nationalen Begleitgremiums<br />
(NBG) (Teil 2).<br />
Der Anspruch der bestmöglichen Sicherheit für eine<br />
Million Jahre wurde beibehalten, das Verfahren<br />
1 Zum Verhältnis der Aspekte „Sicherheit“ und „Freiwilligkeit“ in Standortauswahlverfahren vgl. DAEF (2014) und Röhlig (2022).<br />
Decommissioning and Waste Management<br />
Zum Zeitplan des Standortauswahlverfahrens für die Endlagerung hoch radioaktiver Abfälle in Deutschland ı Klaus-Jürgen Röhlig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
| Abb. 1<br />
Statuskonferenz Endlagerung.<br />
Quelle: BASE-Bildkraftwerk<br />
sollte partizipativ, wissenschaftsbasiert, transparent,<br />
selbsthinterfragend und lernend sein (§<br />
1). Grundsätzlich für die Endlagerung in Betracht<br />
kämen die „Wirtsgesteine Steinsalz, Tongestein<br />
und Kristallingestein“. Die erste Phase des Verfahrens<br />
sollte ausschließlich auf der Auswertung<br />
bereits existierender geowissenschaftlicher Daten<br />
basieren und wurde noch einmal in zwei Teilschritte<br />
unterteilt: Im ersten Schritt sollten Teilgebiete<br />
Deutschlands, „die günstige geologische Voraussetzungen<br />
für die sichere Endlagerung radioaktiver<br />
Abfälle erwarten lassen“ (§ 13) ermittelt werden,<br />
aus denen dann im zweiten Teilschritt „Standortregionen<br />
für übertägige Erkundung“ ausgewählt<br />
werden sollen (§§ 14, 15). In den weiteren Phasen<br />
sollte dann eine Einengung durch übertägige und<br />
untertägige Erkundung hin zur Festlegung eines<br />
Standorts erfolgen (§§ 16–20).<br />
– inzwischen umbenannt in Bundesamt für die Sicherheit<br />
der nuklearen Entsorgung (BASE). Das<br />
BASE ist auch Träger der Öffentlichkeitsbeteiligung<br />
im Standortauswahlverfahren.<br />
Mit der Veröffentlichung des „Zwischenberichts<br />
Teilgebiete“ (BGE 2020) wurde der erste Schritt<br />
im Verfahren vollzogen. Es wurden ca. 54 % der<br />
deutschen Fläche als Teilgebiete für die weitere<br />
Untersuchung ausgewiesen, der Standort Gorleben<br />
war nicht unter diesen Teilgebieten. Gemäß § 9<br />
StandAG fand eine Fachkonferenz Teilgebiete statt<br />
(eine Auftaktveranstaltung und drei Beratungstermine).<br />
Die Ergebnisse wurden 2021 veröffentlicht<br />
(Fachkonferenz Teilgebiete 2021). Über die gesetzlichen<br />
Festlegungen hinausgehend erfolgte dann<br />
eine Verstetigung der Öffentlichkeitsbeteiligung<br />
als „Forum Endlagersuche“. 2<br />
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 53<br />
Durch die Festlegungen des Standortauswahlgesetzes<br />
und des Gesetzes zur Neuordnung der<br />
Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung<br />
(VkENOG 2017) wurden auch die Organisationsstruktur<br />
und die Finanzierung der nuklearen<br />
Entsorgung grundlegend neu geregelt. Es kam<br />
u. a. zur Bildung der Vorhabenträgerin Bundesgesellschaft<br />
für Endlagerung (BGE), die für die<br />
Durchführung des Standortauswahlverfahrens und<br />
die Endlagerprojekte in Deutschland zuständig ist,<br />
der Bundesgesellschaft für Zwischenlagerung (BGZ)<br />
und der Aufsichts- und Genehmigungsbehörde<br />
Ausgelöst durch eine Reihe von Pressemitteilungen<br />
(u. a. BMUV 2022) gewann die bis dahin eher<br />
verhaltene Diskussion um den Zeitplan des Standortauswahlverfahrens<br />
im November 2022 eine<br />
neue Qualität. Die BGE (2022b) veröffentlichte im<br />
Dezember 2022 Abschätzungen, die je nach unterstelltem<br />
Szenario auf Jahreszahlen zwischen 2046<br />
und 2068 für die Standortfestlegung führten. Das<br />
BASE (2023) reagierte mit einer Stellungnahme, die<br />
auf einen eher noch größeren Zeitbedarf hinwies.<br />
Der vorliegende Artikel soll einen Beitrag zum nun<br />
begonnen Diskurs leisten.<br />
2 www.endlagersuche-infoplatt<strong>for</strong>m.de/webs/Endlagersuche/DE/Beteiligung/Buergerbeteiligung/konzeption/fach<strong>for</strong>um/fach<strong>for</strong>um.html aufgerufen am 09.06.2023.<br />
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Zum Zeitplan des Standortauswahlverfahrens für die Endlagerung hoch radioaktiver Abfälle in Deutschland ı Klaus-Jürgen Röhlig
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DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 54<br />
| Abb. 2<br />
Veranstaltung Nationales Begleitgremium (NBG), die Rolle der Wissenschaft bei der Endlagersuche.<br />
Quelle: Aygül Cizmecioglu<br />
2. Lernen aus der Vergangenheit:<br />
Mehr Mut und mehr Ehrlichkeit sind<br />
notwendig<br />
Die Jahreszahl 2031 ist ein neuer „Elefant im Raum“ 3 :<br />
Die Endlagerkommission (2016) hat sich durchaus<br />
differenziert zu dieser Zeitmarke des ersten Standortauswahlgesetzes<br />
(StandAG 2013) geäußert (vgl.<br />
Thomauske 2023). Die Kommission hat aber letztlich<br />
ein Verfahren vorbereitet, das zumindest potentiell<br />
auf Verfahrensdauern wie jetzt diskutiert hinwirkt.<br />
Sie hat diesen Widerspruch nicht aufgelöst.<br />
Der Gesetzgeber hat sich entschlossen, die Zeitmarke<br />
„2031“ in die 2017er Novellierung des StandAG<br />
zu übernehmen, jedoch in unverbindlicher Weise<br />
(„angestrebt“). Laut Pressemitteilung des BMUV<br />
(2022) geschah dies aus „Notwendigkeit, dass die<br />
Arbeiten im Standortauswahlverfahren zügig beginnen“.<br />
Interessierte, die die Jahreszahl (zu) wörtlich<br />
genommen haben, dürften diese Argumentation als<br />
unehrlich empfinden.<br />
Die Fachcommunity – den Verfasser eingeschlossen<br />
– hat bislang geschwiegen, obwohl offensichtlich<br />
war, dass die Vorgaben des StandAG und ihre Interpretation<br />
durch die Akteure nicht zur Jahreszahl<br />
2031 passten – erst recht nicht, wenn man Attribute<br />
des Verfahrens wie „selbsthinterfragend“, „lernend“,<br />
„reversibel“ (§ 1 StandAG) ernst nimmt. Lediglich<br />
die wiederholten Hinweise des BASE, die BGE möge<br />
einen Zeitplan erstellen, können als Versuche des<br />
Umgangs mit der offensichtlichen Diskrepanz interpretiert<br />
werden (u. a. BASE 2017, 2021).<br />
Vergrößert wurde die Differenz zwischen Anspruch<br />
und Wirklichkeit durch den „Zwischenbericht Teilgebiete“<br />
– insbesondere die geowissenschaftlichen<br />
Abwägungskriterien des StandAG (2017) wurden<br />
weitgehend wirkungslos im Auswahlprozess, weil<br />
viele von ihnen durch die Verwendung pro Wirtsgestein<br />
einheitlicher Referenzdatensätze in ihrer<br />
Wirkung nivelliert wurden (DAEF 2020, Röhlig et<br />
al. 2021). Das Ergebnis ist bekannt: 54 % der deutschen<br />
Fläche wurden als Teilgebiet ausgewiesen, die<br />
Entscheidung zur weiteren Einengung wurde nach<br />
hinten verschoben.<br />
Die Möglichkeit, nach § 13 StandAG Empfehlungen<br />
zum Umgang mit Gebieten mit unzureichender<br />
Datenlage zu geben, wurde nicht genutzt. Dieser<br />
Sachverhalt wurde in der Fachkonferenz Teilgebiete<br />
mehrfach angesprochen, eine aufsichtliche Reaktion<br />
des BASE ist dem Verfasser nicht bekannt.<br />
3 Tiggemanns (2019) Zuschreibung zum Standort Gorleben.<br />
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Dies sind wenige herausragende Beispiele eines<br />
zurückhaltenden und zögerlichen Umgangs mit<br />
der Diskrepanz zwischen dem „Anstreben“ einer<br />
Standortfestlegung im Jahr 2031 einerseits und<br />
den Vorgaben zum Ablauf des Verfahrens und ihrer<br />
Interpretation andererseits. Eine solche Zurückhaltung<br />
in Kommunikation und/oder Handeln mag der<br />
Vorsicht in einem fragilen und kommunikativ anspruchsvollen<br />
Verfahren geschuldet gewesen sein:<br />
Die Akteure und Interessierten – den Verfasser eingeschlossen<br />
– machten im Standortauswahlgesetz<br />
durchaus Defizite aus. Sie sahen in ihm jedoch auch<br />
die einzige Chance, einen Dauerkonflikt zu beenden<br />
und zu einer sicheren Entsorgung der hoch radioaktiven<br />
Abfälle in Deutschland zu gelangen. Die<br />
laufende Debatte zum Zeitplan zeigt aber, dass sich<br />
solcherart Zurückhaltung rächt:<br />
Ignorierte Probleme verschwinden nicht von allein.<br />
Alle Beteiligten müssen mehr Mut und mehr Ehrlichkeit<br />
aufbringen, um so zum Gelingen des Verfahrens<br />
beizutragen.<br />
3. Bestmögliche Sicherheit:<br />
Wie, für wen, wann?<br />
Die Setzung der „bestmöglichen Sicherheit“ „für<br />
einen Zeitraum von einer Million Jahren“ (StandAG)<br />
führte im Diskurs zu nachgerade metaphysischer<br />
Ehrfurcht, zuletzt nachzulesen in der Pressemitteilung<br />
des BMUV: „Dem Grundsatz<br />
der bestmöglichen Sicherheit<br />
haben sich auch Zeitvorgaben<br />
unterzuordnen, […]“. Diese<br />
Argumentation ist fehlerhaft:<br />
Der Zeitraum von einer Million<br />
Jahre hat bereits begonnen, die<br />
Zwischenlagerung muss z. B. als<br />
Teil des zu betrachtenden und<br />
(best-)möglichst sicheren Systems verstanden werden<br />
(Röhlig & Sträter 2022). Und: Wenn aufgrund<br />
einer Überdehnung des Zeitplans am Ende gar kein<br />
Standort gefunden wird, ist das dann auch „bestmöglich“,<br />
oder sollte diese Gefahr nicht vielmehr in<br />
eine umfassende Risikobetrachtung eingehen, die<br />
diesen Namen verdient? Ist es legitim, sich einen hypothetischen<br />
Sicherheitsgewinn in ferner Zukunft<br />
mit einem Sicherheitsverzehr in der nahen Zukunft<br />
zu erkaufen? 4 Man sieht: Zeit hat sich nicht der Sicherheit<br />
„unterzuordnen“, vielmehr ist sie selbst ein<br />
sicherheitsrelevanter Faktor.<br />
Der Umgang mit dem Begriff „bestmöglich“ ist ein<br />
weiteres Beispiel für Mangel an Mut und / oder<br />
„Ist es legitim, sich einen<br />
hypothetischen Sicherheitsgewinn<br />
in ferner Zukunft<br />
mit einem Sicherheitsverzehr<br />
in der nahen Zukunft zu<br />
erkaufen?“<br />
Ehrlichkeit in der Kommunikation: Dass es aus<br />
mehreren Gründen nicht möglich ist, den objektiv<br />
bestmöglichen Standort zu finden, ist aus fachlicher<br />
Sicht einleuchtend:<br />
p Man bräuchte vollständige Kenntnis zum geologischen<br />
Untergrund (im Sinne des Laplaceschen<br />
Dämons) – diese ist nicht zu erlangen.<br />
p Selbst bei vollständiger Kenntnis gäbe es<br />
Inkommensurabilität: Man stelle sich z. B.<br />
vor, Standort A verfüge über eine im Vergleich<br />
zu Standort B mächtigere geringdurchlässige<br />
Tonschicht. Die Wahrscheinlichkeit, dass diese<br />
durch Erosionsvorgänge im Bewertungszeitraum<br />
geschädigt wird, sei aber für Standort A<br />
größer als für Standort B. Was ist besser?<br />
p Sicherheitskonzepte für unterschiedliche Wirtsgesteine<br />
gewichten natürliche (geologische)<br />
Barrieren im Vergleich zu (geo-)technischen<br />
Barrieren unterschiedlich. Welches ist das<br />
beste?<br />
Das StandAG verlangt auch keinen objektiv „bestmöglichen“<br />
Standort, es definiert „bestmöglich“ im<br />
Gegenteil prozedural: „[…] ist der Standort, der im<br />
Zuge eines vergleichenden Verfahrens aus den in der<br />
jeweiligen Phase nach den hierfür maßgeblichen<br />
An<strong>for</strong>derungen dieses Gesetzes geeigneten Standorten<br />
bestimmt wird […]“. Damit wird aber auch<br />
klar, dass die Handelnden Einfluss auf das Ergebnis<br />
haben, und zwar insbesondere<br />
durch Entscheidungen darüber,<br />
welchen Verfahrensaufwand sie<br />
für angemessen halten. Diese<br />
Entscheidungen wiederum<br />
werden sinnvollerweise auch<br />
von der Gesamtsituation und<br />
der dadurch er<strong>for</strong>derlichen Ressourcenverteilung<br />
angesichts<br />
von Bedrohungen wie z. B. Krieg oder Klimakrise<br />
bestimmt. Entscheidende Stellschraube auf der<br />
Suche nach „bestmöglich“ wird sein, wann und<br />
nach welchen Kriterien man sich von Optionen<br />
trennt oder diese zumindest zurückstellt. Nachdenken<br />
und Diskutieren über Stellschrauben er<strong>for</strong>dern<br />
jedoch Mut und Ehrlichkeit!<br />
Es wäre also nicht unbedingt notwendig, sich von<br />
der Setzung „bestmöglich“ zu trennen (Thomauske<br />
2023), wenn man sie in diesem Sinne interpretiert.<br />
Es ist aber notwendig, die genannten Sachverhalte<br />
ehrlich und offensiv zu kommunizieren. Es besteht<br />
sonst das Risiko, dass Betroffene das Verfahren<br />
als „ungerecht“ empfinden: Warum ausgerechnet<br />
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 55<br />
4 Eine Frage, die schon in Diskussionen zum Bergwerk Asse II zu wenig Raum bekam.<br />
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DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 56<br />
„meine“ Region, wenn doch eine andere potentiell<br />
besser sein könnte?<br />
4. Das Verfahren dauert länger –<br />
hat das Vorteile?<br />
Zu hoher Zeitdruck in einem Verfahren wie dem<br />
Standortauswahlverfahren kann zu nicht-sicherheitsgerichtetem<br />
Entscheidungsverhalten der<br />
Akteure führen. Ist dies aber ein hinreichender<br />
Grund für eine sich über mehrere Jahrzehnte streckende<br />
Verfahrensdauer? Dem Verfasser sind vor<br />
allem zwei Argumente in diesem Sinne bekannt:<br />
1. Eine längere Dauer würde Konflikte beruhigen<br />
(durchaus auch auf natürlichem Wege durch Generationswechsel)<br />
– verwiesen wird dabei auch<br />
auf Erfahrungen aus der Schweiz. Hierzu sei<br />
angemerkt, dass dies in der Tendenz wahr sein<br />
mag, die für eine Beruhigung notwendigen Zeiträume<br />
aber deutlich kürzer sein dürften als die<br />
derzeit diskutierten: Es geht eher um Jahre als<br />
um mehrere Jahrzehnte. Dies entspricht sowohl<br />
den Schweizer Erfahrungen als auch der Wahrnehmung<br />
des Verfassers, dass sich die Diskussionen<br />
gerade der jüngeren Teilnehmer in den Beteiligungsverfahren<br />
im deutschen<br />
Verfahren durch eine<br />
Versachlichung auszeichnen.<br />
2. Eine längere Dauer würde<br />
mehr Forschung und Entwicklung<br />
zum Erreichen<br />
von „bestmöglich“ erlauben.<br />
Diesbezüglich sei auf eine<br />
Reihe ausländischer Endlagerprojekte<br />
verwiesen, in denen der Stand von<br />
Forschung und Entwicklung (FuE) offensichtlich<br />
als angemessen eingeschätzt wird, um zur Umsetzung<br />
zu gelangen. FuE-Bedarf und offene Fragen<br />
wird es immer geben – z. B. sähe der Verfasser in<br />
Errichtung und Betrieb eines Untertagelabors im<br />
Steinsalz eine interessante Perspektive (während<br />
man für die anderen Wirtsgesteinstypen weiterhin<br />
von den vielfältigen Kooperationen in ausländischen<br />
Untertagelaboren profitieren kann). Hier<br />
wie an anderer Stelle stellt sich aber die Frage,<br />
welchen Aufwand die Gesellschaft in „bestmöglich“<br />
investieren will (s. Abschnitt 3).<br />
5. Das Verfahren dauert länger –<br />
hat das Nachteile?<br />
Hocke et al. (2023) folgend ist der Verfasser der<br />
Meinung, dass eine Dauer des Verfahrens wie<br />
derzeit diskutiert zu erhöhten sozio-technischen<br />
„Der Umgang mit dem<br />
Begriff „bestmöglich“ ist ein<br />
weiteres Beispiel für Mangel<br />
an Mut und/oder Ehrlichkeit<br />
in der Kommunikation“<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen, Risiken und Ungewissheiten<br />
führen würde. Einzelheiten hierzu haben u. a. auch<br />
die ESK (2023), Wendler (2023) und Thomauske<br />
(2023) zusammengestellt, zusammenfassend seien<br />
hier folgende Aspekte genannt:<br />
p Das Interesse am Verfahren würde (noch<br />
weiter) sinken, für viele Beteilige „bricht der<br />
Spannungsbogen zusammen.“ (Hocke et al.<br />
2023) Es käme zu einer Verschiebung von<br />
Entscheidungen auf die nächsten zwei Generationen<br />
und das Risiko eines Abbruchs wäre<br />
erhöht.<br />
p Es besteht auch das Risiko eines Abbruchs<br />
aufgrund neuer Prioritäten angesichts anderer<br />
– konkurrierender – gesellschaftlicher Heraus<strong>for</strong>derungen<br />
und Gefahren.<br />
p Mit zunehmender Dauer des Verfahrens nimmt<br />
das Risiko von Nutzungskonflikten mit konkurrierenden<br />
Optionen einer Nutzung des untertägigen<br />
Raums (Geothermie, Energiespeicherung,<br />
CCS, Bergbau, …) zu.<br />
p Bislang ist im Verfahren immer auch zu prüfen,<br />
ob „eine zusätzliche Endlagerung größerer<br />
Mengen schwach- und mittelradioaktiver<br />
Abfälle“ (§ 27 (4) StandAG) am Standort für die<br />
Endlagerung hochradioaktiver<br />
Abfälle möglich ist. Es handelt<br />
sich hier um die Abfälle, die<br />
aus der Schachtanlage Asse II<br />
zurückzuholen sind und um<br />
abgereichertes Uran aus der<br />
Urananreicherung („Urantails“)<br />
sowie ggf. weitere Abfälle, die<br />
aufgrund des Nuklidinventars<br />
und/oder ihrer chemischen<br />
Zusammensetzung nicht im Endlager Konrad<br />
angenommen werden können (ESK 2016,<br />
BMUV 2015). Ob eine solche Endlagerung am<br />
selben Standort gelänge, ist ungewiss, mit einer<br />
Verschiebung der Standortauswahl um Jahrzehnte<br />
entfiele diese Option vermutlich.<br />
p Eine rechtliche Prüfung erst im Rahmen eines<br />
um Jahrzehnte hinausgeschobenen Genehmigungsverfahrens<br />
nach § 20 (3) StandAG wäre<br />
nach Thomauske (2023) „eine nicht hinnehmbare<br />
zeitliche Verschiebung für den er<strong>for</strong>derlichen<br />
Rechtsschutz“.<br />
p Die demnächst auslaufenden Aufbewahrungsgenehmigungen<br />
für die Zwischenlager müssen<br />
in jedem Fall (selbst bei einer Standortfestlegung<br />
im Jahr 2031) durch Neugenehmigungen<br />
ersetzt werden. In Zusammenhang mit der<br />
Zeitplanung für die Endlagerung stellt sich aber<br />
die Frage nach der zu beantragenden Genehmigungsdauer<br />
(ggf. 80–120 Jahre und mehr)<br />
Decommissioning and Waste Management<br />
Zum Zeitplan des Standortauswahlverfahrens für die Endlagerung hoch radioaktiver Abfälle in Deutschland ı Klaus-Jürgen Röhlig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
| Abb. 3<br />
Veranstaltung NBG, Atommüllagerung in Deutschland, Ahaus.<br />
Quelle: Bundesfoto-Zöhre-Kurc<br />
und damit auch nach einem insgesamt neuen<br />
Zwischenlagerkonzept (ESK 2023, Wendler<br />
2023). Beispielsweise stellt sich auch die Frage<br />
nach der Sinnhaftigkeit des Vorgehens beim<br />
geplanten neuen Zwischenlager ESTRAL am<br />
Standort Lubmin (beantragte behälterspezifische<br />
Aufbewahrungsdauer bis 2051). Für alle<br />
Zwischenlagerstandorte erscheint es jedoch<br />
zumindest fraglich, ob und wie eine Akzeptanz<br />
der dortigen Gemeinden für signifikant verlängerte<br />
Zwischenlagerzeiten erlangt werden kann<br />
(Wendler 2023).<br />
p Die Genehmigungen für einzelne Transportund<br />
Zwischenlagerbehälter sind auf 40 Jahre<br />
nach Verschluss befristet. Es ist zu prüfen, wie<br />
mit diesem Sachverhalt technisch und genehmigungsrechtlich<br />
umzugehen ist.<br />
p Weiterhin ist auf die Heraus<strong>for</strong>derungen<br />
hinsichtlich der Anlagensicherung bei einer<br />
verlängerten Zwischenlagerung angesichts einer<br />
gefährdeten gesellschaftlichen Stabilität hinzuweisen<br />
(ESK 2023, Wendler 2023).<br />
p Alterungsprozesse im Inventar (insbesondere<br />
den ausgedienten Brennelementen) könnten<br />
eine spätere Konditionierung erschweren. Für<br />
diesbezügliche Untersuchungen stehen allenfalls<br />
die noch nicht in Behälter verpackten<br />
Brennelemente zur Verfügung, da mit der<br />
Abschaltung der Kernkraftwerke eine Anlage<br />
fehlen wird, die ein Öffnen verschlossener<br />
Behälter ermöglichen würde (ESK 2023,<br />
Wendler 2023).<br />
p Die Transportfähigkeit der Behälter muss auch<br />
nach einer lang andauernden Zwischenlagerung<br />
technisch gegeben sein und nachgewiesen<br />
werden (ESK 2023).<br />
Es ergeben sich also größere Verfahrensrisiken und<br />
technische Risiken, hinzu kommt das Risiko des<br />
Kompetenzverlustes. Schließlich kann angeführt<br />
werden, dass das Ziel einer generationengerechten<br />
Lösung noch weiter aus dem Blick gerät. Auch<br />
der Punkt „erhöhte Kosten“ sollte angesichts der<br />
Verknappung von Ressourcen offen angesprochen<br />
werden.<br />
6. Wie weiter?<br />
Ist das Standortauswahlverfahren also gescheitert?<br />
Nach Auffassung des Autors ist es für eine solche<br />
Einschätzung zumindest zu früh: Das Verfahren ist<br />
an einem Punkt angelangt, an dem es „zum Schwur<br />
kommt“. Einerseits bestand unter dem durch die<br />
Setzung „2031“ erzeugten Zeitdruck die Gefahr,<br />
dass es zu nicht-sicherheitsgerichtetem Entscheidungsverhalten<br />
von Akteuren kommt. Andererseits<br />
weisen die kürzlich veröffentlichten Abschätzungen<br />
auf eine Verlängerung um mehrere Jahrzehnte hin,<br />
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Decommissioning and Waste Management<br />
Zum Zeitplan des Standortauswahlverfahrens für die Endlagerung hoch radioaktiver Abfälle in Deutschland ı Klaus-Jürgen Röhlig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
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| Abb. 4<br />
3. Beratungstermin Fachkonferenz Teilgebiete.<br />
Quelle: BASE-Bildkraftwerk<br />
die ebenfalls nicht sicherheitsgerichtet ist und auch<br />
hohe Verfahrensrisiken birgt. Im Übrigen versteht<br />
der Verfasser die von der BGE (2022b) vorgelegten<br />
Schätzungen nicht als Setzungen, sondern als Situationsbeschreibung<br />
aus Sicht des zentralen Akteurs<br />
im Verfahren und als Anstoß und Auftakt zu einer<br />
Diskussion, die Chancen für Korrekturen eröffnet.<br />
Diese Korrekturen sollten der Sicherheit des Gesamtsystems<br />
„nukleare Entsorgung in Deutschland“ und<br />
der Verfahrensqualität verpflichtet sein – es geht um<br />
das vom Standortauswahlgesetz ge<strong>for</strong>derte „lernende<br />
Verfahren“ im besten Sinne (Smeddinck et al.<br />
2022).<br />
Es ergibt sich also – Hocke et al. (2023) folgend, dass<br />
Mut und Ehrlichkeit auf eine im Vergleich zu den<br />
veröffentlichten Schätzungen deutlich verkürzte<br />
Verfahrensdauer hinwirken sollten. Zu unterscheiden<br />
ist dabei zwischen Wegen, die im StandAG in<br />
der jetzigen Fassung möglich wären und solchen,<br />
die eine Gesetzesänderung er<strong>for</strong>dern würden. Eine<br />
Gesetzgebung ist zur Ausweisung von Standortregionen<br />
sowieso er<strong>for</strong>derlich. Der jetzige Plan der BGE<br />
(2022b) sieht einen diesbezüglichen Vorschlag für<br />
2027 vor – nach Einschätzung des Verfassers liegt im<br />
Zeitraum bis dahin nur unwesentliches Beschleunigungspotential<br />
5 . Allerdings würden sich daran vor<br />
einer Gesetzgebung noch Partizipationsprozesse<br />
sowie Prüfungen durch das BASE anschließen.<br />
Trotzdem erscheint es geboten, die derzeit laufende<br />
erste Phase des Verfahrens, also die Ermittlung von<br />
Standortregionen für die übertägige Erkundung,<br />
entsprechend der derzeit geltenden gesetzlichen<br />
und untergesetzlichen Regelungen geordnet zum<br />
Ziel zu führen. Alles andere, also eine Regeländerung<br />
im laufenden Prozess, wäre nach Auffassung<br />
des Verfassers kaum vermittelbar und daher verfahrensschädigend.<br />
Jedoch sollte bereits jetzt mit der Vorbereitung<br />
für eine Gesetzgebung begonnen werden, die sicherheitsgerichtet<br />
ist und gleichzeitig zu deutlich<br />
kürzeren Verfahrensdauern als den derzeit geschätzten<br />
führt. Gleichzeitig gilt es, sich die Akzeptanz<br />
oder zumindest Toleranz möglichst vieler Akteure<br />
für die er<strong>for</strong>derlichen Korrekturen zu erarbeiten.<br />
Naturgemäß bedarf es zunächst geschützter Räume<br />
für die Erarbeitung von Ideen, es besteht jedoch<br />
auch die Notwendigkeit, die interessierte Öffentlichkeit<br />
in den Diskurs einzubeziehen. Der nächste<br />
Termin des „Forums Endlagersuche“ im November<br />
2023 bietet sich hierfür zwangsläufig an, es ist also<br />
eine gewisse Eile geboten. Mit dem von der BGE für<br />
2027 angekündigten Vorschlag von Standortregionen<br />
für die übertägige Erkundung beginnt für die<br />
Öffentlichkeitsbeteiligung eine neue Etappe: In den<br />
5 Bei der Konzeptentwicklung und Durchführung der repräsentativen vorläufigen Sicherheitsuntersuchungen, allerdings bliebe dann die Anwendung der geowissenschaftlichen<br />
Kriterien möglicherweise trotzdem entscheidend für den Zeitbedarf.<br />
Decommissioning and Waste Management<br />
Zum Zeitplan des Standortauswahlverfahrens für die Endlagerung hoch radioaktiver Abfälle in Deutschland ı Klaus-Jürgen Röhlig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Regionen sind Regionalkonferenzen nach § 10 StandAG<br />
einzuberufen, das dem Forum Endlagersuche<br />
zugrundeliegende Konzept sieht für dieses den Zeitraum<br />
„zwischen der Fachkonferenz Teilgebiete und<br />
den kommenden Regionalkonferenzen“ vor. 6<br />
Die<br />
Öffentlichkeitsbeteiligung verliert also mit dem Vorschlag<br />
von Standortregionen voraussichtlich ihren<br />
überregionalen Charakter.<br />
Mehrere Argumente sprechen nach Meinung des<br />
Verfassers daher dafür, die Diskussion zur weiteren<br />
gesetzlichen Ausgestaltung des Verfahrens bereits<br />
im Fach<strong>for</strong>um Endlagersuche zu führen: Die Diskussion<br />
würde nicht aus der Perspektive regionaler<br />
Betroffenheit geführt, und in den Regionalkonferenzen<br />
selbst wäre der Verlauf des weiteren Prozesses im<br />
Wesentlichen bekannt. Auch bliebe genügend Zeit<br />
zur <strong>for</strong>malen Vorbereitung der Gesetzgebung.<br />
Für die weiteren Schritte muss man sich vor allem<br />
fragen: Was legitimiert zum Ausschluss oder zur Zurückstellung<br />
von Optionen? Der<br />
Verfasser hält es vor diesem Hintergrund<br />
für nicht zielführend,<br />
dass die BGE (2022 b) in ihrer<br />
Abschätzung für die Erkundung<br />
vorab Zahlen für die übertägig zu<br />
erkundenden Regionen postuliert<br />
und dann über die Notwendigkeit<br />
einer sequentiellen Erkundung argumentiert.<br />
Man könnte im Sinne<br />
von Abschnitt 3 oben („prozessual bestmöglich“)<br />
auch auf Erkundungen weiterer Regionen verzichten,<br />
wenn bereits erhaltene Erkundungsergebnisse<br />
bzgl. der untersuchten Regionen hinreichend ermutigend<br />
sind. Allerdings ergäben sich zwei Risiken:<br />
p (i) Mangelnde Akzeptanz, weil Entscheidungen<br />
als willkürlich wahrgenommen und das Verfahren<br />
als „ungerecht“ empfunden würde,<br />
p (ii) die Notwendigkeit eines späteren Rücksprungs,<br />
falls sich die positiven Prognosen als fehlerhaft<br />
erweisen. Eine weitere Beschleunigungsmöglichkeit<br />
bestünde in der – wissenschaftlich<br />
zu begründenden – frühzeitigen Zurückstellung<br />
ganzer Wirtsgesteinstypen.<br />
Die BGE (2022b) betrachtet unterschiedliche Varianten<br />
für die untertägige Erkundung – Bohrungen und<br />
Erkundungsbergwerke. Zur Wahrheit gehört, dass<br />
der AkEnd (2002) und auch die Endlagerkommission<br />
(2016) wohl an Erkundungsbergwerke gedacht<br />
hatten. Zur Wahrheit gehört auch, dass dieses Denken<br />
anscheinend davon geprägt war, dass sich die<br />
sicherheitstechnisch relevante Internstruktur von<br />
„Das Verfahren ist an<br />
einem Punkt angelangt,<br />
an dem es 'zum Schwur<br />
kommt'“<br />
Salzstöcken so am ehesten charakterisieren lässt –<br />
Endlagerprojekte im Ausland zeigen jedoch, dass<br />
man in anderen Wirtsgesteinen auch ohne Erkundungsbergwerk<br />
auskommen kann.<br />
Gedanklich über die expliziten Setzungen des<br />
StandAG hinausgehend: Darf auch ein erhöhter<br />
Erkundungs- oder Forschungsaufwand als valides<br />
Argument für eine Zurückstellung gelten? , Das<br />
(sicherheitsgerichtete) Beschleunigungspotential<br />
spräche dafür, das herrschende verabsolutierende<br />
Verständnis von „bestmöglich“ spricht dagegen.<br />
Schließlich sind auch die Schätzungen des BASE<br />
(2023) für Begutachtung und Partizipation kritisch<br />
zu hinterfragen. Viele diesbezügliche Einzelheiten<br />
liegen nicht im Kompetenzbereich des Verfassers,<br />
auf einen Sachverhalt sei jedoch exemplarisch<br />
hingewiesen: Nach Wahrnehmung des Verfassers<br />
legt sich das BASE in seiner aufsichtlichen Tätigkeit<br />
im Standortauswahlverfahren eine (zu) große<br />
Zurückhaltung auf. So wurde in<br />
den Fachkonferenzen z. B. wiederholt<br />
der Wunsch nach einer<br />
Einschätzung der durch die BGE<br />
(2022a) vorgelegten Methodik für<br />
die im nächsten Verfahrensschritt<br />
ge<strong>for</strong>derten repräsentativen<br />
vorläufigen Sicherheitsuntersuchungen<br />
(rvSU) geäußert. Eine<br />
solche Einschätzung ist bislang<br />
nicht erfolgt, in seiner Stellungnahme zum Zeitplan<br />
verweist das BASE (2023) auf die „Detailtiefe“ der<br />
vorgelegten Methodik, die „für eine Bewertung und<br />
spätere aufsichtliche Prüfung durch das BASE nicht<br />
ausreichend“ sei. Der Verfasser nimmt hier kein „Insichgeschäft“<br />
der Akteure (Thomauske 2023) wahr,<br />
sondern eher im Gegenteil einen Mangel an Kommunikation<br />
und Austausch.<br />
Die Zurückhaltung des BASE mag im Interesse einer<br />
klaren Rollentrennung und der Rechtssicherheit sein.<br />
Nach den Beobachtungen des Verfassers war und ist<br />
der Erfolg von Prozessen der nuklearen Entsorgung<br />
im Ausland jedoch stark von einem erfolgreichen<br />
Dialog zwischen „implementer“ (in Deutschland:<br />
BGE) und „regulator“ (BASE) abhängig: „Früher<br />
und in<strong>for</strong>meller Einbezug von Aufsichts- und Genehmigungsbehörden<br />
in die Endlagerentwicklung,<br />
Feedback und Dialog sind einerseits notwendig, um<br />
Fehlentwicklungen vorzubeugen. Unbedingt zu<br />
vermeiden ist das Szenarium einer Einreichung von<br />
Antragsunterlagen nach jahrelanger und aufwendiger<br />
Forschungs- und Entwicklungsarbeit und daran<br />
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 59<br />
6 https://shorturl.at/lBGNX aufgerufen am 10.06.2023<br />
Decommissioning and Waste Management<br />
Zum Zeitplan des Standortauswahlverfahrens für die Endlagerung hoch radioaktiver Abfälle in Deutschland ı Klaus-Jürgen Röhlig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 60<br />
anschließend deren Zurückweisung durch die Behörde,<br />
weil nach deren Auffassung entscheidende<br />
Weichen bereits frühzeitig falsch gestellt worden<br />
waren – etwa, weil Vorhabenträgerin und Behörde<br />
Regelwerke unterschiedlich interpretieren. Andererseits<br />
besteht die Gefahr einer zu großen Nähe<br />
zwischen Vorhabenträgerin und Behörde, in der<br />
Grenzen verwischt, nicht mehr vorhanden oder nicht<br />
mehr erkennbar sind und es zu scheinbar oder tatsächlich<br />
unsauberen Absprachen zwischen den<br />
Akteuren kommt.“ (Röhlig 2023)<br />
Mit diesem Spannungsfeld befasst sich eine Arbeitsgruppe<br />
der OECD/NEA . Das BASE (2023) selbst regt<br />
an: „Es ist zu prüfen, wie eine verstärkt beratende<br />
Tätigkeit des BASE schon vor der Übermittlung<br />
des Standortregionenvorschlags durch die Vorhabenträgerin<br />
ermöglicht werden kann, ohne dabei<br />
Bindungswirkungen für die im Gesetz angelegte<br />
Unabhängigkeit der Prüfung durch die Behörde zu<br />
erzeugen.“<br />
Worum geht es also? Eine Standortentscheidung im<br />
Jahr 2031 ist realistischerweise wohl nicht zu erwarten,<br />
eine Verschiebung um mehrere Jahrzehnte<br />
hält der Verfasser jedoch für nicht akzeptabel. Um<br />
eine Standortentscheidung gegen Ende des nächsten<br />
oder spätestens zu Beginn des übernächsten<br />
Jahrzehnts in den Bereich des Möglichen zu rücken,<br />
ist zunächst eine Rückbesinnung auf die<br />
prozessorientierte Definition des Anspruchs „bestmögliche<br />
Sicherheit“ (vgl. Abschnitt 3) und eine<br />
offene Kommunikation hierzu er<strong>for</strong>derlich. Die<br />
BGE ist ge<strong>for</strong>dert, im Rahmen der Gesetzeslage die<br />
Einengung des „Suchraums“ auf eine minimale Anzahl<br />
und Fläche von Standortregionen, die für eine<br />
übertägige Erkundung vorgeschlagen werden, hinzuarbeiten.<br />
Das BASE sollte durch Ausschöpfung<br />
seiner aufsichtlichen Möglichkeiten zum Gelingen<br />
dieses Vorhabens beitragen. Das Augenmerk des<br />
BMUV müsste nach Meinung des Verfassers auf<br />
einer frühzeitigen Vorbereitung einer zielführenden<br />
Gesetzgebung anlässlich der Entscheidung zur übertägigen<br />
Erkundung und dem Anstoß eines Diskurses<br />
dazu im Forum Endlagersuche sowie mit dem NBG<br />
liegen. Schließlich ist – Wendler (2023) folgend –<br />
auch eine strategische Neuorientierung hinsichtlich<br />
der Zwischenlagerung er<strong>for</strong>derlich.<br />
Dieser Artikel soll zu der jetzt begonnen und<br />
dringend notwendigen Diskussion zu Grundsatzfragen<br />
der weiteren Ausgestaltung des<br />
Standortauswahlverfahrens beitragen. Neben und<br />
nach einer solchen grundsätzlichen Diskussion besteht<br />
die Notwendigkeit, sich interdisziplinär mit<br />
den wissenschaftlich-technischen und gesellschaftlichen<br />
Aspekten und Details dieser Ausgestaltung zu<br />
befassen. Die Nennung solcher Aspekte im vorliegenden<br />
Artikel ist exemplarisch und kursorisch, sie<br />
erhebt keinerlei Anspruch auf Vollständigkeit.<br />
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Decommissioning and Waste Management<br />
Zum Zeitplan des Standortauswahlverfahrens für die Endlagerung hoch radioaktiver Abfälle in Deutschland ı Klaus-Jürgen Röhlig
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Literatur<br />
| AkEnd (2002) Auswahlverfahren für Endlagerstandorte. Empfehlungen des AkEnd – Arbeitskreis<br />
Auswahlverfahren Endlagerstandorte https://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Endlagerung/Downloads/Standortauswahl/Arbeitskreis_Auswahlverfahren_Endlagerstandorte/kmat_01_akend_<br />
data.pdf?__blob=publicationFile&v=5 aufgerufen am 24.05.2023<br />
| BASE (2017) Schrittabfolge zur Ermittlung von Teilgebieten. Brief an die BGE v. 23.06.2017<br />
https://www.endlagersuche-infoplatt<strong>for</strong>m.de/SharedDocs/IP6/BASE/DE/20170623_BfE-BGE_<br />
Schrittabfolge-Teilgebiete.html aufgerufen am 09.06.2023<br />
| BASE (2021) Standortauswahlverfahren Endlager. hier: Terminpläne. Brief an die BGE v.<br />
29.10.2021 https://www.endlagersuche-infoplatt<strong>for</strong>m.de/SharedDocs/IP6/BASE/DE/20211029_<br />
Schreiben-BASE-BGE.html aufgerufen am 24.05.2023<br />
| BASE (2023) Ein Endlager für hochradioaktive Abfälle – generationenübergreifende Sicherheit.<br />
Stellungnahme zur ersten zeitlichen Betrachtung des Standortauswahlverfahrens der Bundesgesellschaft<br />
für Endlagerung mbH https://www.endlagersuche-infoplatt<strong>for</strong>m.de/SharedDocs/IP6/<br />
BASE/DE/20230223_BASE_Stellungnahme_Zeitablaeufe_BGE-Bericht.html aufgerufen am<br />
24.05.2023<br />
| BGE (2020) Zwischenbericht Teilgebiete gemäß § 13 StandAG https://www.bge.de/fileadmin/<br />
user_upload/Standortsuche/Wesentliche_Unterlagen/Zwischenbericht_Teilgebiete/Zwischenbericht_Teilgebiete_barrierefrei.pdf<br />
aufgerufen am 09.06.2023<br />
| BGE (2022a) Konzept zur Durchführung der repräsentativen vorläufigen Sicherheitsuntersuchungen<br />
gemäß Endlagersicherheitsuntersuchungsverordnung. Stand 28.03.2022 https://www.<br />
bge.de/fileadmin/user_upload/Standortsuche/Wesentliche_Unterlagen/Methodik/Phase_I_<br />
Schritt_2/rvSU-Methodik/20220328_Konzept_zur_Durchfuehrung_der_rvSU_barrierefrei.pdf<br />
aufgerufen am 09.06.2023<br />
| BGE (2022b) Zeitliche Betrachtung des Standortauswahlverfahrens aus Sicht der BGE. Rahmenterminplanung<br />
für Schritt 2 der Phase I bis zum Vorschlag der Standortregionen und zeitliche<br />
Abschätzungen für Phase II und III https://www.bge.de/fileadmin/user_upload/Standortsuche/<br />
Wesentliche_Unterlagen/05_-_Meilensteine/Zeitliche_Betrachtung_des_Standortauswahlverfahrens_2022/20221216_Zeitliche_Betrachtung_StandAW-48_barrierefrei.pdf<br />
aufgerufen am<br />
24.05.2023<br />
| BMUV (2015) Programm für eine verantwortungsvolle und sichere Entsorgung bestrahlter Brennelemente<br />
und radioaktiver Abfälle (Nationales Entsorgungsprogramm) https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Nukleare_Sicherheit/nationales_entsorgungsprogramm_<br />
aug_bf.pdf aufgerufen am 13.06.2023<br />
| BMUV (2022) Stellungnahme zum Zeitplan der Endlagersuche https://www.bmuv.de/meldung/<br />
stellungnahme-zum-zeitplan-der-endlagersuche aufgerufen am 24.05.2023<br />
| DAEF (2014) Deutsche Arbeitsgemeinschaft Endlager<strong>for</strong>schung, Aspekte eines Standortauswahlverfahrens<br />
für ein Endlager für Wärme entwickelnde Abfälle https://www.endlager<strong>for</strong>schung.de/<br />
assets/daef_broschuere_okt_2014.pdf aufgerufen am 09.06.2023<br />
| DAEF (2020) Zwischenbericht Teilgebiet. Brief an die BGE v. 16.10.2020 https://www.bge.de/fileadmin/user_upload/Standortsuche/Wesentliche_Unterlagen/Fachdiskussionen/Stellungnahmen/20201016_DAEF_an_BGE_Schreiben_zu_Teilgebieten_barrierefrei.pdf<br />
aufgerufen am<br />
24.05.2023<br />
| Endlagerkommission (2016) ABSCHLUSSBERICHT der Kommission Lagerung hoch radioaktiver<br />
Abfallstoffe. K-Drs. 268 https://www.bundestag.de/resource/blob/434430/35fc29d72bc9a98ee7<br />
1162337b94c909/drs_268-data.pdf aufgerufen am 24.05.2023<br />
| ESK (2016) Diskussionspapier zur Endlagerung von Wärme entwickelnden radioaktiven Abfällen,<br />
abgereichertem Uran aus der Urananreicherung, aus der Schachtanlage Asse II rückzuholenden<br />
Abfällen und sonstigen Abfällen, die nicht in das Endlager Konrad eingelagert werden können, an<br />
einem Endlagerstandort https://www.entsorgungskommission.de/sites/default/files/reports/<br />
diskusspapiersonstabf12052016hp.pdf aufgerufen am 13.06.2023<br />
| ESK (2023) Verlängerte Zwischenlagerung bestrahlter Brennelemente und sonstiger hochradioaktiver<br />
Abfälle in Abhängigkeit von der Auswahl des Endlagerstandorts. Positionspapier https://<br />
www.entsorgungskommission.de/sites/default/files/reports/ESK_Positionspapier_verlaengerte_<br />
ZL_40plus_ESK105_23032023.pdf aufgerufen am 24.05.2023<br />
| Fachkonferenz Teilgebiete (2021) Bericht der Fachkonferenz Teilgebiete. Februar 2021 bis August<br />
2021. FKT_Bt3_037_Rev01 https://www.endlagersuche-infoplatt<strong>for</strong>m.de/SharedDocs/Downloads/Endlagersuche/DE/Fachkonferenz/Dok_FKT_3.Beratungstermin/FKT_Bt3_037_Bericht_<br />
der_FachkonferenzTeilgebiete.pdf?__blob=publicationFile&v=13 aufgerufen am 09.06.2023<br />
| Hocke P., Smeddinck U., Bechthold E., Enderle S., Kuppler S., Mühleck E., Ossenberg C., Scheer D.<br />
(2023) Zehn ITAS-Thesen zu den veränderten Zeitplänen im Standortauswahlverfahren<br />
(2031/2046/2068), Karlsruhe: Forschungsgruppe „Endlagerung als soziotechnisches Projekt“ im<br />
Institut für Technikfolgenabschätzung und Systemanalyse am KIT, https://www.itas.kit.edu/downloads/fg_endfo_zehn_thesen.pdf<br />
aufgerufen am 31.05.2023<br />
| Röhlig K.-J., Bollingerfehr W., Brendler V., Fischer-Appelt K., Geckeis H., Hocke P., Kudla W., Mbah<br />
M., Mönig J., Smeddinck U., Sträter O. (2021) Anwendung von Abwägungskriterien im Standortauswahlverfahren:<br />
Einschätzungen der Deutschen Arbeitsgemeinschaft Endlager<strong>for</strong>schung. Fachkonferenz<br />
Teilgebiete, 06.02.2021, Arbeitsgruppe C1 https://www.endlagersuche-infoplatt<strong>for</strong>m.<br />
de/SharedDocs/Downloads/Endlagersuche/DE/Fachkonferenz/Dok_FKT_1.Beratungstermin/FKT_<br />
Bt1_018_AG_C1.pdf?__blob=publicationFile&v=22 p. 31 ff. aufgerufen am 24.05.2023<br />
| Röhlig K.-J. (2022) Geology, engineering, and society: repository siting as a socio-technical<br />
problem. In: Röhlig K.-J. (ed.) <strong>Nuclear</strong> Waste. Management, disposal and governance. IOP Publishing,<br />
Bristol, UK https://doi.org/10.1088/978-0-7503-3095-4<br />
| Röhlig K.-J. (2023) Der Safety Case als Grundlage für Entscheidungen unter Ungewissheit. In:<br />
Eckhard A. et al. (Hrsg.) Entscheidungen für die Zukunft: Ungewissheiten bei der Entsorgung hochradioaktiver<br />
Abfälle. Springer Nature, im Erscheinen<br />
| Röhlig K.-J., Sträter O. (2022) Das „lernende“ Verfahren – Ziele, Systemgrenzen, Akteure und Erfahrungen.<br />
In: Smeddinck U., Röhlig K.-J., Mbah M., Brendler V. (Hrsg.): Das „lernende“ Standortauswahlverfahren<br />
für ein Endlager radioaktiver Abfälle. Berliner Wissenschafts-Verlag, Berlin. https://<br />
doi.org/10.35998/9783830555124<br />
| Smeddinck U., Röhlig K.-J., Mbah M., Brendler V. (Hrsg.) (2022) Das „lernende“ Standortauswahlverfahren<br />
für ein Endlager radioaktiver Abfälle. Berliner Wissenschafts-Verlag, Berlin. https://doi.<br />
org/10.35998/9783830555124<br />
| StandAG (2013) Gesetz zur Suche und Auswahl eines Standortes für ein Endlager für Wärme<br />
entwickelnde radioaktive Abfälle und zur Änderung anderer Gesetze (Standortauswahlgesetz –<br />
StandAG) vom 23. Juli 2013. Bundesgesetzblatt Jahrgang 2013 Teil I Nr. 41, ausgegeben zu Bonn<br />
am 26. Juli 2013, pp. 2553 ff.<br />
| StandAG (2017) Standortauswahlgesetz vom 5. Mai 2017 (BGBl. I S. 1074), das zuletzt durch<br />
Artikel 8 des Gesetzes vom 22. März 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 88) geändert worden ist https://www.<br />
gesetze-im-internet.de/standag_2017/ aufgerufen am 09.06.2023<br />
| Thomauske B. (2023) Ist das Standortauswahlverfahren gescheitert? Auswahl von Endlagerstandorten<br />
für hochradioaktive wärmeentwickelnde Abfälle. <strong>atw</strong> Vol. 68 Ausgabe 3, Mai<br />
| Tiggemann A. (2019) The Elephant in the Room. In: Brunnengräber, A., Di Nucci, M. (eds) Conflicts,<br />
Participation and Acceptability in <strong>Nuclear</strong> Waste Governance. Energiepolitik und Klimaschutz.<br />
Energy Policy and Climate Protection. Springer VS, Wiesbaden. https://doi.org/10.1007/978-3-<br />
658-27107-7_5<br />
| VkENOG (2017) Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung<br />
vom 27. Januar 2017 (BGBl. I S. 114; 1222), 1676), das durch Artikel 244 der Verordnung vom 19.<br />
Juni 2020 (BGBl. I S. 1328) geändert worden ist<br />
| Wendler N. (2023) Genese, Status quo und Zukunft der Zwischenlagerung bestrahlter Brennelemente<br />
und hochradioaktiver Abfälle in Deutschland. <strong>atw</strong> Vol. 68 Ausgabe 3, Mai<br />
Autor<br />
Prof. Dr. Klaus-Jürgen Röhlig<br />
Institut für Endlager<strong>for</strong>schung,<br />
TU Clausthal<br />
klaus.roehlig@tu-clausthal.de<br />
Klaus-Jürgen Röhlig ist Professor für Endlagersysteme und geschäftsführender<br />
Direktor des Instituts für Endlager<strong>for</strong>schung an der Technischen Universität Clausthal.<br />
Seine Forschungsgebiete sind Sicherheitsanalysen für Endlager radioaktiver<br />
Abfälle und soziotechnische Fragestellungen der nuklearen Entsorgung. Von 1991<br />
bis 2007 war er wissenschaftlicher Mitarbeiter an der Gesellschaft für Anlagenund<br />
Reaktorsicherheit (GRS) Köln.<br />
Klaus-Jürgen Röhlig ist Mitglied der Entsorgungskommission des BMUV (stv.<br />
Vorsitzender 2008-2010), der Kantonalen Expertengruppe Sicherheit (Schweiz)<br />
und der Integration Group <strong>for</strong> the Safety Case der OECD/NEA (Vorsitz 2010-2015).<br />
Von 2019 bis 2022 war er Vorsitzender der Deutschen Arbeitsgemeinschaft<br />
Endlager<strong>for</strong>schung (DAEF).<br />
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 61<br />
Decommissioning and Waste Management<br />
Zum Zeitplan des Standortauswahlverfahrens für die Endlagerung hoch radioaktiver Abfälle in Deutschland ı Klaus-Jürgen Röhlig
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ISSN 1431-5254 (Print) · eISSN 2940-6668 (Online)
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Dynamic Dispersion Modelling to<br />
Enable In<strong>for</strong>med Decision Making<br />
in a Modern <strong>Nuclear</strong> Safety Case<br />
Howard Chapman, Joseph Hargreaves, Stephen Lawton, Robert Gordon, Tim Culmer<br />
Introduction<br />
Radionuclide material when discharged into the atmosphere<br />
is carried along by the wind and dispersed<br />
into the environment by the action of turbulent diffusion<br />
[1] . As outlined by Hester and Harrison “the<br />
problem of predicting the distribution of airborne material<br />
released from a source is commonly approached<br />
by solving the diffusion-transport equation. There are<br />
a range of models which have been developed to solve<br />
the equation depending upon simplifying assumptions<br />
made and boundary conditions imposed” [2] .<br />
The National <strong>Nuclear</strong> Laboratory (NNL) have historically<br />
used computer modelling techniques which<br />
are based upon the National Radiation Protection<br />
Board (NRPB) Model <strong>for</strong> Short and Medium Range<br />
Dispersion of Radionuclides Released to the Atmosphere,<br />
NRPB-R91 [1] , and Near Wake Modelling,<br />
NRPB-R157 [3] . These approaches are based on a<br />
simplified Gaussian model; but, as with most dispersion<br />
models, there are limitations on the range at<br />
which the model can be appropriately used because<br />
the modelling technique uses weather data from the<br />
release point <strong>for</strong> the whole release path. Other factors<br />
affecting the model can include release height,<br />
topography and deposition, amongst others.<br />
Riskaware have developed an assessment code called<br />
the Urban Dispersion Model (UDM) which estimates<br />
the downwind dispersion of airborne contaminants.<br />
This higher fidelity model can predict atmospheric<br />
transport and dispersion of chemical, biological and<br />
radiological materials within urban and semi-urban<br />
environments, including modelling the effects<br />
of buildings, wake regions, courtyards, and urban<br />
canyons. UDM also models complex material effects<br />
such as wet and dry particulate deposition, primary<br />
and secondary liquid evaporation, and buoyant and<br />
dense gas modelling.<br />
As the need to respond to climate change leads to<br />
renewed interest in the potential <strong>for</strong> new nuclear<br />
energy and deployment as co-generation sites (i.e.<br />
where the heat energy from the reactor is used <strong>for</strong><br />
multiple purposes such as electricity, district heating,<br />
process heat and hydrogen/chemical production) it<br />
becomes important to start considering both the radiological<br />
and chemical hazards in a more rounded<br />
way. Traditionally, nuclear Safety Cases have focused<br />
predominately on the radiological hazards associated<br />
with the site; and where required assessment of<br />
specific chemical hazards are undertaken when the<br />
facilities in question contained significant quantities<br />
of certain hazardous and/or toxic chemicals.<br />
However, as the likelihood of co generation looks<br />
to become a reality there is a need to consider all<br />
hazards related to the activities on a site in a more<br />
complete manner. It is considered that use of UDM<br />
in the nuclear industry could provide a unique opportunity<br />
to improve the assessment of radiological<br />
and chemical aerial release hazards. The approach<br />
would allow safety assessors to compare the consequences<br />
of radiological and chemical hazards in<br />
the same code making it easier and more effective<br />
to balance the risks associated with a facility and<br />
any neighbouring major accident hazard sites in a<br />
more holistic way.<br />
Proposed Future Application of UDM<br />
The aim of this paper is to provide an overview of<br />
the current position regarding dispersion modelling<br />
and how this might be improved by the use of the<br />
Riskaware UDM to support dispersion calculations<br />
in consequence assessment and Safety Case work.<br />
It is also thought that using the enhanced graphical<br />
outputs, provided by the UDM interface, will assist<br />
the engagement process with Regulators and other<br />
stakeholders.<br />
It is anticipated that the output from UDM may be<br />
used to support and provide evidence in decision<br />
making and the overall safety demonstration <strong>for</strong><br />
aerial dispersion in the Safety Case; particularly relating<br />
to the extent of Emergency Planning Zones. An<br />
aspiration <strong>for</strong> the Advance Modular Reactors (AMRs)<br />
programme in the UK is to reduce these zones to be as<br />
small as possible, so that AMRs can be located closer<br />
to industrial clusters and populated areas. This<br />
would allow <strong>for</strong> the heat generated by the reactor to<br />
be utilised more effectively and in new ways beyond<br />
that of traditional electricity generation.<br />
ENVIRONMENT AND SAFETY 63<br />
Environment and Safety<br />
Dynamic Dispersion Modelling to Enable In<strong>for</strong>med Decision Making in a Modern <strong>Nuclear</strong> Safety Case ı Howard Chapman, Stephen Lawton, Joseph Hargreaves, Robert Gordon, Tim Culmer
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENVIRONMENT AND SAFETY 64<br />
It is anticipated that use of UDM will provide a powerful<br />
tool, and potentially a benchmark, to assess<br />
the consequence implications <strong>for</strong> both radiological<br />
and chemical hazards; presenting results in detailed<br />
but simple to interpret and highly graphical manner.<br />
This will enable the nuclear industry to make in<strong>for</strong>med<br />
decisions about the siting of new AMRs and<br />
provide an evidence base to support any conclusions<br />
and judgements made during optioneering. The improved<br />
results may also provide an opportunity to<br />
improve the calculated risk at existing facilities <strong>for</strong><br />
an extended range of scenarios which may avoid<br />
over designation of safety systems resulting in significant<br />
cost saving and reduced requirements.<br />
Assessment Methodology<br />
The dispersion of activity released external to a<br />
building can be a complicated modelling scenario<br />
due to the numerous parameters that could affect<br />
the result, e.g. wind speed, wind direction, convection<br />
currents, proximity to buildings, rainfall, air<br />
temperature, inventory temperature, initial release<br />
velocity etc. Taking all relevant factors into account<br />
would be an onerous task and require computational<br />
analysis which is often disproportionate to the requirements<br />
<strong>for</strong> the dose assessments required.<br />
that the release is instantaneously dispersed into a<br />
defined volume <strong>for</strong> a brief period, and then moves<br />
away. The Sievert (Sv) dose is assessed as follows:<br />
%&& ()*&"+,-<br />
DDDDDDDD = & 'QQ ! ∙ RRRR<br />
DDDD ∙ CC ∙ BB ∙ ee "#$.<br />
where Q 0 is Source Activity (Bq), RF is a Release<br />
Fraction, DF is a Decontamination Factor, Cis the<br />
Dispersion coefficient (s.m –3 ), B is a Breathing rate<br />
(m3.s –1 ) and einh is the inhalation committed effective<br />
dose factor (Sv.Bq –1 ) taken from [4] .<br />
Expanding Cube Model<br />
For a release which occurs away from buildings with<br />
exposed people in the range > 11.5 m to 100 m distance<br />
from the source, the ‘Expanding Cube’ model<br />
can be used. The model assumes that the release<br />
occurs at a single point at ground level, leading to a<br />
cube of contaminated air which expands as the wind<br />
moves the cube away from the source and over the<br />
exposed person. The model is not suitable <strong>for</strong> use<br />
within 11.5 m of the point source because the height<br />
of the cube would not reach the breathing zone of a<br />
person within that range.<br />
The models currently used in external dose assessments<br />
<strong>for</strong> nuclear installations generally follow a<br />
simplified approach as summarised in Table 1 below:<br />
Instantaneous Release to Local Area<br />
This method <strong>for</strong> dose assessment is most suitable <strong>for</strong><br />
a release originating away from buildings (nominally<br />
more than 25 m from any large building) and is<br />
only intended <strong>for</strong> use where the exposed person is<br />
within 11.5 m of the release. The model assumes<br />
| Fig. 1<br />
Expanding Cube Model Diagram.<br />
Model Typical Use Typical Affected Group<br />
Instantaneous Release<br />
to Local Area<br />
Expanding Cube<br />
NRPB Wake Models<br />
Used when the exposed person is close to the<br />
source
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
National Radiation Protection Board<br />
(NRPB) Wake Models<br />
If the release originates within a building with leakage<br />
from the building to the outside, or the release<br />
arises from an incident close to a building, the presence<br />
of the building will influence the dispersion<br />
of the released material. Air turbulence from wind<br />
flowing past the building can make the simple expanding<br />
cube model inaccurate, and excessively<br />
conservative. In these circumstances, the wake<br />
models will provide more realistic dispersion and<br />
dose assessments. NRPB-R91 [1] covers people located<br />
at any distance, from immediately adjacent to the<br />
building/incident up to ~10 km distant.<br />
Use of the wake model avoids the need to determine<br />
where the contamination might leak out of a building.<br />
The model assumes that wind creates a ‘wake’<br />
downstream of the building. Within the turbulent air<br />
close to the building, activity released is assumed to<br />
be instantaneously dispersed in the whole volume of<br />
this ‘near wake’. The near wake distance depends on<br />
the wind speed and the building size.<br />
UDM Physics<br />
Within UDM, the dispersion plume is represented<br />
as a set of discrete gaussian ’puffs’ that travel downwind<br />
and disperse. The concentration distribution of<br />
each puff is Gaussian over three axes. The x-axis is<br />
aligned with the wind direction at the centroid of the<br />
puff, the y-axis is perpendicular to the x-axis in the<br />
horizontal plane, and the z-axis lies in the vertical<br />
direction. The size of the puff is represented by its<br />
standard deviations along the three axes, denoted σ x ,<br />
σ y and σ z respectively. These values are referred to<br />
as the longitudinal, lateral and vertical spreads. Figure<br />
3 illustrates the representation of a puff in the x<br />
and y plane; the distribution is similar in the z plane.<br />
ENVIRONMENT AND SAFETY 65<br />
Urban Dispersion Modelling<br />
Approach<br />
The UDM has been in use since 1999 and was originally<br />
developed, by Riskaware under contract to<br />
Defence Science and Technology Laboratory (DSTL)<br />
<strong>for</strong> the prediction of toxic contaminants in urban environments.<br />
A key requirement of the model was that<br />
the calculations should be fast in order to efficiently<br />
simulate the large range of distances and surface<br />
characteristics likely to be encountered and to enable<br />
simulation of a wide range of complex source<br />
terms. The model was also required to operate in<br />
‘real time’ <strong>for</strong> some applications. In order to satisfy<br />
these requirements UDM was developed as an<br />
empirical model based on a research programme<br />
providing urban dispersion data from wind tunnel<br />
and field experiments as shown in Figure 2 [5] .<br />
| Fig. 2<br />
Wind Tunnel Experiments used to Parameterise UDM.<br />
| Fig. 3<br />
Representation of a Gaussian puff in the x and y planes.<br />
UDM models the environment at a high level through<br />
the definition of three distinct calculation ’regimes’,<br />
effectively representing varying degrees of urban interaction.<br />
Greater fidelity is provided within each<br />
regime through the consideration of background<br />
land cover and any defined ground areas or urban<br />
ground areas. These regimes are:<br />
p Open Regime: This is the default calculation<br />
regime and assumes a ground area with an<br />
obstacle density of less than 5 %, or that the<br />
puffs are large compared to the average<br />
obstacle size or that the puff is above the urban<br />
canopy.<br />
p Urban Regime: Used when puffs interact<br />
significantly with the urban canopy. This means<br />
an obstacle density of greater than 5 %, or the<br />
puff is small enough to interact with an<br />
obstacle, or the puff is within the urban canopy.<br />
p Recirculating Regime: If a puff interacts with<br />
an obstacle (or building), some of the mass of<br />
the puff may be exchanged into one or more<br />
entrainment regions. These exist downwind of<br />
the obstacle, where they are known as wakes, or<br />
can be contained within the obstacle itself, in<br />
Environment and Safety<br />
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ENVIRONMENT AND SAFETY 66<br />
which case they are known as enclosed spaces.<br />
As the simulation progresses, mass will detrain<br />
from the entrainment regions, resulting in the<br />
creation of new puffs and their addition to the<br />
model, while maintaining mass consistency, at<br />
which point the calculation regime will be reset<br />
to either the urban or open regime using the<br />
methodology above.<br />
The Recirculating and Urban regimes are depicted<br />
in Figure 4.<br />
The transport and diffusion of puffs depends upon<br />
the meteorological conditions and the bulk properties<br />
of the ground areas over which the puffs travel.<br />
Variation in these can cause the puffs to split into<br />
multiple puffs, thereby maintaining a high fidelity of<br />
modelling. Conversely, puffs may merge if they have<br />
similar positions, sizes and orientations, in order to<br />
improve the efficiency of the simulation run. UDM<br />
calculates a vertical wind velocity profile, from a<br />
point reading, based on the underlying roughness<br />
coefficients of the ground properties at any point<br />
within the calculation domain, as shown in Figure 5.<br />
Assessment of Prospective Sites<br />
<strong>for</strong> New <strong>Nuclear</strong><br />
In the UK the current drive <strong>for</strong> both low carbon<br />
and energy security has cast revived interest in the<br />
potential <strong>for</strong> nuclear energy. The Department <strong>for</strong><br />
Business Energy and Industrial Strategy (BEIS) has<br />
recently awarded the Bay Hydrogen Hub project in<br />
Lancashire funding <strong>for</strong> a feasibility study. Additional<br />
projects are also being explored; such as the Hydrogen<br />
Hub in Tees Valley, which is planned to be located<br />
in the same region as the existing Hartlepool nuclear<br />
power station. This funding has been made available<br />
from the UK government’s £1 billion Net Zero<br />
Innovation Portfolio, under the Industrial Hydrogen<br />
Accelerator Programme. Which demonstrates that<br />
currently there is a high level of interest to see if hydrogen<br />
can be used as an energy vector and replace<br />
reliance on natural gas.<br />
| Fig. 4<br />
UDM Gaussian puff plume representation interacting with a single building<br />
and urban array<br />
Along with the development of a hydrogen industry<br />
there is also significant interest in the development<br />
| Fig. 5<br />
Dose Assessment Models <strong>for</strong> Airborne Dispersion External to a Building.<br />
Environment and Safety<br />
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| Fig. 6a<br />
Overview of the areas and faculties to be assessed (plain image no dispersion clouds).<br />
ENVIRONMENT AND SAFETY 67<br />
of AMRs / Small Modular Reactors (SMR) which are<br />
deployed in a co generation arrangement where the<br />
heat energy is used <strong>for</strong> numerous activities, such as;<br />
production of hydrogen, manufacture of additional<br />
products like ammonia and Sustainable Aviation<br />
Fuel (SAF), electricity generation, industrial process<br />
heat, district heating, etc.<br />
The illustrations provided (Figure 6a to 6e) show<br />
the results which UDM is capable of producing. They<br />
provide highly illustrative dispersion plumes which<br />
can be layered over satellite imagery to make a clear<br />
indication of the dispersion of materials based on expected<br />
or typical environmental parameters <strong>for</strong> the<br />
area being studied. The illustrations show the typical<br />
outputs that would be expected <strong>for</strong> assessments <strong>for</strong><br />
radiological and chemical hazard dispersions.<br />
In the images a hypothetical location <strong>for</strong> an ammonia<br />
plant at Tees Valley has been selected. Following the<br />
current work UDM will be able to make assessment of<br />
both radiological and chemotoxic consequences and<br />
the results presented in a highly graphical manner<br />
to allow clear indication of the extent of potential<br />
hazard zones. Understanding the implications of siting<br />
certain potential major accident hazard facilities<br />
together in a co generation arrangement will provide<br />
support to justification of siting and overall decision<br />
making.<br />
Advantages of UDM<br />
Over the last two decades UDM has seen substantial<br />
development and improvements to model a wider<br />
range of source terms and material effects. This includes<br />
the following key enhancements:<br />
p Long Range Dispersion and Elevated Sources,<br />
p First Order Buoyant Puff Model,<br />
p First and Second order Evaporation,<br />
p Dense Gas modelling,<br />
p Biological and Radiological Decay,<br />
p Radiological Cloudshine.<br />
By considering a wider range of input factors than<br />
traditional ‘Expanding Cube’ models, UDM can<br />
model the effects of a wider range of environmental<br />
parameters to provide higher fidelity output. Obstacles<br />
such as buildings and surface roughness are<br />
considered in UDM, as well as more detailed wind<br />
profiles and different combinations of releases. This<br />
leads to the following potential benefits:<br />
p Tighter Margins on Safety Cases: Models<br />
which do not take into account the surroundings<br />
of a release need to use increased safety<br />
margins to allow <strong>for</strong> the greater variations<br />
between the simulated and real worlds. This<br />
potentially results in unnecessarily large areas<br />
predicted to be affected. For incident response,<br />
this means larger cordons with more people<br />
displaced and disrupted. Furthermore, effects<br />
such as urban channelling may result in the<br />
plume going outside the area predicted by a<br />
more approximate model.<br />
p Rapid Setup and Simulation: There are a<br />
number of modelling approaches available that<br />
can provide greater fidelity than UDM, such as<br />
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ENVIRONMENT AND SAFETY 68<br />
| Fig. 6b<br />
Radiological Release<br />
and the Interactions<br />
with Buildings.<br />
Finite Element or Finite<br />
Difference approached.<br />
However, these models are<br />
inherently difficult to setup,<br />
both in terms of the input<br />
data required to drive the<br />
model and also due to the<br />
expertise required to<br />
correctly define the<br />
boundary conditions and<br />
model parameters. Furthermore,<br />
these models can<br />
take significant computational<br />
resources and time to<br />
run a single simulation.<br />
UDM on the other hand is<br />
able to provide output<br />
within minutes and does<br />
not require the level of<br />
expert knowledge required<br />
by complex numerical<br />
modelling approaches.<br />
| Fig. 6c<br />
Radiological Release.<br />
| Fig. 6d<br />
Chemical Release.<br />
| Fig. 6e<br />
Radiological and<br />
Chemical Release.<br />
p Advanced Outputs<br />
and Visualisation: UDM<br />
produces 3 dimensional<br />
output of concentration,<br />
dosage and deposition<br />
which can be displayed on a<br />
map. This type of visualisation<br />
is far easier <strong>for</strong> generalist<br />
users to understand<br />
than a set of values <strong>for</strong><br />
points downwind of the<br />
release which is a common<br />
output from more traditional<br />
models.<br />
Societal Risk<br />
The UDM provides a tool<br />
which can be used to calculate<br />
the consequences from<br />
aerial releases of various<br />
radiological and chemical<br />
hazards which could be released<br />
from a nuclear reactor<br />
site and the additional major<br />
accident hazard facilities<br />
which maybe co located in<br />
the same area.<br />
For potential major accident<br />
hazards societal risk should<br />
be explicitly taken into account<br />
when assessing the<br />
Environment and Safety<br />
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designation of appropriate safety measures, and<br />
it is also important to in<strong>for</strong>m decision making on<br />
land use around such sites. The risks considered are<br />
those associated to the major accident hazards which<br />
if they were to occur would impact on society; and<br />
may also have significant adverse repercussions <strong>for</strong><br />
the organisations that are responsible <strong>for</strong> putting in<br />
place the required provisions and arrangements <strong>for</strong><br />
protecting individuals and the public. These types of<br />
concerns are primarily associated with hazards that<br />
could give rise to risks which provoke a socio political<br />
response if they did occur. This includes scenarios<br />
which can cause widespread detriment or multiple<br />
fatalities from a single event.<br />
Health and safety legislation specific to major accident<br />
hazard sites requires sites/facilities to be<br />
designed, constructed and operated safely. The legislation<br />
also requires that the site operators provide<br />
the Health and Safety Executive (HSE) with in<strong>for</strong>mation<br />
on how this is done. The COMAH Regulations<br />
(2015) [6] require site operators “to provide HSE with<br />
in<strong>for</strong>mation about the potential effects of major accidents<br />
at their sites, including the likelihood, how far<br />
the effects might be experienced off-site and how much<br />
harm maybe caused to people in an event”. Although<br />
such events should be extremely unlikely due to the<br />
numerous precautions that operators must put in<br />
place to prevent accident scenarios arising. However,<br />
a significant number of people could be harmed<br />
if such an accident were to take place and there<strong>for</strong>e<br />
the scenarios need appropriate considerations.<br />
It should also be considered that the societal risk related<br />
to a major accident hazard site can change over<br />
time. If the population density in the surrounding<br />
areas next to a major accident hazard site builds up<br />
over time, then there would naturally be an increase<br />
in the societal risk. It may also be appropriate and<br />
necessary to take account of societal risk when considering<br />
any further development proposals around<br />
a site with a major accident hazard.<br />
There is a well-established process in the UK <strong>for</strong> ensuring<br />
that risks from major accident hazard sites<br />
are controlled and kept low. These are discussed<br />
explicitly in [7] and takes a three step approach as<br />
summarised below:<br />
p Identification: Understand which sites have<br />
the potential <strong>for</strong> major accident hazards based<br />
on inventory, toxicity, fire and explosion<br />
hazards;<br />
p Assessment and Controls: through the<br />
COMAH Regulations assessment is undertaken<br />
and measures are applied by the operator to:<br />
A Prevent, so far as is reasonably practicable,<br />
major accidents;<br />
B Reduce the chances of any incident that does<br />
occur escalating to more serious consequences<br />
(e.g. one explosion leading to<br />
another).<br />
p Mitigation: consequences of major accidents<br />
that occur after the loss of prevention and<br />
control. This includes functions carried out by<br />
local authorities such as land use planning<br />
controls and emergency planning. This step is<br />
undertaken to lessen the effects from a major<br />
accident.<br />
This approach recognises the potential <strong>for</strong> an accident<br />
can never be completely eliminated, so<br />
mitigation, as a final measure, is also required to<br />
ensure responses to an accident have been thought<br />
out and are in place be<strong>for</strong>e the occurrence of such<br />
a scenario. This naturally leads to the development<br />
of emergency response planning and arrangements.<br />
In this way UDM would provide a strong evidence<br />
base to support decision making <strong>for</strong> crucial choices<br />
such as; initial siting, considerations <strong>for</strong> expansion<br />
or changes to activities based on consequences to<br />
the public, confirming the impact of hazards from<br />
the different facilities located in a co-generation site.<br />
Being able to assess these types of scenarios quickly<br />
and accurately would allow <strong>for</strong> the societal risk to be<br />
explicitly considered and provide part of the safety<br />
demonstration that shows that the risk to workers<br />
and members of the public remains tolerable <strong>for</strong> the<br />
planned activities.<br />
Future Development<br />
UDM has been developed over a period of 20 years<br />
and continues to be an integral part of the US military<br />
and governments CBRN modelling capabilities.<br />
During that time UDM has undergone a substantial<br />
verification and validation programme. DSTL have<br />
validated UDM [8] by taking measured and modelled<br />
results from a range of trials. This included a<br />
full-scale experiment to examine meteorology and<br />
atmospheric dispersion within an urban area, containing<br />
over 60,000 buildings. All trials provided a<br />
range of scales to test the model. The results showed<br />
that the UDM per<strong>for</strong>med well against these examples<br />
<strong>for</strong> short, medium, and long-range field studies, accurately<br />
recreating experimental observations and<br />
demonstrating that the model provides accuracy<br />
over the range.<br />
With the growing interest in new nuclear power<br />
generation, both nationally and internationally,<br />
Riskaware aims to enhance the radiological<br />
ENVIRONMENT AND SAFETY 69<br />
Environment and Safety<br />
Dynamic Dispersion Modelling to Enable In<strong>for</strong>med Decision Making in a Modern <strong>Nuclear</strong> Safety Case ı Howard Chapman, Stephen Lawton, Joseph Hargreaves, Robert Gordon, Tim Culmer
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ENVIRONMENT AND SAFETY 70<br />
capabilities of UDM. This ambition will include both<br />
aerial inhalation and ground shine radiation assessment<br />
capabilities to the modelling.<br />
UDM’s ability to model different material properties<br />
and their interaction with the complex environment<br />
has the potential to provide significant benefits to<br />
the nuclear industry and provide the ability <strong>for</strong> assessment<br />
of a greater range of scenarios with high<br />
accuracy. The advanced visualisation and output options<br />
available via the UrbanAware plat<strong>for</strong>m provide<br />
significant benefits in terms of stakeholder engagement<br />
and communication. Once the additional<br />
radiological modelling capabilities have been appropriately<br />
incorporated, Riskaware will work with NNL<br />
to verify and validate the enhanced capabilities of the<br />
UDM. Once the reliability of UDM can be evidenced<br />
then it should stand as a powerful tool to support<br />
assessments <strong>for</strong> both radiological and chemical hazards<br />
in a wide range of applications across the whole<br />
nuclear industry.<br />
Joseph Hargreaves<br />
National <strong>Nuclear</strong> Laboratory<br />
joseph.hargreaves@uknnl.com<br />
Joe is a chartered engineer and physicist. He has worked in the nuclear industry <strong>for</strong><br />
more than 18 years supporting Safety Case and radiological safety assessment /<br />
fault studies. In this time, he has gained experience working in <strong>Nuclear</strong> New Build,<br />
electricity generation, decommissioning, research and defence sectors. Joe has<br />
worked at a wide range of technical/engineering offices, nuclear power stations,<br />
research reactors and other nuclear licensed sites. He has spent time at operational<br />
Advanced Gas Reactors, Pressurised Water Reactors and Magnox power<br />
stations at various stages of operation, interim life extensions and to support ultimately<br />
their decommissioning. Notably, he worked on a long-term international<br />
assignment <strong>for</strong> more than 4 years providing direct nuclear safety engineering<br />
support to EDF-SA as part of the Generic Design Assessment and classification<br />
engineering sequence <strong>for</strong> the UK EPR. Joe is currently supporting an internal NNL<br />
project on nuclear enabled hydrogen providing ongoing safety advice and<br />
supporting the advanced modular programme.<br />
Stephen Lawton<br />
National <strong>Nuclear</strong> Laboratory<br />
References<br />
[1] NRPB-R91, Model <strong>for</strong> Short and Medium Range Dispersion of Radionuclides Released to the<br />
Atmosphere, September 1979<br />
[2] Hester, R.E. and Harrison, R.M. eds., 1994. Waste incineration and the environment (Vol. 2).<br />
Royal Society of Chemistry<br />
[3] NRBP-R157, Models to Allow <strong>for</strong> the Effects of Costal Sites, Plume Rise and Buildings on<br />
Dispersion of Radionuclides and Guidance on the Value of Deposition Velocity and Washout<br />
Coefficients, December 1983.<br />
[4] ICRP Publication 119 Compendium of Dose Coefficients based on ICRP 60, Volume 41, Supplement<br />
1, 2012.<br />
[5] D.J. Hall, A.M. Spanton, I.H. Griffiths, M. Hargrave, S. Walker, C. John, “The UDM. A puff model<br />
<strong>for</strong> estimating dispersion in urban areas” 7th Int. Conf. on Harmonisation within Atmospheric<br />
Dispersion Modelling <strong>for</strong> Regulatory Purposes, pp. 256 – 260, 2002.<br />
[6] UK Statutory Instrument, 2015 No. 483, The Control of Major Accident Hazards Regulations 2015<br />
[7] Health and Safety Executive, Research Report RR703, Societal Risk: Initial briefing to Societal<br />
Risk Technical Advisory Group, 2009<br />
[8] D.R. Brook, N.V. Beck, C.M. Clem, D.C. Strickland, I.H. Griffiths, D.J. Hall, R.D. Kingdon, J.M.<br />
Hargrave, Validation of the Urban Dispersion Model (UDM), 2003 (https://doi.org/10.1504/<br />
IJEP.2003.004236).<br />
stephen.lawton@uknnl.com<br />
Stephen Lawton is a Radiological and Chemotoxic Safety Consultant primarily<br />
covering the civil nuclear fuel cycle as well as <strong>for</strong> research and development<br />
projects and new reactor designs. He routinely undertakes radiological and<br />
chemotoxic dispersion modelling <strong>for</strong> a range of projects as part of <strong>Nuclear</strong> Safety<br />
Cases and COMAH Safety Reports.<br />
Robert Gordon<br />
Riskaware Limited UK<br />
robert.gordon@riskaware.co.uk<br />
Authors<br />
Howard Chapman<br />
National <strong>Nuclear</strong> Laboratory<br />
Robert Gordon is a founding member and the Commercial Director at Riskaware.<br />
He has over 25 years’ experience within the CBRN defence sector, applying his<br />
scientific and technical leadership skills to the development of operational downwind<br />
hazard assessment and prediction modelling and simulation applications.<br />
This has included significant involvement in UDM <strong>for</strong> DSTL, the Hazard Prediction<br />
and Assessment Capability (HPAC) <strong>for</strong> the US Defence Threat Reductions Agencies<br />
(DTRA) and the Joint Effects Model (JEM) Programme <strong>for</strong> the US Joint Program<br />
Office <strong>for</strong> In<strong>for</strong>mation Systems (JPM IS).<br />
Tim Culmer<br />
Riskaware Limited UK<br />
howard.chapman@uknnl.com<br />
Howard Chapman is a Principal Safety Consultant and has worked in the nuclear<br />
industry <strong>for</strong> over thirty five years, with vast experience in the production and<br />
management of radiological and high hazard chemotoxic safety cases at a number<br />
of sites throughout the UK and internationally. His career spans across all aspects<br />
of the nuclear project lifecycle. More recently Howard has been working on<br />
Advanced Modular Reactors and on co-generation safety, with particular emphasis<br />
on hydrogen/chemical production.<br />
tim.culmer@riskaware.co.uk<br />
Tim Culmer is the Environmental and Geospatial Capability Lead at Riskaware.<br />
He specialises in the provision of innovative software solutions and consultancy<br />
services <strong>for</strong> the defence and environmental sectors. His experience includes the<br />
development of operational decision support tools <strong>for</strong> hazard prediction and<br />
mitigation planning covering both airborne and marine based transport and<br />
dispersion modelling.<br />
Environment and Safety<br />
Dynamic Dispersion Modelling to Enable In<strong>for</strong>med Decision Making in a Modern <strong>Nuclear</strong> Safety Case ı Howard Chapman, Stephen Lawton, Joseph Hargreaves, Robert Gordon, Tim Culmer
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Experimental Investigation on the<br />
Pool Scrubbing Behaviour of soluble<br />
and mixed Aerosol Components<br />
René Vennemann, Michael Klauck, Tobias Jankowski, Hans-Josef Allelein, Marco K. Koch<br />
Introduction<br />
The retention of aerosol particles and especially of fission products in liquid pools, also known as pool<br />
scrubbing, is an employed process in the frame of postulated severe accident scenarios in nuclear power<br />
plants. In case of a boiling water reactor (BWR), the reactor pressure vessel (RPV) is equipped with Safety<br />
Relief Valves (SRVs), that might reduce undesirable pressure increases in the RPV by gas release into the<br />
suppression pool and thereby maintaining the cooling circuits’ integrity. In case of a postulated severe accident<br />
scenario, the suppression pool has the function to condensate steam from the gas flow and to scrub<br />
fission products from the gas flow be<strong>for</strong>e it is released to the containment atmosphere. Beside this scenario<br />
Gupta et al. [GUP23] describe more postulated accident scenarios where pool scrubbing phenomena can be<br />
expected, <strong>for</strong> example in a steam generator tube rupture scenario or as part of a filtered containment venting<br />
system. The focus of this work is to expand the experimental database on pool scrubbing and to discuss the<br />
aerosol retention <strong>for</strong> individual size classes. Most experiments available in the open literature are carried<br />
out with insoluble particles like SnO 2 [HER18, REH22] . Consequently, this work focusses on the retention of the<br />
soluble CsI and a mixture of CsI and SnO 2 to enhance the knowledge on the behaviour of aerosols typical<br />
<strong>for</strong> postulated severe accident scenarios<br />
RESEARCH AUS DEN AND UNTERNEHMEN<br />
INNOVATION 71<br />
SAAB test facility<br />
The SAAB test facility is shown in figure<br />
1 [ALL18] . The test vessel has a modular<br />
design; thus the pool height can be varied<br />
from 2.25 m to 6.25 m and the distance to<br />
the measuring device at the outlet can be<br />
kept almost identical. Due to five identical<br />
one-meter-high segments the test vessels’<br />
total height can be changed while the gas<br />
space above the pool is kept at a constant<br />
volume. In addition to the five identical<br />
parts the vessel has a bottom segment<br />
with a gas inlet and a conical top part<br />
with openings <strong>for</strong> measurement devices.<br />
The inner diameter of the test vessel is<br />
1.5 m, and the maximum possible water<br />
volume is 10 m³. The injection nozzle is situated<br />
0.75 m above the vessels’ floor and<br />
is upward directed. The inner diameter of<br />
the nozzle outlet is 0.021 m. Aerosols are<br />
generated with a spraying system (soluble<br />
particles) and with a particle disperser<br />
with brush (insoluble particles) [ALL20] and<br />
afterwards fed into a mixing chamber,<br />
where they are conditioned and blended.<br />
During this process additional carrier gas<br />
and steam can be added. Once the aerosol<br />
passed the mixing chamber it is measured<br />
with an Electrical Low-Pressure Impactor<br />
(ELPI+) from Dekati, which determines<br />
| Fig. 1<br />
SAAB test vessel [ALL18].<br />
the aerosol concentration <strong>for</strong> fourteen<br />
size classes, and is injected into<br />
the water pool of the vessel. After<br />
passing the water pool, the aerosol is<br />
measured by a second ELPI+ system,<br />
located 0.625 m above the pool surface<br />
in the conical part of the vessel.<br />
Experiment<br />
A pool height of 2.25 m up to 6.25<br />
m is realized, i.e. the submergence<br />
of the injection nozzle is 1.5 m up to<br />
5.5 m. Nitrogen is used as carrier gas<br />
and is injected with 20 m³/h (5.56 x<br />
10 –3 m³/s) up to 80 m³/h (2.22 x 10 –2<br />
m³/s). Thus, the Weber number is<br />
approximately 5 x 10 4 – 8 x 10 5 . The<br />
tests are per<strong>for</strong>med with an ambient<br />
pool temperature (approximately<br />
22 °C) and with caesium iodine<br />
(CsI) or a mixed aerosol consisting<br />
of 60 mass percentage CsI and 40<br />
mass percentage tin dioxide (SnO 2 ).<br />
As in previous tests [VEN22] the inlet<br />
gas temperature is 30 °C and to keep<br />
the humidity on a constant level, the<br />
sampling temperature of the ELPI+<br />
is at 60 °C. The experiment was repeated<br />
more than once, to obtain<br />
reliable measurement results.<br />
Research and Innovation<br />
Experimental Investigation on the Pool Scrubbing Behaviour of soluble and mixed Aerosol Components ı René Vennemann, Michael Klauck, Tobias Jankowski, Hans-Josef Aus den Allelein, Unternehmen<br />
Marco K. Koch
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
RESEARCH AUS DEN AND UNTERNEHMEN<br />
INNOVATION 72<br />
Theoretical background of<br />
pool scrubbing<br />
The Decontamination Factor (DF) is the main parameter<br />
to describe the aerosol retention due to pool<br />
scrubbing. It is defined as the ratio of the aerosol<br />
mass flow rate at the inlet (ṁ in ) to that at the outlet<br />
(ṁ out ) of a system. In the frame of stationary test<br />
phases, it can be achieved from ELPI+ measurements<br />
as the ratio of the particle concentration at<br />
the vessel inlet c in to that at the vessel outlet c out :<br />
DDDD = mṁ !"<br />
mṁ #$%<br />
= c !"<br />
c #$%<br />
Another important parameter to describe aerosol<br />
retention is the retention efficiency (η), which is<br />
linked to the DF by the equation:<br />
ηη = 1 − 1<br />
DDDD = 1 − mṁ !"#<br />
mṁ $%<br />
η is preferred in this paper <strong>for</strong> the presentation of<br />
the results.<br />
Allelein et al. [ALL09] divide the liquid pool into three<br />
regions to describe the occurring pool scrubbing<br />
phenomena. Those regions are named injection<br />
zone, bubble rise zone and pool surface zone.<br />
The first area, the injection zone, is located where<br />
the aerosol enters the pool. The prevailing flow regime<br />
is determined by use of the non-dimensional<br />
Weber number, which consists of the ratio of the inertia<br />
<strong>for</strong>ce to the surface <strong>for</strong>ce [ALL09] . If the Weber<br />
number is less than 10 5 , the flow is situated in the<br />
globule regime. If the Weber number is larger than<br />
10 5 , the jet regime is achieved. For the experiments<br />
presented in this paper, the Weber number<br />
is situated between 5 x 10 4 and 8 x 10 5 , hence the<br />
experiments investigate the transition regime close<br />
to the beginning of the jet regime.<br />
The aerosol retention due to the particles’ inertia is<br />
the major contributor to the pool scrubbing process<br />
in the injection zone.<br />
In the bubble rise zone the particles are trapped<br />
inside rising bubbles. The deposition of aerosols<br />
trapped in the bubbles occurs by the following<br />
mechanisms: Diffusiophoresis, thermophoresis,<br />
sedimentation, centrifugal impaction and Brownian<br />
diffusion. Within the bubble, the particles are driven<br />
towards the bubble wall near the liquid interface<br />
due to these phenomena and are deposited. [DEH94]<br />
As the bubbles come to rest and burst at the pool<br />
surface, they disintegrate into small droplets, which<br />
are released into the gas phase above the liquid pool.<br />
If the droplet sedimentation velocity is lower than<br />
the vertical upward directed gas velocity, they are<br />
transported to the gas space as aerosol particles, if<br />
not they will fall back to the pool.<br />
This process is more significant with the degree of<br />
contamination of the pool and length of the pool<br />
scrubbing process. [KOC00]<br />
Experimental results<br />
Four test series are presented in this section, comprising<br />
seventeen individual (quasi-) stationary test<br />
phases. The first test series deals with the retention<br />
efficiency of CsI that is injected with 20 m³ nitrogen<br />
per hour by different nozzle submergences in the<br />
water layer of the test vessel. Those tests are repeated<br />
in the second test series but using a mixed-aerosol<br />
(consisting of ~60 % CsI and ~40 % SnO 2 ) instead<br />
of CsI. The third test series investigates the retention<br />
efficiency of CsI <strong>for</strong> a nozzle submergence of<br />
1.5 m and different carrier gas feed rates. These investigations<br />
are repeated in the fourth test series,<br />
using a mixed-aerosol instead of CsI. Former experiments<br />
per<strong>for</strong>med with SnO 2 in the SAAB test vessel<br />
are taken into account in a discussion, where the<br />
behaviour of mixed-aerosols is compared to a single<br />
component aerosol.<br />
As the aim of the considered SAAB experiments is<br />
the measurement of the initial aerosol concentration<br />
in mg/m³ as well as the aerosol concentration<br />
0.625 m above the pool surface and to determine<br />
the decontamination factor and the retention efficiency<br />
from these values <strong>for</strong> each size class of the<br />
used measurement device (ELPI+), the retention efficiency<br />
derived from the experiments is shown over<br />
the aerodynamic diameter in the diagrams below.<br />
In 2022 it was shown [VEN22] that the integral retention<br />
efficiency probably does not reveal an accurate<br />
picture of the inferior retention of smaller particles,<br />
because larger heavy particles could mask the retention<br />
efficiency of smaller particles.<br />
For an enhanced analysis of the experiment, the<br />
mass concentration of the aerosols be<strong>for</strong>e they enter<br />
the test vessel is shown in figure 2. Figure 3 shows<br />
the mass concentration of the aerosols after passing<br />
the water pool. The submergence of the inlet orifice<br />
in these experiments is 1.5 m.<br />
The CsI curve is visualized in blue, the one of the<br />
mixed aerosol in green and of SnO 2 in yellow. The<br />
connection lines between 0.1 and 0.3 µm are only<br />
shown as dashed lines, as the reliability of these<br />
Research and Innovation<br />
Aus Experimental den Unternehmen<br />
Investigation on the Pool Scrubbing Behaviour of soluble and mixed Aerosol Components ı René Vennemann, Michael Klauck, Tobias Jankowski, Hans-Josef Allelein, Marco K. Koch
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
data is not fully clarified due to measurement uncertainties.<br />
There<strong>for</strong>e, these are preliminary analyses.<br />
mass concentration [mg/m³]<br />
Figure 2 reveals that the feed concentration of the<br />
experiments with CsI is by far the lowest <strong>for</strong> all aerodynamic<br />
diameters. The feed concentration of SnO 2<br />
is between 0.1 µm and 0.5 µm at approximately the<br />
same level as <strong>for</strong> the mixed aerosol. Between 0.5 µm<br />
and 2 µm the feed mass concentration of the mixed<br />
aerosol is higher. Afterwards, the concentrations<br />
converge again.<br />
mass concentration [mg/m³]<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
50<br />
0<br />
0.1 1.0 10.0<br />
aerodynamic diameter [µm]<br />
mixed aerosol CsI SnO₂<br />
| Fig. 2<br />
Mass concentration at the vessels’ inlet <strong>for</strong> individual diameters and<br />
substances (submergence 1.5 m).<br />
0<br />
0.1 1.0 10.0<br />
aerodynamic diameter [µm]<br />
mixed aerosol CsI SnO₂<br />
| Fig. 3<br />
Mass concentration at the vessels’ outlet <strong>for</strong> individual diameters and<br />
substances (submergence 1.5 m).<br />
Figure 3 shows <strong>for</strong> CsI the lowest mass concentration<br />
<strong>for</strong> all aerodynamic diameters. The mass<br />
concentration after the pool scrubbing process of<br />
SnO 2 is <strong>for</strong> almost all size classes slightly higher<br />
than <strong>for</strong> the mixed aerosol. That means the mixed<br />
aerosol retention efficiency seems to be higher compared<br />
to the single SnO 2 aerosol. Furthermore, it<br />
can be recognized that at first glance the feed curves<br />
(cf. Fig. 2) <strong>for</strong> CsI and the mixed aerosol show similar<br />
tendencies as the curves from Fig. 3. For SnO 2 , a<br />
clear deviation can already be perceived here. This<br />
phenomenon will be discussed later.<br />
the different submergences are plotted by different<br />
colours. The colour scheme is also used <strong>for</strong> Fig. 5.<br />
| Fig. 4<br />
Retention Efficiency measured in the experiments <strong>for</strong> a submergence<br />
between 1.5 m and 5.5 m <strong>for</strong> CsI [VEN22].<br />
With increasing height, the residence time increases,<br />
and the retention becomes significantly better,<br />
at most by 70 % (0.5 µm; from 1.5 m to 5.5 m). At<br />
0.5 µm, the filter gap seems to be <strong>for</strong> the lowest<br />
submergence with the poorest retention efficiency<br />
of ~27%. However, the diagram reveals that with<br />
increasing residence time, the poorest retention<br />
efficiency moves towards smaller particles (between<br />
0.2 µm to 0.3 µm). The strongest increase in<br />
retention <strong>for</strong> respirable particles smaller than one<br />
micrometer can be perceived <strong>for</strong> the submergence of<br />
1.5 m to 2.5 m. In addition, the experiments reveal<br />
that the particles in the 0.8 µm – 3 µm range achieve<br />
the best retention efficiencies.<br />
Figure 5 shows the experimental results of the second<br />
test series, that differs from the first test series<br />
by the used aerosol material. In contrast to the first<br />
test series, all heights show retention efficiencies<br />
above ~77% <strong>for</strong> all size classes (cf. Figure 5). Thus,<br />
the y-axis ranges from 0.6 to 1 instead of zero to 1.<br />
retention efficiency<br />
1.00<br />
0.95<br />
0.90<br />
0.85<br />
0.80<br />
0.75<br />
0.70<br />
0.65<br />
0.60<br />
0.1 1 10<br />
aerodynamic diameter [µm]<br />
1.5 m 2.5 m 3.5 m 4.5 m 5.5 m<br />
| Fig. 5<br />
Retention Efficiency measured in the experiments <strong>for</strong> a submergence<br />
between 1.5 m and 5.5 m <strong>for</strong> the mixed aerosol.<br />
RESEARCH AUS DEN AND UNTERNEHMEN<br />
INNOVATION 73<br />
Figure 4 shows the derived retention efficiency <strong>for</strong><br />
the first test series in dependence of the particle diameter<br />
<strong>for</strong> five different submergences. The tests <strong>for</strong><br />
For particle diameters above 0.3 µm the poorest<br />
retention efficiency is observed at a pool height of<br />
1.5 m. However, <strong>for</strong> this height no exact filter gap<br />
Research and Innovation<br />
Experimental Investigation on the Pool Scrubbing Behaviour of soluble and mixed Aerosol Components ı René Vennemann, Michael Klauck, Tobias Jankowski, Hans-Josef Aus den Allelein, Unternehmen<br />
Marco K. Koch
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
RESEARCH AUS DEN AND UNTERNEHMEN<br />
INNOVATION 74<br />
is observed, but a plateau with poorer retention<br />
efficiency between 0.5 µm and 1.3 µm. The same<br />
tendencies are revealed <strong>for</strong> 2.5 m. The remaining<br />
tests show an increasing retention efficiency from<br />
approx. 0.2 µm with increasing diameter. The<br />
higher retention at a submergence of 2.5 m <strong>for</strong> size<br />
classes between approx. 0.1 µm and 0.3 µm seems<br />
to be an error of measurement and needs more investigation<br />
in further experiments. Apart of this it<br />
becomes apparent that with increasing the submergence<br />
the retention efficiency rises especially <strong>for</strong><br />
particles larger than 0.3 µm<br />
The determined retention efficiency <strong>for</strong> different<br />
particle sizes in the third test series is shown in<br />
Fig. 6, that investigates the CsI retention <strong>for</strong> a 1.5 m<br />
submergence and different injection gas feed rates.<br />
The different flow rates are visualized by different<br />
colors: 20 m³/h is shown in green, 40 m³/h in blue<br />
and 80 m³/h in yellow.<br />
differs from the particle retention curves <strong>for</strong> the<br />
other two investigated feed rates. In all three size<br />
classes in this region, the retention efficiency <strong>for</strong> the<br />
feed rate of 80 m³/h is higher than <strong>for</strong> the feed rate<br />
of 40 m³/h. The curve <strong>for</strong> the feed rate of 20 m³/h<br />
shows in the size class around 0.2 µm a higher retention<br />
efficiency than the other two curves. In the size<br />
class around 0.3 µm it shows the retention efficiency<br />
between those of the other two curves and in the<br />
size class around 0.5 µm it shows the lowest retention<br />
efficiency of all three investigated feed rates.<br />
The results of the fourth test series are given in<br />
figure 7, as a repetition of the third test series, using<br />
a mixed aerosol instead of CsI to determine the aerosol<br />
materials’ influence on the retention efficiency.<br />
As the observed retention efficiency <strong>for</strong> the mixed<br />
aerosol is above 70 % <strong>for</strong> all test phases, the scaling<br />
of the y-axis is chosen analogous to Fig. 5 from 0.6<br />
to 1.<br />
retention efficiency<br />
1.0<br />
0.9<br />
0.8<br />
0.7<br />
0.6<br />
0.5<br />
0.4<br />
0.3<br />
0.2<br />
0.1<br />
0.0<br />
0.1 1 10<br />
aerodynamic diameter [µm]<br />
20m³/h 40m³/h 80m³/h<br />
retention efficiency<br />
1.00<br />
0.95<br />
0.90<br />
0.85<br />
0.80<br />
0.75<br />
0.70<br />
0.65<br />
0.60<br />
0.1 1 10<br />
aerodynamic diameter [µm]<br />
20 m³/h 40 m³/h 60 m³/h 80 m³/h<br />
| Fig. 6<br />
Retention Efficiency <strong>for</strong> CsI measured in the experiments <strong>for</strong> a submergence<br />
of 1.5 m and different carrier gas feed rates.<br />
Figure 6 might be divided in different regions, depending<br />
on the aerodynamic particle diameter. In<br />
the region from 0.5 µm to 2 µm in Fig. 6, the retention<br />
efficiency increases with increasing particle<br />
diameter. The poorest CsI retention is observed at a<br />
gas feed rate of 20 m³/h at about 0.5 µm and increases<br />
in each size class with increasing carrier gas feed<br />
rate. Former experiments with SnO 2 at the SAAB<br />
test facility [ALL18] reveal similar tendencies, as the<br />
integral retention efficiency increases with higher<br />
Weber numbers.<br />
The observed poorest retention efficiency <strong>for</strong> a feed<br />
rate of 20 m³/h at about 0.5 µm moves to slightly<br />
smaller particles with increasing velocity. For particles<br />
at about 0.1 µm, with higher Weber numbers<br />
the retention efficiencies decrease, at most from 56<br />
% to 13 % <strong>for</strong> the highest investigated feed rate.<br />
In the region from about 0.2 µm to 0.48 µm the<br />
behavior of the curve <strong>for</strong> the feed rate of 20 m³/h<br />
| Fig. 7<br />
Retention Efficiency <strong>for</strong> the mixed aerosol measured in the experiments <strong>for</strong> a<br />
submergence of 1.5 m and different carrier gas feed rates.<br />
The retention efficiency is <strong>for</strong> all size classes<br />
more than 70 % and shows <strong>for</strong> all four parameter<br />
variations only small deviations. As seen <strong>for</strong> the<br />
experiments with CsI (cf. Fig. 6), the retention efficiency<br />
<strong>for</strong> particles around 0.1 µm decreases with<br />
increasing Weber number. This different behavior<br />
compared to size classes with larger particles<br />
around 1 µm, might lead to the assumption of different<br />
deposition mechanisms <strong>for</strong> different particle<br />
size classes.<br />
In contrast to the measurements <strong>for</strong> CsI (cf. Fig. 6),<br />
the retention efficiency in the experiments with a<br />
mixed aerosol is the lowest <strong>for</strong> the highest injection<br />
gas feed rate in the region from 0.1 µm till 0.5 µm<br />
particle diameter. In this region the highest retention<br />
efficiencies are still received <strong>for</strong> the lowest gas<br />
feed rate. Similar to the results in Fig. 6, the retention<br />
efficiency <strong>for</strong> the lowest gas feed rate decreases<br />
afterwards with increasing particle diameter below<br />
the retention efficiencies of the higher gas feed rates<br />
Research and Innovation<br />
Aus Experimental den Unternehmen<br />
Investigation on the Pool Scrubbing Behaviour of soluble and mixed Aerosol Components ı René Vennemann, Michael Klauck, Tobias Jankowski, Hans-Josef Allelein, Marco K. Koch
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
(cf. size class around 1.3 µm). This behavior might<br />
indicate that the change in weighting of the deposition<br />
mechanisms with increasing particle diameter,<br />
might be shifted to larger particle diameters by the<br />
mixed aerosol compared to the results with CsI<br />
(cf. Fig. 6).<br />
Nevertheless, the retention efficiency <strong>for</strong> particles<br />
below 0.5 µm is <strong>for</strong> the mixed aerosol above 70 %<br />
whereas in the tests with CsI the retention efficiency<br />
in this region is at most 62 %.<br />
Figure 8 shows the retention efficiency plotted over<br />
the aerodynamic diameter <strong>for</strong> three experiments<br />
with a submergence of 1.5 m. The experiments differ<br />
in the aerosol material used. The results <strong>for</strong> the<br />
experiments conducted with CsI are given by the<br />
blue line, the results <strong>for</strong> SnO 2 by the green line and<br />
the measurements <strong>for</strong> the mixed aerosol are given<br />
by the yellow line in Fig. 8.<br />
of CsI. The third test series investigates the retention<br />
efficiency of CsI <strong>for</strong> a nozzle submergence of<br />
1.5 m and different carrier gas feed rates. These investigations<br />
are repeated in the fourth test series,<br />
using a mixed-aerosol instead of CsI. Former experiments<br />
per<strong>for</strong>med with SnO 2 in the SAAB test vessel<br />
are taken into account in a discussion, where the<br />
behaviour of mixed-aerosols is compared to a single<br />
component aerosol.<br />
Pool scrubbing experiments on the retention efficiency<br />
of a mixed aerosol (SnO 2 and CsI) were<br />
conducted in the SAAB test facility at Research<br />
Centre Juelich. To investigate the mixed aerosols’<br />
influence on the particle retention behaviour, the<br />
results are compared to experiments with CsI.<br />
Boundary conditions such as volume flow rate and<br />
height were also varied to investigate their influence<br />
on the retention efficiency. In the experiments<br />
with CsI increasing the submergence is a key to increase<br />
the retention efficiency especially <strong>for</strong> smaller<br />
particles. Increasing the gas velocity shows a different<br />
effect <strong>for</strong> very small particles.<br />
RESEARCH AUS DEN AND UNTERNEHMEN<br />
INNOVATION 75<br />
Contrary to the expectation that the retention efficiency<br />
increases with residence time, all heights<br />
show relatively high retention efficiencies of more<br />
than 70 % <strong>for</strong> the mixed aerosol <strong>for</strong> all size classes.<br />
Only small deviations are observed.<br />
| Fig. 8<br />
Retention efficiency <strong>for</strong> three different aerosols plotted over the aerodynamic<br />
diameter.<br />
It is noticeable that the mixed aerosol is much better<br />
retained than the individual substances. For the<br />
individual substances SnO 2 and CsI a filter gap at a<br />
specific aerodynamic diameter is observed, whereas<br />
<strong>for</strong> the mixed aerosol there is a plateau between<br />
0.5 µm and 1.2 µm where the retention efficiency<br />
is reduced.<br />
However, it must also be considered that the input<br />
mass concentration was highest <strong>for</strong> the mixed aerosol<br />
(cf. Fig. 2).<br />
Conclusion and Outlook<br />
Four test series are presented in this section, comprising<br />
seventeen individual (quasi-) stationary test<br />
phases. The first test series deals with the retention<br />
efficiency of CsI that is injected with 20 m³ nitrogen<br />
per hour by different nozzle submergences in the<br />
water layer of the test vessel. Those tests are repeated<br />
in the second test series but using a mixed-aerosol<br />
(consisting of ~60 % CsI and ~40 % SnO 2 ) instead<br />
The rather high retention of the mixed aerosol might<br />
have been caused by different mechanisms. Three<br />
different interpretations have been developed.<br />
Firstly, that during the experiment the partial density<br />
of the water next to the aerosol stream might<br />
have been higher, because of the soluble CsI. Dissolved<br />
CsI could act as scrubbing liquid <strong>for</strong> SnO 2 ,<br />
and the retention efficiency would rise. The second<br />
theory is that a mixed aerosol might build coarser<br />
particles due to agglomeration, and there<strong>for</strong>e more<br />
particles would be retained by inertial impaction at<br />
the inlet. The third theory is that the initial number<br />
concentration of the mixed aerosol was much higher<br />
than in the single aerosol tests, so the particle interactions<br />
inside a rising bubble would have been<br />
much higher and more particles would have been<br />
retained, e.g. due to Brownian diffusion or centrifugal<br />
impaction.<br />
For varying the inlet flow rate it is observed that<br />
the retention efficiency of the mixed aerosol is significantly<br />
higher than in the tests with the single<br />
aerosol CsI. Increasing the inlet flow causes the integral<br />
retention to rise. Nevertheless, with increasing<br />
the inlet flow rate and there<strong>for</strong>e the inlet velocity<br />
the filter gap is shifted from 0.5 µm to smaller<br />
Research and Innovation<br />
Experimental Investigation on the Pool Scrubbing Behaviour of soluble and mixed Aerosol Components ı René Vennemann, Michael Klauck, Tobias Jankowski, Hans-Josef Aus den Allelein, Unternehmen<br />
Marco K. Koch
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
RESEARCH AUS DEN AND UNTERNEHMEN<br />
INNOVATION 76<br />
particle sizes. This phenomenon is still inconclusive<br />
and needs further investigation.<br />
As seen in earlier experiments at the SAAB test facility<br />
this work also indicates that an integral DF<br />
(based on mass) does not give an accurate picture<br />
of aerosol retention as bigger particle size classes<br />
mask the poorer retention of smaller, respirable aerosols.<br />
All shown experiments have a characteristic<br />
particle size class or classes where the particles are<br />
filtered worst. The filter gap occurs <strong>for</strong> CsI at 0.5 µm<br />
and <strong>for</strong> SnO 2 at 1.2 µm. The mixed aerosol (60 % CsI<br />
and 40 % SnO 2 ) seems to have a filter gap between<br />
those two size classes from 0.5 µm up to 1.2 µm<br />
where the particle retention is the poorest.<br />
The theories presented on mixed aerosols should be<br />
further investigated. In order to further investigate<br />
theories two and three, it is important to include<br />
new aerosol species in the experiments and to vary<br />
the concentration (mass and number) of the different<br />
aerosols.<br />
References<br />
[ALL09] Allelein, H.-J. et al.: "State of the art report on nuclear aerosols" OECD/NEA,<br />
Committee on the Safety of <strong>Nuclear</strong> Installations, 2009.<br />
[ALL18]<br />
[ALL20]<br />
[DEH94]<br />
[GUP23]<br />
[HER18]<br />
[REH22]<br />
[VEN22]<br />
Authors<br />
Allelein, H.-J. et al.: "Severe Accident Aerosol Behaviour" – Final report of the<br />
research project: BMWi 1501454, RWTH Aachen University, 2018.<br />
Allelein, H.-J. et al.: “Severe accident related activities of the research center<br />
Jülich/Germany” <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> of Advanced <strong>Nuclear</strong> Reactor Design and<br />
Technology, Volume 2, pp. 131-143, 2020.<br />
Dehbi, A. and Guentay, S.: "Simulation of pool scrubbing experiments using<br />
BUSCA" Paul Scherer Institute, 1994.<br />
Gupta, S. et al.: “Integration of pool scrubbing research to enhance Source-Term<br />
calculations (IPRESCA) project – Overview and first results” <strong>Nuclear</strong> Engineering<br />
and Design, Volume 404, p. 112189, 2023.<br />
Herranz, L. E. and Sanchez, F.: “Critical Assessment of Pool Scrubbing Background”<br />
Presentation at the 2nd Meeting of the IPRESCA Project, Frankfurt a. M.<br />
(Germany), 2018.<br />
Rehrmann, J.et al.: “Bewertung der verfügbaren Datenbasis zur Partikelrückhaltung<br />
in Flüssigkeitsvorlagen” – Technical report of the research project:<br />
BMUV 1501618, Ruhr-Universität Bochum, PSS,2022.<br />
Vennemann, R. et al.: “Experimental Investigation on the Retention of Soluble<br />
Particles by Pool Scrubbing”, <strong>Journal</strong> of <strong>Nuclear</strong> Engineering and Radiation<br />
Science, Volume 8, p. 044502, 2022<br />
René Vennemann<br />
Plant Simulation and Safety (PSS),<br />
Ruhr-Universität Bochum (RUB)<br />
rene.vennemann@pss.rub.de<br />
Nomenclature<br />
c concentration [kg/m 3 ]<br />
ṁ mass flow [kg/s]<br />
Greek Symbols<br />
η retention efficiency [–]<br />
ρ density [kg/m 3 ]<br />
Nondimensional Numbers<br />
DF decontamination factor<br />
Subscripts or Superscripts<br />
in inlet<br />
out outlet<br />
Acronyms<br />
BWR boiling water reactor<br />
CsI cesium iodine<br />
ELPI electric low-pressure impactor<br />
N 2 nitrogen<br />
SAAB severe accident aerosol behavior (facility)<br />
SnO 2 tin dioxide<br />
Acknowledgement<br />
This work is funded by the German Federal Ministry<br />
<strong>for</strong> the Environment, Nature Conservation, <strong>Nuclear</strong><br />
Safety and Consumer Protection (BMUV) under<br />
grant numbers 150 1551 and 150 1618 based on a<br />
decision of the German Bundestag.<br />
René Vennemann studied mechanical engineering at Ruhr-Universität Bochum,<br />
majoring in energy and process engineering. After completing his masters’<br />
degree, he worked as research assistant at RWTH-Aachen in the SAAB II project<br />
from 2019 to 2021. Since March 2021, he has been working at PSS AG at<br />
Ruhr-Universität Bochum with the focus on experimental research of pool scrubbing.<br />
Co-Authors<br />
Dr.-Ing. Tobias Jankowski<br />
Plant Simulation and Safety (PSS),<br />
Ruhr-Universität Bochum (RUB)<br />
tobias.jankowski@pss.rub.de<br />
Dr.-Ing. Michael Klauck<br />
Institute of Energy and Climate Research (IEK-14),<br />
Forschungszentrum Juelich GmbH<br />
m.klauck@fz-juelich.de<br />
Prof. Dr. rer. nat. Hans-Josef Allelein<br />
Institute of Energy and Climate Research (IEK-6),<br />
Forschungszentrum Juelich GmbH<br />
h.j.allelein@fz-juelich.de<br />
Prof. Dr.-Ing. Marco K. Koch<br />
Head of Plant Simulation and Safety (PSS),<br />
Ruhr-Universität Bochum (RUB)<br />
marco.koch@pss.rub.de<br />
Research and Innovation<br />
Aus Experimental den Unternehmen<br />
Investigation on the Pool Scrubbing Behaviour of soluble and mixed Aerosol Components ı René Vennemann, Michael Klauck, Tobias Jankowski, Hans-Josef Allelein, Marco K. Koch
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WiN Germany Preis 2023<br />
Auszeichnung wissenschaftlicher Arbeiten im nuklearen Bereich<br />
Women in <strong>Nuclear</strong> (WiN) ist ein internationaler Zusammenschluss von über 35.000 Frauen aus mehr als 140<br />
Ländern. In Deutschland agiert WiN Germany als eingetragener, gemeinnütziger Verein mit rund 110<br />
weiblichen Mitgliedern. WiN Germany möchte dazu beitragen, einen Dialog über die Notwendigkeit der<br />
nuklearen Kompetenzen in Deutschland zu führen.<br />
WiN Germany ist davon überzeugt, dass eine Industrienation im internationalen Wettbewerb auch über den<br />
Kernenergieausstieg hinaus kerntechnische Kompetenzen erhalten und weiter ausbauen muss. Insbesondere<br />
für die Einflussnahme Deutschlands in Fragen der nuklearen Nichtverbreitung, der Versorgung für die<br />
Nuklearmedizin (z.B. Krebsdiagnostik) und des sicheren Betriebs, Stilllegung und Rückbaus von<br />
kerntechnischen Anlagen sind eigene Kompetenzen noch sehr lange unverzichtbar. Das international<br />
anerkannt hohe Know-how in Deutschland ist zudem im Zusammenhang mit den weltweiten<br />
Neubauprojekten sehr gefragt. Deswegen möchte WiN Germany junge Frauen ausdrücklich dazu ermutigen,<br />
eine berufliche Laufbahn im nuklearen Bereich zu wählen.<br />
Als eine besondere Anerkennung für den Nachwuchs in der Kerntechnik schreibt der Verein Women in<br />
<strong>Nuclear</strong> Germany e.V. zum zwölften Mal den<br />
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Gruppen verliehen werden, die in Deutschland in einem Fachgebiet im nuklearen Bereich tätig sind und seit<br />
September 2022 auszeichnungswürdige Leistungen im Rahmen einer wissenschaftlichen<br />
Qualifizierungsarbeit (Bachelor/Master/Promotion) oder eines studentischen Forschungsprojektes<br />
hervorgebracht haben. Erwünscht sind dabei nicht nur Bewerbungen mit ingenieur-, natur- bzw.<br />
medizinwissenschaftlichen Themen, sondern auch zu politik-, sozial- oder wirtschaftswissenschaftlichen<br />
Fragen, z.B. zu internationalen Beziehungen, Kommunikation, Wissensmanagement, Psychologie,<br />
Personalmanagement.<br />
Bewerbungen sind bis zum 25. August 2023 in elektronischer Form per Email an info@win-germany.org<br />
einzureichen. Sie müssen eine Zusammenfassung der Arbeit (max. 3 DIN A4 Seiten), einen Lebenslauf sowie<br />
ein Empfehlungsschreiben einer dritten Person mit kurzer Begründung für die Preiswürdigkeit der Arbeit<br />
enthalten. Bewerbungen können in deutscher oder englischer Sprache erstellt werden. Es werden sowohl<br />
Eigenbewerbungen als auch Vorschläge von Dritten angenommen.<br />
Beim Auswahlverfahren werden aus allen eingegangenen Bewerbungen von einer Jury bis zu drei Personen<br />
bzw. Gruppen ausgewählt. Dieser Personenkreis wird eingeladen, ihre Arbeit im Rahmen der<br />
Mitgliederversammlung von WiN Germany e.V. am 29. September 2023 am KKW Grafenrheinfeld<br />
vorzustellen. Die 15-minütige Präsentation in deutscher Sprache mit anschließender Diskussion soll den<br />
eigenen Anteil an der vorgestellten Arbeit darstellen und auch Fachfremden das Thema näherbringen.<br />
Danach werden die Teilnehmerinnen der Mitgliederversammlung entscheiden, wer den WiN Germany Preis<br />
2023 erhält. Die Auszeichnung erfolgt anschließend durch die Präsidentin von WiN Germany e.V.<br />
Der Preis besteht aus einer Urkunde und einem Geldbetrag in Höhe von 500 Euro.<br />
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<strong>Nuclear</strong> power plants: Operating results 2022<br />
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
78<br />
REPORT<br />
Operating results 2022<br />
In 2022 the three (3) German nuclear power plants, Emsland,<br />
Isar 2 and Neckarwestheim II, generated 34.655 billion kilowatt<br />
hours (kWh) of electricity gross. The three plants Brokdorf KBR<br />
(1,480 MWe gross), Grohnde KWG (1,430 MWe gross) and Gundremmingen<br />
KRB C (1,344 MWe gross) with an total capacity of<br />
4,254 MWe gross ceased operation – lost the permit <strong>for</strong> generating<br />
electricity – at the end of 2021, on 31 December 2021 24:00 h at<br />
latest, due to the revision of the German Atomic Energy Act in the<br />
political aftermath of the accidents in Fukushima, Japan, in 2011.<br />
The three nuclear power plants in operation during the year 2022<br />
contributed to electricity production with an electric gross output<br />
of 4,291 MWe and a net output of 4,055 MWe.<br />
All three nuclear power plants in operation in 2022 achieved results<br />
with a gross production greater than 11 billion kilowatt hours,<br />
the Isar 2 power plant produced more than 12 billion kilowatt hours.<br />
.<br />
Worldwide, in 2022, 41 nuclear power plant units achieved production<br />
results of more than 10 billion kilowatt hours gross in the year<br />
2022.<br />
At the end of 2022, 414 reactor units were in operation in 33 countries<br />
worldwide and 58 were under construction in 16 countries. The<br />
number of units declared “in operation” decreased from 2021 significantly,<br />
when 438 units were in operation. A new operation status,<br />
“Suspended operation”, was assigned to 23 units in Japan. The share<br />
of nuclear power in world electricity production was around 10 %.<br />
German nuclear power plants have been occupying top spots in electricity<br />
production <strong>for</strong> decades thus providing an impressive demonstration<br />
of their efficiency, availability and reliability.<br />
Additionally German nuclear power plants are leading with their<br />
lifetime electricity production. The Brokdorf, Emsland, Grohnde,<br />
Gundremmingen C and Neckarwestheim II nuclear power plant have<br />
produced more than 360 billion kilowatt hours since their first criticality,<br />
the Grohnde and Isar 2 plant even are the first nuclear power<br />
plants that generated more than 400 billion kilowatt hours, worldwide.<br />
Operating results of nuclear power plants in Germany 2022 and 2021.<br />
<strong>Nuclear</strong> power plant<br />
Rated power<br />
in 2022 (2021)<br />
Gross electricity<br />
generation<br />
in MWh<br />
Availability<br />
factor*<br />
in %<br />
Energy availability<br />
factor**<br />
in %<br />
gross<br />
in MWe<br />
net<br />
in MWe<br />
2022 2021 2022 2021 2022 2021<br />
Brokdorf KBR (1,480) (1,410) --- 10,552,306 --- 100.00 --- 92.59<br />
Emsland KKE 1,406 1,335 11,293,993 11,356,583 94.88 95.44 94.83 95.37<br />
Grohnde KWG (1,430) (1,360) --- 10,485,503 --- 92.70 --- 92.50<br />
Gundremmingen KRB C (1,344) (1,288) --- 9,154,214 --- 99.90 --- 99.70<br />
Isar KKI 2 1,485 1,410 12,273,569 12,068,285 97.25 94.79 96.88 94.62<br />
Neckarwestheim GKN II 1,400 1,310 11,141,700 11,151,300 94.43 92.36 94.43 92.32<br />
Total in 2022 (and in 2021)<br />
4,291<br />
(8,545)<br />
4,055<br />
(8,113)<br />
34,655,262 64,382,397 95.50 95.85 95.35 94.50<br />
* Availability factor (time availability factor) kt = tN/tV: The time availability factor kt is the quotient<br />
of available time of a plant (tV) and the reference period (tN). The time availability factor is a degree<br />
<strong>for</strong> the deployability of a power plant.<br />
** Energy availability factor kW = WV/WN: The energy availability factor kW is the quotient of available<br />
energy of a plant (WV ) and the nominal energy (WN). The nominal energy WN is the product of nominal<br />
capacity and reference period. This variable is used as a reference variable (100 % value) <strong>for</strong> availability<br />
considerations. The available energy WV is the energy which can be generated in the reference period<br />
due to the technical and operational condition of the plant. Energy availability factors in excess of 100 %<br />
are thus impossible, as opposed to energy utilisation.<br />
*** Inclusive of round up/down, rated power in 2022/2021.<br />
**** The Philippsburg KKP 2 nuclear power plant was permanently shutdown on 31 December 2020<br />
due to the revision of the German Atomic Energy Act in 2011. The revision bans electricity generation <strong>for</strong> the<br />
nuclear power plants in Germany from a fixed point in time.<br />
All data in this report as of 31 March 2023<br />
64 | vgbe energy journal Report 5 · 2023<br />
Operating results 2022
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
<strong>Nuclear</strong> power plants: Operating results 2022<br />
Top Ten<br />
Top Ten: Electricity production 1981 to 2022<br />
Top Ten: <strong>Nuclear</strong> <strong>Power</strong> Plants<br />
79<br />
Since the operating year 1981, i.e. with<br />
the commissioning of the first powerful nuclear<br />
power plant units with a capacity of<br />
more than 1,000 MW from the second half of<br />
the 1970s, the “Top Ten” statistics <strong>for</strong> the operation<br />
of nuclear power plants was published.<br />
The annual gross and net electricity<br />
generation of the nuclear power plant units is<br />
always taken into account.<br />
Of the 420 rankings in the 42 years of operation<br />
(1981 to 2022) during this period:<br />
• 218 were taken by 15 different nuclear<br />
power plants from Germany<br />
• of which 28 times with the first place in<br />
the top ten by 8 different nuclear power<br />
plants.<br />
In 2022, the Isar 2 and the Emsland unit<br />
achieved two of the world’s ten best production<br />
results of gross generation in 2022 (“Top<br />
Ten”, Isar 2: second place, Emsland: eighth<br />
place.) The Saeul 1 nuclear power plant, Republic<br />
of Korea, was the top unit in 2022 with<br />
13.0 billion kWh; no maintenance outage<br />
and refuelling was carried out in 2022, so the<br />
plant was operated with 100.00 % time availability.<br />
Year<br />
1981<br />
1982<br />
1983<br />
1984<br />
1985<br />
1986<br />
1987<br />
1988<br />
1989<br />
1990<br />
1991<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
1995<br />
1996<br />
1997<br />
World's<br />
best<br />
2 3 4 5 6 7 8 9 10<br />
D D D<br />
D D D D<br />
D D D D<br />
D D D D<br />
D D D D D D D<br />
D D D D D D<br />
D D D D D D<br />
D D D D D<br />
D D D D D D D<br />
D D D D D D<br />
D D D D D D D<br />
D D D D D D D<br />
D D D D D D D<br />
D D D D D D D<br />
D D D D D D D<br />
D D D D D D D<br />
D D D D D D D<br />
REPORT<br />
1998<br />
D D D D D D<br />
1999<br />
D D D D D D D<br />
2000<br />
D D D D D D<br />
2001<br />
D D D D D D D D<br />
2002<br />
D D D D D<br />
2003<br />
D D D D<br />
D<br />
D<br />
2004<br />
D D D D D<br />
2005<br />
D D D D D D<br />
2006<br />
D<br />
D<br />
D D D D D<br />
2007<br />
2008<br />
2009<br />
D D D D D D<br />
D<br />
D<br />
D<br />
D<br />
D D D<br />
D D D<br />
D<br />
2010<br />
D<br />
D<br />
D D D D<br />
2011<br />
D D D D<br />
2012<br />
D D D<br />
D<br />
2013<br />
D D D<br />
2014<br />
D D D D<br />
D German<br />
nuclear power plant<br />
2015 D D D D<br />
2016 D D D<br />
2017<br />
D D<br />
2018 D D<br />
2019<br />
D<br />
D<br />
2020<br />
D<br />
2021<br />
D D<br />
2022 D D<br />
vgbe energy Report journal 5 · 2023 | 65<br />
Operating results 2022
<strong>Nuclear</strong> power plants: Operating results 2022<br />
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
80<br />
Emsland<br />
REPORT<br />
Operating sequence in 2022<br />
Electrical output in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
January February March April May June July August September October November December<br />
100 Apart from the 16.6 days refueling outage the Emsland nuclear<br />
power plant had been operating uninterrupted and mainly at full<br />
load 80 during the review period 2022. Producing a gross power<br />
generation of 11,356,583 MWh with a capacity factor of 95.37 %<br />
60<br />
the power plant achieved a very good operating result.<br />
40<br />
Planned shutdowns<br />
20<br />
35 rd Refueling and 34 rd overall maintenance outage:<br />
The annual outage was scheduled <strong>for</strong> the period 6 May to 25 May<br />
0<br />
2022. The outage took 18.7 days from breaker to breaker. During<br />
the 35 rd refueling none new fuel elements were used. The following<br />
100 major maintenance and inspection activities were carried<br />
out:<br />
80<br />
• Inspection of core and reactor pressure vessel internals.<br />
60<br />
• Inspection of pressurizer valves.<br />
• Pressure test on different coolers and tanks.<br />
40<br />
• Pressure test on residual heat exchange.<br />
• 20Inspection of feedwater tank.<br />
0<br />
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip<br />
None.<br />
<strong>Power</strong> reductions above 10 % and longer than <strong>for</strong> 24 h<br />
11 April to 6 May 2022: Stretch-out operation.<br />
13 November 2022<br />
to 21 January 2023: Stretch-out operation.<br />
Delivery of fuel elements<br />
In 2022 no fuel elements were delivered.<br />
Waste management status<br />
No CASTOR © cask loading was carried out during the review period<br />
2022.<br />
At the end of the year 47 loaded casks were stored in the local<br />
interim storage facility owned by BGZ Gesellschaft für Zwischenlagerung<br />
mbH.<br />
General points<br />
None.<br />
Positionierung:<br />
Bezug, links, unten<br />
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2<br />
VGB: HKS6K 30 %<br />
<strong>atw</strong>: 100 60 0 0<br />
66 | vgbe energy journal Report 5 · 2023<br />
Operating results 2022
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
<strong>Nuclear</strong> power plants: Operating results 2022<br />
81<br />
Operating data<br />
Review period 2022<br />
REPORT<br />
Plant operator: Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH<br />
Shareholder/Owner: RWE <strong>Power</strong> AG (87,5 %),<br />
PreussenElektra GmbH (12,5 %)<br />
Plant name: Kernkraftwerk Emsland (KKE)<br />
Address: Kernkraftwerk Emsland,<br />
Am Hilgenberg , 49811 Lingen, Germany<br />
Phone: 0591 806-1612<br />
Web: www.rwe.com<br />
First synchronisation: 04-19-1988<br />
Date of commercial operation: 06-20-1988<br />
Design electrical rating (gross):<br />
1,406 MW<br />
Design electrical rating (net):<br />
1,335 MW<br />
Reactor type:<br />
PWR<br />
Supplier:<br />
Siemens/KWU<br />
The following operating results were achieved:<br />
Operating period, reactor:<br />
8,318 h<br />
Gross electrical energy generated in 2022: 11,293,993 MWh<br />
Net electrical energy generated in 2022: 10,719,210 MWh<br />
Gross electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2022:<br />
391,661,277 MWh<br />
Net electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2022:<br />
371,402,139 MWh<br />
Availability factor in 2022: 94.88 %<br />
Availability factor since<br />
date of commercial operation: 93.98 %<br />
Capacity factor 2022: 94.83 %<br />
Capacity factor since<br />
date of commercial operation: 93.85 %<br />
Downtime<br />
(planned and unplanned) in 2022: 5.12 %<br />
Number of reactor scrams 2022: 0<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
10<br />
Availability factor in %<br />
Capacity factor in %<br />
91<br />
91<br />
94<br />
94<br />
93<br />
93<br />
95<br />
95<br />
89<br />
89<br />
94<br />
94<br />
2015 2016 2017 2018 2019 2020<br />
Collective radiation dose of own<br />
and outside personnel in Sv<br />
95<br />
95<br />
2021<br />
95<br />
95<br />
2022<br />
Licensed annual emission limits in 2022:<br />
Emission of noble gases with plant exhaust air:<br />
Emission of iodine-131 with plant exhaust air:<br />
(incl. H-3 and C-14)<br />
Emission of nuclear fission and activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
1.0 · 10 15 Bq<br />
5.0 · 10 9 Bq<br />
3.7 · 10 10 Bq<br />
Proportion of licensed annual emission limits<br />
<strong>for</strong> radioactive materials in 2022 <strong>for</strong>:<br />
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.09 %<br />
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 0.00 %<br />
(incl. H-3 and C-14)<br />
Emission of nuclear fission and activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium): 0.00 %<br />
Collective dose:<br />
0.038 Sv<br />
9<br />
8<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
0.10<br />
2015<br />
0.05<br />
2016<br />
0.09<br />
2017<br />
0.06<br />
2018<br />
0.07<br />
2019<br />
0.08<br />
2020<br />
0.05<br />
2021<br />
0.04<br />
2022<br />
vgbe energy Report journal 5 · 2023 | 67<br />
Operating results 2022
<strong>Nuclear</strong> power plants: Operating results 2022<br />
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
82<br />
Isar 2<br />
REPORT<br />
Operating sequence in 2022<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
Electrical output in %<br />
January February March April May June July August September October November December<br />
100 With a gross electricity generation of 12,273,569 MWh and a energy<br />
availability of 96.88 %, unit 2 achieved a very good operating<br />
80 result in the reporting period. The power plant surpassed the<br />
400 billion kilowatt hour mark in electricity generated on the<br />
evening 60 of 11 November 2022. The planned end of the cycle was<br />
reached on 25 December 2022, and then stretch-out operation<br />
phase 40 1 started.<br />
20<br />
Planned shutdowns<br />
On 9 January 2022, the plant was shut down and disconnected<br />
0<br />
from the grid due to a fault in the water/steam circuit. After fixing<br />
the cause, the power plant was re-synchronised with the grid<br />
100 at 21:08 on 10 January 2022.<br />
The plant was disconnected off the grid on 21 October 2022 <strong>for</strong> a<br />
short 80 shutdown <strong>for</strong> maintenance of the pressuriser valves. The<br />
work on the pressuriser valve station started on 22 October 2022<br />
and 60 ended on 27 October 2022. The Isar 2 unit was synchronised<br />
with the grid on 29 October 2022 at 14:28.<br />
40<br />
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip<br />
None.<br />
20<br />
WANO Review/Technical Support Mission<br />
None.<br />
Delivery of fuel elements<br />
None.<br />
Waste management status<br />
In 2022, 9 TN24E casks have been loaded in KKI 2 and have been<br />
put successfully in the Brennelemente-Zwischenlager Isar (BZI).<br />
General points<br />
In the reporting period (1 January 2022 to 31 December 2022),<br />
the Isar 2 nuclear power plant was in operation continuously,<br />
with the exception of a short outage in January due to an fault<br />
and a planned short outage in October <strong>for</strong> work on the pressuriser<br />
valve station.<br />
0<br />
<strong>Power</strong> reductions above 10 % and longer than <strong>for</strong> 24 h<br />
None.<br />
Positionierung:<br />
Safety Reviews<br />
Bezug, links, unten<br />
In the period from 28 February 2022 to 4 March 2022, a review<br />
of the integrated management system was carried out at the Isar<br />
site as part of a recertification or revalidation audit.<br />
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2<br />
VGB: HKS6K 30 %<br />
<strong>atw</strong>: 100 60 0 0<br />
68 | vgbe energy journal Report 5 · 2023<br />
Operating results 2022
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
<strong>Nuclear</strong> power plants: Operating results 2022<br />
83<br />
Operating data<br />
Review period 2022<br />
REPORT<br />
Plant operator: PreussenElektra GmbH<br />
Shareholder/Owner: PreussenElektra GmbH (75 %),<br />
Stadtwerke München GmbH (25 %)<br />
Plant name: Kernkraftwerk Isar 2 (KKI 2)<br />
Address: PreussenElektra GmbH, Kernkraftwerk Isar,<br />
Postfach 11 26, 84049 Essenbach, Germany<br />
Phone: 08702 38-2465, Telefax: 08702 38-2466<br />
Web: www.preussenelektra.de<br />
First synchronisation: 01-22-1988<br />
Date of commercial operation: 04-09-1988<br />
Design electrical rating (gross):<br />
1,485 MW<br />
Design electrical rating (net):<br />
1,410 MW<br />
Reactor type:<br />
PWR<br />
Supplier:<br />
Siemens/KWU<br />
The following operating results were achieved:<br />
Operating period, reactor:<br />
8,519 h<br />
Gross electrical energy generated in 2022: 12,273,569 MWh<br />
Net electrical energy generated in 2022: 11,610,816 MWh<br />
Gross electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2022:<br />
401,770,897 MWh<br />
Net electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2022:<br />
379,891,140 MWh<br />
Availability factor in 2022: 97.25 %<br />
Availability factor since<br />
date of commercial operation: 93.51 %<br />
Capacity factor 2022: 96.88 %<br />
Capacity factor since<br />
date of commercial operation: 92.69 %<br />
Downtime<br />
(schedule and <strong>for</strong>ced) in 2022: 2.75 %<br />
Number of reactor scrams 2022: 0<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
10<br />
89<br />
89<br />
Availability factor in %<br />
Capacity factor in %<br />
96<br />
96<br />
91<br />
92<br />
95<br />
95<br />
96<br />
96<br />
93<br />
93<br />
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021<br />
Collective radiation dose of own<br />
and outside personnel in Sv<br />
95<br />
95<br />
97<br />
97<br />
2022<br />
Licensed annual emission limits in 2022:<br />
Emission of noble gases with plant exhaust air: 1.1 · 10 15 Bq<br />
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 1.1 · 10 10 Bq<br />
Emission of nuclear fission and activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
5.5 · 10 10 Bq<br />
9<br />
8<br />
7<br />
Proportion of licensed annual emission limits<br />
<strong>for</strong> radioactive materials in 2022 <strong>for</strong>:<br />
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.13 %<br />
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: < limit of detection<br />
Emission of nuclear fission and activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium): 0.0002 %<br />
Collective dose:<br />
0.025 Sv<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
0.25<br />
2015<br />
0.06<br />
2016<br />
0.14<br />
2017<br />
0.06<br />
2018<br />
0.05<br />
2019<br />
0.18<br />
2020<br />
0.05<br />
2021<br />
0.03<br />
2022<br />
vgbe energy Report journal 5 · 2023 | 69<br />
Operating results 2022
<strong>Nuclear</strong> power plants: Operating results 2022<br />
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
84<br />
Neckarwestheim II<br />
REPORT<br />
Operating sequence in 2022<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
Electrical output in %<br />
January February March April May June July August September October November December<br />
100<br />
In 80the reporting year 2022, the Neckarwestheim II nuclear power<br />
plant (GKN II) generated a gross energy of 11,141,700 MWh, of<br />
which 60 10,033,894 MWh were fed into the public three-phase grid<br />
and 1,107,806 MWh into the static converter plant of Deutsche<br />
40<br />
Bahn AG. The net electrical generation was 10,435,381 MWh.<br />
The plant was connected to the grid <strong>for</strong> 8,271.9 hours. This results<br />
in a time utilisation of 94.43 %.<br />
20<br />
Since the commissioning of the three-phase current machine,<br />
0<br />
373,647,884 MWh gross and 349,485,097 MWh net have been<br />
generated.<br />
100<br />
Planned shutdowns<br />
480June to 24 July 2022: 39 th fuel reloading and annual major inspection.<br />
Major maintenance activities:<br />
• 60Fuel assembly replacement without insertion of new fuel assemblies<br />
40<br />
• Eddy current inspection of heating tubes of all four steam generators,<br />
system JEA10-40<br />
20<br />
• Activities in the main redundancy 3/7<br />
• 0Maintenance of the turbine set and generator<br />
• Inspection of various trans<strong>for</strong>mers<br />
• Maintenance and repair of the 110 kV and 400 kV grid connections<br />
Positionierung:<br />
Bezug, links, unten<br />
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2<br />
VGB: HKS6K 30 %<br />
<strong>atw</strong>: 100 60 0 0<br />
• Tests of tanks of the steam generator blowdown system LCQ<br />
• Pressure tests of high-pressure coolers of the main coolant<br />
pumps, system JEB<br />
• Inspection of high pressure preheater, system LAD61<br />
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip<br />
None.<br />
Integrated management system (IMS)<br />
EnKK (NPP P, GKN, KWO)<br />
The integrated management system (IMS) of the EnBW Kernkraft<br />
GmbH (EnKK) according to KTA 1402 with its partial system<br />
<strong>for</strong><br />
• <strong>Nuclear</strong> Safety (SMS),<br />
• Quality Management (QMS/QSÜ),<br />
• Occupational Safety Management (AMS) as well as<br />
• Environmental and Energy Management<br />
(UMS, EnMS, Umwelt- und Energiemanagementsystem)<br />
was also in 2022 continuously further developed. Scope and content<br />
of each process descriptions were gradually adapted to the<br />
different internal requirements and related approval criteria.<br />
The completeness and effectiveness (con<strong>for</strong>mity) of the process-oriented<br />
IMS, including the quality management measures<br />
(QM), were confirmed by corresponding internal and external<br />
audits as well as by an inspection by the assessor (ESN) and the<br />
supervisory authority over several days at the GKN (Neckarwestheim)<br />
and KKP (Philippsburg) sites.<br />
The surveillance audit of the certified energy management<br />
(standard 50001:2018) was successfully conducted by an external<br />
auditor (SQS) from 4 to 6 May 2022.<br />
Waste management status<br />
No cask loading campaign was carried out in 2022.<br />
At the end of 2022, there were 665 GKN II fuel assemblies (dry<br />
storage, wet storage and reactor) in the GKN II plant.<br />
<strong>Power</strong> reductions above 10 % and longer than <strong>for</strong> 24 h<br />
30 April to 4 June 2022: Stretch-out operation.<br />
January to April 2022<br />
and<br />
June to October 2022: Load sequence operation.<br />
26 October to 31 December 2022: Stretch-out operation<br />
70 | vgbe energy journal Report 5 · 2023<br />
Operating results 2022
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
<strong>Nuclear</strong> power plants: Operating results 2022<br />
85<br />
Operating data<br />
Review period 2022<br />
REPORT<br />
Plant operator: EnBW Kernkraft GmbH (EnKK)<br />
Shareholder/Owner: EnBW Erneuerbare und Konventionelle<br />
Erzeugung AG (98,45 %), ZEAG Energie AG, Deutsche Bahn AG,<br />
Kernkraftwerk Obrigheim GmbH<br />
Plant name: Kernkraftwerk Neckarwestheim II (GKN II)<br />
Address: EnBW Kernkraft GmbH, Kernkraftwerk Neckarwestheim,<br />
Im Steinbruch, 74382 Neckarwestheim, Germany<br />
Phone: 07133 13-0, Telefax: 07133 17645<br />
E-mail: poststelle-gkn@kk.enbw.com<br />
Web: www.enbw.com<br />
First synchronisation: 01-03-1989<br />
Date of commercial operation: 04-15-1989<br />
Design electrical rating (gross):<br />
1,400 MW<br />
Design electrical rating (net):<br />
1,310 MW<br />
Reactor type:<br />
PWR<br />
Supplier:<br />
Siemens/KWU<br />
The following operating results were achieved:<br />
Operating period, reactor:<br />
8,281 h<br />
Gross electrical energy generated in 2022: 11,141,700 MWh<br />
Net electrical energy generated in 2022: 10,435,381 MWh<br />
Gross electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2022:<br />
373,647,884 MWh<br />
Net electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2022:<br />
349,485,097 MWh<br />
Availability factor in 2022: 94.43 %<br />
Availability factor since<br />
date of commercial operation: 92.94 %<br />
Capacity factor 2022: 94.43 %<br />
Capacity factor since<br />
date of commercial operation: 92.61 %<br />
Downtime<br />
(schedule and <strong>for</strong>ced) in 2022: 5.57 %<br />
Number of reactor scrams 2022: 0<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
10<br />
9<br />
93<br />
93<br />
Availability factor in %<br />
Capacity factor in %<br />
94<br />
95<br />
89<br />
89<br />
81<br />
81<br />
88<br />
94<br />
93<br />
94<br />
2016 2017 2018 2019 2020 2021<br />
Collective radiation dose of own<br />
and outside personnel in Sv<br />
92<br />
92<br />
94<br />
94<br />
2022<br />
Licensed annual emission limits in 2022:<br />
Emission of noble gases with plant exhaust air: 1.0 · 10 15 Bq<br />
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 1.1 · 10 10 Bq<br />
Emission of nuclear fission and activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
6.0 · 10 10 Bq<br />
8<br />
7<br />
6<br />
Proportion of licensed annual emission limits<br />
<strong>for</strong> radioactive materials in 2022 <strong>for</strong>:<br />
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.0096 %<br />
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: < limit of detection<br />
Emission of nuclear fission and activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
< limit of detection<br />
Collective dose:<br />
0.073 Sv<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
0.12<br />
2015<br />
0.08<br />
2016<br />
0.15<br />
2017<br />
0.12 0.10<br />
2018 2019<br />
0.08<br />
2020<br />
0.09<br />
2021<br />
0.07<br />
2022<br />
vgbe energy Report journal 5 · 2023 | 71<br />
Operating results 2022
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
ENERGY POLICY, REPORT ECONOMY | KERNTec AND 2023 LAW 86<br />
| Preisverleihung<br />
Von links nach rechts:<br />
Frank Apel, Tania<br />
Barretto, Alena<br />
Wernke, Gregor<br />
Schuboth, Nicole Koch.<br />
Nachwuchsgewinnung und Aufbruchstimmung<br />
für die Kerntechnik in Deutschland<br />
Nicolas Wendler<br />
Vom 13. bis 15. Juni 2023 fand in Frankfurt am Main die<br />
erste KERNTec als neues gemeinsames Veranstaltungs<strong>for</strong>mat<br />
von Kerntechnik Deutschland e. V. (KernD) und<br />
Kerntechnischer Gesellschaft e. V. (KTG) statt. Ziel der<br />
Veranstaltung war es, junge Menschen mit einem<br />
technischen oder naturwissenschaftlichen Hintergrund<br />
an die Kerntechnik heranzuführen und sie mit Unternehmen<br />
und Forschungseinrichtungen zu vernetzen.<br />
Dabei galt es, die Faszination Kerntechnik für ein interessantes,<br />
vielfältiges und bedeutsames Tätigkeitsfeld<br />
zu vermitteln und auf die großen Chancen hinzuweisen,<br />
die sich derzeit europaweit und international<br />
entwickeln. So erwartet die europäische Nuklearallianz<br />
der 15 kernkraftfreundlichen EU-Mitgliedern für die<br />
kommenden Jahre einen EU-weiten Personalbedarf von<br />
450.000 Mitarbeitern in den kommenden 30 Jahren,<br />
davon 200.000 hoch qualifiziert. Diese Entwicklung soll<br />
und wird an der deutschen Branche nicht vorbei gehen.<br />
Hauptakteure der KERNTec waren deshalb Studierende,<br />
die im Science Slam ihr Forschungsthema<br />
oder ihren gegenwärtigen Tätigkeitsbereich kurz,<br />
allgemeinverständlich und unterhaltsam vorstellen<br />
konnten. Die Beiträge im Science Slam wurden von den<br />
Veranstaltungsteilnehmern bewertet und die besten<br />
prämiert, denn hierbei gab es ein seitens KTG ausgesetztes<br />
Preisgeld in Höhe von 2.000 € zu gewinnen.<br />
Alena Wernke vom Karlsruher Institut für Techologie<br />
(KIT) konnte sich den ersten Platz sichern. Frau Wernke<br />
studierte zunächst am KIT Maschinenbau und arbeitete<br />
anschließend als Konstrukteurin und Projektmanagerin.<br />
Da ihr Herz für die Wissenschaft schlägt, kehrte<br />
Sie 2019 ans KIT zurück, um zu <strong>for</strong>schen. Hier arbeitet<br />
Sie seitdem an der Entwicklung von Robotern für den<br />
Rückbau. Ihr Vortrag lautete: „ROBDEKON – Robotersysteme<br />
für die Dekontamination in menschenfeindlichen<br />
Umgebungen".<br />
Auf dem zweiten Platz folgte Frau Tania Barretto. Frau<br />
Barretto, die einen Abschluss im Bauingenieurwesen<br />
von der Universität von Sao Paulo und einen Master<br />
im Bereich Wasserressourcen von der Universität<br />
Federal von Rio de Janeiro, Brasilien hat, arbeitet seit<br />
2020 als wissenschaftliche Mitarbeiterin am KIT. Ihr<br />
Forschungsgebiet ist der Rückbau konventioneller und<br />
kerntechnischer Bauwerke, insbesondere der Entsorgung<br />
von radioaktiven Abfällen. Ihr Beitrag hatte den<br />
Titel „Entwicklung eines mobilen, automatisierten,<br />
optischen Inspektionssystems<br />
für radioaktive Fassgebinde<br />
(EMOS)".<br />
Der dritte Platz ging an<br />
Herrn Gregor Schuboth, der<br />
an der TU Dresden studiert<br />
und sich in den Endzügen<br />
seiner Bachelor arbeit<br />
befindet. Herr Schuboth<br />
begann das Maschinenbaustudium<br />
mit Hinblick<br />
auf die Vertiefung Raumfahrttechnik,<br />
konnte aber<br />
bei einem Besuch des Kernkraftwerks<br />
Lubmin von der<br />
Kerntechnik überzeugt<br />
werden. Sein Vortrag<br />
widmete sich der „Nutzung<br />
der Kerntechnik in der Raumfahrt".<br />
Weiterhin stellten sich den An<strong>for</strong>derungen des<br />
Science Slams: Stefan Ballok von der TU Wien mit dem<br />
Beitrag „Kernenergie – Der Schlüssel zu einer erfolgreichen<br />
Energiewende“, Dr. Iaroslav Meleshenkovskii<br />
vom Forschungszentrum Jülich zum Thema „Fast<br />
neutron inelastic scattering technology <strong>for</strong> rapid nondestructive<br />
characterization of rare-earth elements in<br />
magnets“, Tanzila Nurjahan (TU Dresden) mit „In-situ<br />
measurement of moisture content and contamination<br />
in concrete during decommissioning of nuclear power<br />
REPORT<br />
KERNTec 2023 ı Nicolas Wendler
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
plants“. Selim Uygur trat mit der „Herstellung von<br />
Laborproben an Uran-Cer Mischoxidkeramik aus wässrigen<br />
Metallnitratlösungen“ an, Chiara Wagner sowie<br />
Simon Asters Beitrag, beide an der TU Wien, titelte „Das<br />
blaue Leuchten – ein Forschungsreaktor in Wien“ und<br />
Nelson Felipe Rincón Soto erläuterte Versuche hinsichtlich<br />
„Heatpipes zur Nachwärmeabfuhr“.<br />
| Blick in die Veranstaltungslocation „Maindock“ in Frankfurt am Main.<br />
Auf der anderen Seite bot die KERNTec den teilnehmenden<br />
Unternehmen und Einrichtungen die Gelegenheit,<br />
sich an Tischen und mit Vorträgen vorzustellen und<br />
auf die Möglichkeiten für Berufseinsteiger und Quereinsteiger<br />
aufmerksam zu machen. Am wichtigsten aber<br />
war die vielfältige Gelegenheit sowohl während des<br />
Veranstaltungsablaufes in Kaffee- und Essenspausen,<br />
während einzelner in<strong>for</strong>meller Programmpunkte<br />
und vor allem bei den beiden Abendveranstaltungen<br />
zwanglos ins Gespräch zu kommen. Das Konzept alles<br />
– Science Slam, Unternehmensvorstellungen, Vorträge,<br />
Unternehmenstische, Mittag- und Abendessen, Kaffeepausen<br />
– in einem Raum stattfinden zu lassen hat sich<br />
somit hervorragend bewährt.<br />
Dieser direkte Austausch hat sowohl bei den Teilnehmern<br />
als auch den Vertretern der Branche nach übereinstimmenden<br />
Aussagen sehr gut funktioniert und alle<br />
Anwesenden einschließlich der Organisatoren haben<br />
von der Veranstaltung eine optimistische Aufbruchstimmung<br />
mitgenommen, wie es sie in Deutschland auf<br />
diesem Gebiet schon lange nicht mehr gegeben hat.<br />
Die jungen Teilnehmer haben auch erfahren, dass gute<br />
und engagierte Mitarbeiter hochwillkommen sind und<br />
sich eine hervorragende langfristige Perspektive in der<br />
Kerntechnik für sie bietet.<br />
Zur allgemeinen Aufbruchstimmung haben auch die<br />
Vorträge von Dr. Walter Tromm vom KIT „The Future<br />
is <strong>Nuclear</strong>“ zu Beginn der KERNTec, „Competence.<br />
hub – Das Onboarding Programm“ von Dr. Hendrik<br />
Wiesel, Framatome, „Newclear – a leap <strong>for</strong>ward into<br />
a clean energy future“ von Oliver Rabe, TÜV Nord<br />
EnSys, „Making a career as a nuclear generalist“ von<br />
Dr. Martin Pache, Westinghouse, „Kerntechnik Made<br />
in Germany“ von Frank Apel, KTG sowie „Die Mythen<br />
der Kernenergie“ von<br />
Sebastian Hahn, Preussen<br />
Elektra beigetragen.<br />
Ergänzt wurde das Wissensangebot<br />
für die Teilnehmer<br />
durch die Vorstellung der<br />
Jungen Generation der KTG<br />
(Florian Krist) und der ENS<br />
(Hannah Paterson), eines<br />
europäischen Programmes<br />
zur Förderung der Ausbildung<br />
im Kerntechniksektor<br />
(Roberta Cirillo) und einer<br />
Darstellung zu Stand und<br />
künftiger Entwicklung im<br />
Bereich nuklearer Abfälle<br />
in Europa (Dr. Eileen Langegger).<br />
Die Teilnehmer und<br />
auch die Branchenvertreter<br />
hatten zudem Gelegenheit, kostenlos die Dienste einer<br />
Fotografin für professionelle Profilbilder in Anspruch zu<br />
nehmen.<br />
Darüber hinaus erhielten alle Studierenden ein digitales<br />
Jahresabo der <strong>atw</strong>. Zusätzlich gab es 10 Freitickets<br />
(inkl. Übernachtungen) der KTG für die Teilnahme an<br />
der KERNTECHNIK 2024 zu gewinnen.<br />
Aufgrund der positiven Resonanz soll das neue<br />
Format beibehalten und weiterentwickelt werden. Im<br />
nächsten Jahr wird es damit vom 11. – 12. Juni 2024<br />
erstmalig „KERNTECHNIK welcomes KERNTec“ heißen<br />
und so einen weiteren Fokus auf die Gewinnung von<br />
Neu- und Quereinsteigern legen.<br />
Für die gesamte Branche und damit auch für die beiden<br />
Veranstalter KernD und KTG sind Nachwuchsgewinnung<br />
und Kompetenzerhalt die zentrale Heraus<strong>for</strong>derung<br />
der kommenden Jahre, sowohl in wissenschaftlicher<br />
Hinsicht als auch für die wirtschaftliche Zukunft<br />
und die Möglichkeit, den aktuellen Aufschwung der<br />
Kerntechnik in Europa zu nutzen.<br />
ENERGY POLICY, REPORT ECONOMY | KERNTec AND 2023 LAW 87<br />
REPORT<br />
KERNTec 2023 ı Nicolas Wendler
INFORUM SEMINARE<br />
FOKUS: Kompaktkurs Praktischer Rückbau<br />
Vom Aktivitätsaufbau zur Dekontamination<br />
Zusammenfassung: Der Kompaktkurs bietet die praxisnahe Vermittlung von Fachkenntnissen über den<br />
Aufbau und die Bildung von Aktivitätsträgern/Kontaminanten aus dem bisherigen Kraftwerks-Leistungsbetrieb<br />
sowie über die zu deren Dekontamination etablierten und auch neueren Verfahren. Der Referent<br />
ist Radiochemiker mit langjähriger Berufserfahrung in der Nuklearindustrie. Der Kurs schließt mit einer<br />
Erfolgskontrolle ab.<br />
Im Einzelnen: Beim Rückbau geht es um die Minimierung der radioaktiven Abfallmengen. Dazu müssen<br />
die Kontaminanten entfernt werden, damit aus Rückbaustoffen möglichst dekontaminierte Wertstoffe<br />
werden. Die zur Dekontamination etablierten Verfahren werden mit differenziertem Blick auf galvanischchemische<br />
Prozesserfahrungen diskutiert und auch neue Laseranwendungen damit verglichen. Darüber<br />
hinaus wird in diesem Seminar über die kausalen und zielorientiert vorgenommenen Maßnahmen während<br />
des letzten Leistungsbetrieb-Jahrzehnts vor der Endabschaltung referiert.<br />
Die erzielten Erfolge zur Verbesserung der Anlagenradiologie werden in einer Art roter Faden beschrieben<br />
und belegt. Dieser Pfad führt zum Verständnis der immer aktueller werdenden Heraus<strong>for</strong>derungen im<br />
Rückbau. Er zeigt auf kurze und zielführende Lösungswege.<br />
Der Kurs wird zur Erfolgskontrolle mit einer Multiple-Choice-Prüfung abgeschlossen, er ist wesentlich<br />
für den Rückbau und leistet einen wichtigen Beitrag zum nuklearen Kompetenzerhalt!<br />
Seminarinhalte:<br />
• Woher kommt die Radioaktivität, wie liegt sie vor?<br />
• Aufbau DWR, SWR<br />
• Kernreaktionen, Nuklid-Freisetzung (Neutronen-Aktivierung, Spaltprodukte, Kernbrennstoffe)<br />
• Was ist CRUD, Ag-110m, Alphas?<br />
• Mobilisierung der Aktivität<br />
• BE-Defekt: Erkennung, Ablauf, Kinetik Austrag, Kontamination der Anlage am Beispiel des SWR<br />
• Maßnahmen zur Verbesserung der Kontaminationssituation bei Leistungs-/Restbetrieb<br />
• Vorbereitungen zum Rückbau: Prinzip der Full-System-Decontamination (FSD)<br />
• Dekont im Rückbau: Vergleich unterschiedlicher Oberflächen-Dekontaminationsverfahren<br />
• Funktionsprinzip: Elektropolieren, Abrasion, Laser-Ablation<br />
• Entsorgung, Arbeitsschutz, Strahlenschutz, Wirtschaftlichkeit<br />
Buchen Sie jetzt!<br />
Gabriele Wolf-Ganser | Geschäftsbereich Seminare<br />
Tel.: +49 1578 3025156 | E-Mail: seminare@kernd.de<br />
INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft mbH<br />
Berliner Straße 88A, 13467 Berlin<br />
Tel.: +49 30 319 88 2 99 | www.kernd.de/kernd/seminare<br />
Heraus<strong>for</strong>derung für Generationen:<br />
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bauen Sie ihr Know-how auf und<br />
tragen zum Erfolg bei.<br />
Termin<br />
20. – 21. September 2023<br />
Ablauf<br />
Tag 1: 10:00 – 17:30 Uhr<br />
Tag 2: 08:30 – 14:30 Uhr<br />
Ort<br />
Berlin<br />
(Präsenzseminar)<br />
Teilnahmegebühr<br />
1.400,– € zzgl. 19 % USt.<br />
Im Preis inbegriffen sind:<br />
• Seminarunterlagen<br />
• Teilnahmebescheinigung<br />
• Pausenverpflegung<br />
inkl. Mittagessen<br />
Referent<br />
Dipl.-Ing. Frank Klein<br />
Freiberuflicher und EU-zertifizierter<br />
Sachverständiger für Chemie und Radiochemie<br />
in Nuklear-Technik, Offingen/Donau<br />
Änderungen und Irrtümer vorbehalten. Stand: Mai 2023
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
KTG-Fachinfo 12/2023 vom 23.06.2023<br />
Weitere Verzögerung bei<br />
Endlager Konrad<br />
Sehr geehrte Damen und Herren,<br />
liebe Mitglieder der KTG,<br />
mit einer Pressemitteilung vom 13. Juni 2023 kündigte<br />
die Bundesgesellschaft für Endlagerung (BGE) an, dass<br />
der bisher genannte Termin für die Fertigstellung des<br />
Endlagers Konrad 2027 nicht mehr gehalten werden<br />
könne. Als Gründe werden angegeben:<br />
a längere Vertragsverhandlungen mit den Generalplanern,<br />
a eine Unterschätzung der Aufgabe, aktualisierte<br />
Sicherheitsan<strong>for</strong>derung im kerntechnischen Regelwerk<br />
gegen Erdbeben in die Ausführungsplanungen<br />
aller Bauwerke umzusetzen,<br />
a längere Verfahrensdauern bei atomrechtlichen<br />
Zustimmungsverfahren als angenommen.<br />
und Material nach unter Tage und wieder herausgebracht<br />
werden. Alle für den Betrieb des Endlagers notwendigen<br />
Hohlräume unter Tage sind aufgefahren, der<br />
Unter-Tage-Ausbau ist fast abgeschlossen.<br />
Mit der Inbetriebnahme der Baustelle für die Tagesanlagen<br />
auf Konrad 2 ist das Endlager nunmehr auf der Zielgeraden<br />
der Errichtung. Über den Betriebsteil Konrad 2<br />
werden in Zukunft die schwach- und mittelradioaktiven<br />
Abfälle angenommen, nach unter Tage befördert und<br />
dort eingelagert. Damit wird der zentrale Baustein der<br />
Entsorgungsstrategie für die Rückbaumaterialien der<br />
abgeschalteten Kernkraftwerke und Atom<strong>for</strong>schungseinrichtungen<br />
Realität. Die seit 2017 angenommene Fertigstellung<br />
des Endlagers Konrad im Jahr 2027 ist allerdings<br />
nicht mehr zu erreichen.<br />
89<br />
KTG-FACHINFO<br />
BGE kommt im Rahmen einer Bewertung der ausstehenden<br />
Bautätigkeit zur Einschätzung, dass ein Verzug<br />
von rund zwei Jahren bestehe. Weiter unten finden Sie<br />
den Text der BGE-Pressemitteilung.<br />
Die neuerliche Verzögerung der Fertigstellung von<br />
Endlager Konrad wird wieder zu Umplanungen und<br />
Kostensteigerungen bei allen Ablieferungspflichtigen,<br />
darunter vielen Mitgliedern von KernD führen. Nach<br />
Einschätzung der Geschäftsstelle (Dr. Behringer) aus<br />
bisherigen über 15 jährigen Erfahrungen dürfte die<br />
zu erwartende Verzögerung in der Praxis eher bei<br />
fünf Jahren liegen. Ende des Jahres wird darüber<br />
hinaus vom Umweltministerium Niedersachsen die<br />
Entscheidung über einen von zwei Umweltverbänden<br />
gestellten Antrag erwartet, die Genehmigung<br />
(Planfeststellungsbeschluss) für das Endlager Konrad<br />
zurückzunehmen oder zu widerrufen. Sollte das der<br />
Fall sein, kann von einem Endlager Konrad künftig<br />
keine Rede mehr sein und eine Parallelentwicklung<br />
zu den HAW-Abfällen wäre offenkundig. Es darf hier<br />
daran erinnert werden, dass auch Konrad – nicht nur<br />
Gorleben – von Anfang an von Atomkraftgegnern<br />
bekämpft wurde und von diesen auch gerade immer<br />
wieder die Frage des sinngemäß „fehlenden transparenten<br />
Such- und Findungsprozesses“ in die öffentliche<br />
Diskussion getragen wurde.<br />
a Pressemitteilung Nr. 07/23 – Endlager Konrad<br />
Drei Gründe für die Verzögerung<br />
Drei Hauptgründe sind zu nennen: Die Bundesgesellschaft<br />
für Endlagerung mbH (BGE) hat für die Neugestaltung<br />
der vertraglichen Beziehungen zu den zentralen<br />
Auftragnehmern (Generalplaner) länger gebraucht, als<br />
bei Gründung der BGE erwartet. Generalplaner sind die<br />
zentralen Vertragspartner für die Planung der Bauwerke.<br />
Die BGE hat die Aufgabe unterschätzt, die aktualisierte<br />
Sicherheitsan<strong>for</strong>derung im kerntechnischen Regelwerk<br />
gegen Erdbeben in die Ausführungsplanungen aller Bauwerke<br />
umzusetzen. Die dafür notwendigen Berechnungen<br />
<strong>for</strong>dern von allen Beteiligten bis heute besondere<br />
Anstrengungen. Bei den notwendigen atomrechtlichen<br />
Zustimmungsverfahren hat sich gezeigt, dass die in der<br />
Terminplanung der BGE angenommenen Verfahrensdauern<br />
in der Vollzugspraxis nicht immer umzusetzen<br />
sind.<br />
Fertigstellung des Endlagers Konrad verzögert sich<br />
13. Juni 2023: Das Endlager Konrad ist auf der Zielgeraden.<br />
Allerdings gibt es noch einige Hürden zu überwinden.<br />
Die Errichtungstätigkeiten für das Endlager Konrad<br />
sind weit <strong>for</strong>tgeschritten. Alle neuen Gebäude auf dem<br />
Betriebsgelände Konrad 1 sind errichtet. Konrad 1 ist der<br />
konventionelle Teil des Endlagers, über den Beschäftigte<br />
Der technische Geschäftsführer der BGE, Dr. Thomas<br />
Lautsch, sagt: „Wir haben zum Start der BGE auf Konrad<br />
den durch die vorherige Verantwortungsstruktur nicht<br />
bearbeitbaren Stillstand bei der Errichtung des Einlagerungsschachtes<br />
aufgelöst.“ Er fügt aber hinzu: „Bei<br />
den konkreten Arbeiten haben wir allerdings mehrfach<br />
erlebt, dass wir Aufgaben in ihrer Komplexität unterschätzt<br />
haben. Das gilt insbesondere für Konrad 2. Wir<br />
sind aber zuversichtlich, auch diese Heraus<strong>for</strong>derung<br />
KTG-Fachinfo
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
90<br />
KTG-FACHINFO<br />
mit Unterstützung unserer Auftragnehmer bewältigen<br />
zu können.“ Zudem hofft die BGE, dass die zuständigen<br />
Aufsichts- und Genehmigungsbehörden das weitere Vorgehen<br />
zügig prüfen und billigen werden.<br />
Der Schacht Konrad 2 ist die größte Heraus<strong>for</strong>derung<br />
Aktuell terminführend bei der Errichtung ist die Herrichtung<br />
des Einlagerungsschachtes Konrad 2. In einer Neubewertung<br />
der restlichen Bautätigkeit kommt die BGE zu<br />
der Einschätzung, dass die Arbeiten um etwa zwei Jahre<br />
im Verzug sind. Im intensiven Dialog sollen nun weitere<br />
Beschleunigungspotenziale ausgelotet werden.<br />
Die BGE wird in den kommenden Jahren ein besonderes<br />
Augenmerk auf mögliche Änderungen in den sicherheitsgerichteten<br />
Regelwerken für die Fertigstellung des<br />
Endlagers Konrad legen, um schneller reagieren zu können.<br />
Insbesondere wird die BGE sich darum bemühen, in<br />
einem kontinuierlichen Dialog mit den Auftragnehmenden<br />
sowie den Behörden zielgenauer An<strong>for</strong>derungen zu<br />
erfassen und entsprechende Unterlagen vorzulegen. Die<br />
BGE strebt insbesondere an, im Dialog mit den Behörden<br />
eine Optimierung bei der Umsetzung des Berg- und des<br />
Atomrechts zu erzielen.<br />
Bereits in der Vergangenheit hat die BGE die Arbeitsverdichtung<br />
auf den Baustellen durch Ausweitung der<br />
Schichtmodelle auf einen unterbrechungslosen Betrieb<br />
erhöht. Das wird bei jedem neuen Bearbeitungsschritt<br />
erneut geprüft und umgesetzt, wenn es Beschleunigung<br />
bringt.<br />
Im Hinblick auf den von zwei Umweltverbänden beim<br />
Umweltministerium Niedersachsen gestellten Antrag, die<br />
Genehmigung (Planfeststellungsbeschluss) für das Endlager<br />
Konrad zurückzunehmen oder zu widerrufen, hat die<br />
BGE keine Zweifel an der Rechtmäßigkeit der Genehmigung.<br />
Das Umweltministerium in Hannover hat für Ende<br />
2023 eine Entscheidung zum Antrag angekündigt.<br />
Über die BGE<br />
Die BGE ist eine bundeseigene Gesellschaft im Geschäftsbereich<br />
des Bundesumweltministeriums. Die BGE hat<br />
am 25. April 2017 die Verantwortung als Betreiber der<br />
Schachtanlage Asse II sowie der Endlager Konrad und<br />
Morsleben vom Bundesamt für Strahlenschutz übernommen.<br />
Zu den weiteren Aufgaben zählt neben der Stilllegung<br />
des Bergwerks Gorleben die Suche nach einem<br />
Endlagerstandort zur Entsorgung der in Deutschland<br />
verursachten hochradioaktiven Abfälle auf der Grundlage<br />
des im Mai 2017 in Kraft getretenen Standortauswahlgesetzes.<br />
Geschäftsführer sind Stefan Studt (Vorsitzender)<br />
und Dr. Thomas Lautsch (technischer Geschäftsführer).<br />
Ihre KTG-Geschäftsstelle<br />
Nicolas Wendler<br />
KTG-Fachinfo 11/2023 vom 19.06.2023<br />
Erfolgreiche Veranstaltung<br />
KERNTec 2023 für Nachwuchsgewinnung<br />
und Kompetenzerhalt<br />
Sehr geehrte Damen und Herren,<br />
liebe Mitglieder der KTG,<br />
am 14. und 15. Juni 2023 fand in Frankfurt a. Main erstmals<br />
die KERNTec statt. Dieses neue gemeinsame Veranstaltungs<strong>for</strong>mat<br />
von Kerntechnik Deutschland e.V.<br />
(KernD) und Kerntechnischer Gesellschaft e.V. (KTG)<br />
dient der Nachwuchsgewinnung und dem Kompetenzerhalt<br />
der kerntechnischen Branche in Deutschland.<br />
Die KERNTec ist vom Konzept speziell auf ein junges<br />
Publikum aus Studierenden der Naturwissenschaften<br />
oder ingenieurwissenschaftlicher Disziplinen sowie<br />
jungen Berufstätigen zugeschnitten, die noch nicht<br />
in der Kerntechnik sind, sich jedoch für diese interessieren.<br />
Doch auch junge Leute, die bereits Bezug zur<br />
Kerntechnik haben, waren auf der Veranstaltung. Entsprechend<br />
hatte der Nachwuchs die Gelegenheit, seine<br />
Forschung oder Tätigkeit in einem kurzen, allgemeinverständlichen<br />
und auch unterhaltsamen sog. „Science<br />
Slam“ vorzustellen. Danach bestand für die Teilnehmer<br />
die Möglichkeit, die auf der Veranstaltung vertretenen<br />
Unternehmen und Einrichtungen der Kerntechnik in<br />
Deutschland in Vorträgen und persönlich vor Ort kennen<br />
zu lernen. Somit wurde ein hervorragender Einblick<br />
in das gesamte Spektrum der deutschen Kerntechnikbranche<br />
ermöglicht und den Teilnehmern unmittelbar<br />
die „Faszination Kerntechnik“ vermittelt.<br />
Eine Reihe von Vorträgen wie „The Future is <strong>Nuclear</strong>“,<br />
„Kerntechnik Made in Germany“ und „Newclear – a leap<br />
<strong>for</strong>ward into a clean energy future“ rundeten das In<strong>for</strong>mationsangebot<br />
ab. Im Mittelpunkt sowohl bei den<br />
Teilnehmern als auch bei den Unternehmen und Forschungseinrichtungen<br />
stand das zwanglose Kennenlernen<br />
in einer entspannten und sehr positiven, optimistischen<br />
Atmosphäre. Diese ist auch dem Umstand<br />
zu verdanken, dass in den vergangenen zwei Jahren<br />
die Kernenergie in Europa und weltweit eine positive<br />
Entwicklung hin zu einem neuen Aufbruch genommen<br />
hat. Dieser Aufschwung birgt auch für die deutschen<br />
Unternehmen und Forschungseinrichtungen große<br />
Chancen, die sie gemeinsam mit Neueinsteigern in der<br />
Kerntechnik nutzen wollen.<br />
Aufgrund der sehr positiven Resonanz von Teilnehmern<br />
und Branchenvertretern soll im kommenden Jahr<br />
eine weitere KERNTec stattfinden, die an die gemeinsame<br />
Fachtagung von KernD und KTG, die KERNTECH-<br />
NIK 2024 in Leipzig, unter dem Motto „KERNTECHNIK<br />
welcomes KERNTec“ angeschlossen wird. Nach den<br />
KTG-Fachinfo
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Erfahrungen von vergangener Woche lässt sich schon<br />
jetzt absehen, dass sich hier eine sehr gute Gelegenheit<br />
bieten wird, auch über die Nachwuchsgewinnung hinaus<br />
neue Mitarbeiter für die Branche zu gewinnen und<br />
ihnen eine interessante und anspruchsvolle berufliche<br />
Perspektive zu bieten.<br />
KTG-Fachinfo 10/2023 vom 17.05.2023<br />
Ihre KTG-Geschäftsstelle<br />
Nicolas Wendler<br />
Europäische Nuklearallianz und<br />
Kernenergiebeschleunigungsgesetz<br />
in Frankreich<br />
Sehr geehrte Damen und Herren,<br />
liebe Mitglieder der KTG,<br />
am gestrigen Dienstag fand in Paris auf Einladung der<br />
französischen Energieministerin Agnès Pannier-Runacher<br />
das dritte Treffen der Staaten der Nuklearallianz in<br />
der EU statt, nach Treffen in Stockholm am 28. Februar<br />
und Brüssel am 28. März. Im Beisein der europäischen<br />
Energiekommissarin Kadri Simson haben die inzwischen<br />
15 EU-Staaten eine Erklärung mit ambitionierten Zielen<br />
für den Ausbau der Kernenergie in Europa verabschiedet.<br />
Der Allianz gehören neben Frankreich inzwischen<br />
Belgien, Bulgarien, Estland, Finnland, Kroatien, Italien<br />
(Beobachter), die Niederlande, Polen, Rumänien, Schweden,<br />
die Slowakei, Slowenien, die Tschechische Republik<br />
und Ungarn an, das vereinigte Königreich war als Gast<br />
geladen.<br />
Bei den Beratungen standen die Themenbereiche Aufbau<br />
einer unabhängigen europäischen supply chain<br />
für die Kernenergie und Bedarf an Kompetenz und<br />
Innovation für den Aufschwung der europäischen<br />
Nuklearindustrie im Mittelpunkt. Nach Einschätzung<br />
der Unterzeichner der gemeinsamen Erklärung solle<br />
es im Jahr 2050 in der EU eine installierte Kapazität an<br />
Kernkraft von 150 GW geben – im Vergleich zu rund<br />
100 GW heute – was neben dem Betrieb eines Teils der<br />
bestehenden Anlagen den Neubau von 35 bis 45 großen<br />
Kernreaktoren sowie etlicher SMR-Projekte er<strong>for</strong>derlich<br />
macht. Ziel soll dabei ein gleichbleibender Anteil<br />
von 25 Prozent an der Stromerzeugung im Verbund<br />
mit erneuerbaren Energien sein. Ein solches Nuklearprogramm<br />
würde im Vergleich zur Aufrechterhaltung<br />
der heutigen Kapazität einen zusätzlichen positiven<br />
Beitrag zum europäischen Inlandprodukt in Höhe von<br />
92 Milliarden Euro leisten, insgesamt 300.000 direkte<br />
und indirekte Arbeitsplätze schaffen und bis 2050 die<br />
Neueinstellung von 450.000 Mitarbeitern er<strong>for</strong>derlich<br />
machen. Es wird auch darauf hingewiesen, dass das als<br />
Gast geladene Vereinigte Königreich eine sehr ähnliche<br />
Nuklearstrategie verfolgt. Die Teilnehmer des Treffens<br />
unterstrichen die strategische Bedeutung der Kernkraft<br />
für die europäische Energiepolitik und ihre Ziele Energiesouveränität<br />
– einschließlich der Unabhängigkeit von<br />
Russland wie sie auch die Kooperation im Rahmen der<br />
G7 fördert – und Dekarbonisierung.<br />
Die Unterzeichner der Erklärung streben an, dass die<br />
EU sich stärker in die Entwicklung der Nuklearindustrie<br />
einbringt und u. a. Energiesicherheit, Dekarbonisierung<br />
und Netzstabilität auf europäischer Ebene sicherstellt<br />
sowie bessere Bedingungen für die Entwicklung und<br />
Errichtung neuer Kernkraftkapazität einschließlich<br />
besseren Zugangs zu Finanzmitteln schafft. Im Bereich<br />
der Sicherheit und Entsorgung soll sich die EU für hohe<br />
Sicherheitsstandards im Sinne der internationalen best<br />
practice einsetzen und den In<strong>for</strong>mationsaustausch<br />
zwischen den Aufsichtsbehörden fördern, um die Wissensbasis<br />
für die Regulierung aktueller und künftiger<br />
Reaktordesigns zu verbreitern. Gleiches soll für den<br />
Erfahrungsaustausch bei Brennstofftransporten, Wiederaufarbeitung,<br />
Transmutation und Entsorgungsfragen<br />
gelten. Auch soll die EU gemeinsame Initiativen zur<br />
Sicherung eines qualifizierten Arbeitskräftereservoirs<br />
für alle Bereiche der Kerntechnik entwickeln sowie<br />
Forschung und Innovation insbesondere hinsichtlich<br />
Laufzeitverlängerungen, kleinen und <strong>for</strong>tschrittlichen<br />
Reaktoren fördern.<br />
Die Teilnahme Italiens an dem Treffen als Beobachter<br />
geht auf eine Parlamentsresolution vom 9. Mai zurück,<br />
in der die italienische Abgeordnetenkammer die<br />
Regierung auf<strong>for</strong>dert, die Möglichkeiten zu prüfen, die<br />
Kernenergie wieder in den nationalen Energiemix zu<br />
integrieren, ein Endlager zu errichten, kleine modulare<br />
Reaktoren in Erwägung zu ziehen, die Nuklear<strong>for</strong>schung<br />
zu fördern und der europäischen Nuklearallianz beizutreten.<br />
Ebenfalls gestern hat die französische Nationalversammlung<br />
am späten Nachmittag in letzter Lesung das<br />
Gesetz zur Beschleunigung der Verfahren in Verbindung<br />
mit dem Neubau von Nuklearanlagen in der Nähe bestehender<br />
Anlagen mit einer breiten, lagerübergreifenden<br />
Mehrheit von 399 der 577 Abgeordneten verabschiedet.<br />
Mit diesem Gesetz wurde auch die Begrenzung des<br />
Anteils der Kernenergie ab dem Jahr 2035 auf maximal<br />
50 Prozent der Stromerzeugung sowie die Obergrenze<br />
für die installierte (Netto-)Kapazität von Kernkraftwerken<br />
in Frankreich von 63,2 GW abgeschafft. Das Projekt<br />
einer Fusion von ASN und IRSN wurde aufgeschoben<br />
und das parlamentarische Büro zur Evaluierung wissenschaftlicher<br />
und technischer Entscheidungen wurde mit<br />
der Erstellung eines Berichts zur Folgenabschätzung<br />
einer solchen Maßnahme beauftragt.<br />
Ihre KTG-Geschäftsstelle<br />
Nicolas Wendler<br />
91<br />
KTG-FACHINFO<br />
KTG-Fachinfo
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 92<br />
Vor 66 Jahren
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 93<br />
Vor 66 Jahren
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 94<br />
Vor 66 Jahren
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
VOR 66 EDITORIAL JAHREN 95<br />
Vor 66 Jahren
<strong>atw</strong> Vol. 67 (2022) | Ausgabe 5 ı September<br />
www.ktg.org<br />
KERNTECHNIK 2022 · 21. – 22. JUNI · LEIPZIG 50<br />
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Wenn Ihnen die sachliche Auseinandersetzung mit der Kernenergie<br />
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Wofür wir stehen<br />
Wir engagieren uns dafür, Wissen zu vermitteln und weiterzugeben,<br />
um die sachliche Auseinandersetzung mit der Kerntechnik zu fördern.<br />
Dabei liegen die Schwerpunkte auf:<br />
! Erörterung wissenschaftlicher und technischer Fragestellungen<br />
! Förderung der Diskussion unter verschiedenen Disziplinen und Einrichtungen<br />
! Erfahrungsaustausch mit Organisationen im In- und Ausland<br />
! Zusammenarbeit mit öffentlichen und privaten Institutionen<br />
! Wissenschaftliche, gesellschaftliche und berufliche Weiterbildung<br />
unserer Mitglieder<br />
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Ehrenmitgliedschaft ı Laudatio Frank Apel
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
Inside<br />
Die KTG gratuliert an dieser Stelle unseren besonderen Jubilaren ab und in ihren „ Neunzigern“.<br />
Wir danken für die lange und treue Mitgliedschaft in der KTG und wünschen noch viele glückliche Lebensjahre.<br />
Herzlichen Glückwunsch!<br />
August 2023<br />
94 Jahre | 1929 2. Dipl.-Phys. Wolfgang Schwarzer, Weilerswist<br />
September 2023<br />
90 Jahre | 1933 17. Dr. Ing. Manfred Mach, Berlin<br />
92 Jahre | 1931 22. Dipl.-Ing. Ludwig Seyfferth, Egelsbach<br />
Die KTG gratuliert ihren Mitgliedern sehr herzlich zum Geburtstag und wünscht ihnen weiterhin alles Gute!<br />
KTG INSIDE 97<br />
August 2023<br />
55 Jahre | 1968<br />
12. Ronny Ziehm, Alzenau<br />
55 Jahre | 1968<br />
28. Dipl.-Ing. Frank Staude, Winterbach<br />
65 Jahre | 1958<br />
7. Dipl.-Ing. Eberhard H. Rausch, Stockstadt<br />
65 Jahre | 1958<br />
2. Dipl.-Ing. Steffen Kniest, Dresden<br />
70 Jahre | 1953<br />
29. Ing. Günter Schwarzl, Braunschweig<br />
74 Jahre | 1949<br />
8. Dipl.-Ing. Frank-Egbert Rubbel, Hannover<br />
76 Jahre | 1947<br />
6. Dr. Michael Micklinghoff, Hemmingen<br />
76 Jahre | 1947<br />
5. Dr. Hartmut Lauer, Montferrier sur Lez / FR<br />
76 Jahre | 1947<br />
6. Dr. Roland Schenkel, Baden-Baden<br />
76 Jahre | 1947<br />
7. Dr. Mohammad Ali Movahed, Kelkheim<br />
77 Jahre | 1946<br />
19. Dr. Helga Kalinowski, Ohrum<br />
77 Jahre | 1946<br />
11. Dr. Manfried Lasch, Rettenbach<br />
79 Jahre | 1944<br />
24. Dr. Gerd Uhlmann, Dresden<br />
79 Jahre | 1944<br />
29. Dipl.-Phys. Harald Scharf, AX Goes/NL<br />
81 Jahre | 1942<br />
28. Dipl.-Ing. Hans-J. Fröhlich, Berzhahn<br />
82 Jahre | 1941<br />
21. Dipl.-Phys. Peter Kahlstatt, Hameln<br />
83 Jahre | 1940<br />
20. Dr. Herwig Pollanz, Linkenheim-Hochstetten<br />
84 Jahre | 1939<br />
29. Dr.-Ing. E. h. Adolf Hüttl, Monte Estoril<br />
(Parque Palmela) / PT<br />
84 Jahre | 1939<br />
31. Dr. Dietrich Ekkehard Becker, Deisenhofen<br />
84 Jahre | 1939<br />
1. Dipl.-Ing. Gerhard Becker,<br />
Neunkirchen-Seelscheid<br />
85 Jahre | 1938<br />
6. Prof. Dr. Rudolf Avenhaus, Baldham<br />
85 Jahre | 1938<br />
21. Dr. Gerhard Schücktanz, Altdorf<br />
87 Jahre | 1936<br />
31. Dr. Hartwig Poser, Radeberg-Rossendorf<br />
88 Jahre | 1935<br />
29. Dr. Hans-Jürgen Engelmann, Peine<br />
89 Jahre | 1934<br />
15. Dipl.-Phys. Heinrich Glantz,<br />
Eggenstein-Leopoldshafen<br />
September 2023<br />
40 Jahre | 1983<br />
20. Sven Honnefeller, Apensen<br />
60 Jahre | 1963<br />
8. Olaf Lehradt, Hanau<br />
60 Jahre | 1963<br />
14. Peter Spengler, Hasselroth<br />
71 Jahre | 1952<br />
6. Dipl.-Ing. (FH) Rudolf Skalitzky, Landshut<br />
72 Jahre | 1951<br />
1. Dieter Porsch, Fürth<br />
72 Jahre | 1951<br />
5. Dipl.-Phys. Gerhard Keinhorst, Backnang<br />
74 Jahre | 1949<br />
21. Otto Zach, Erlangen<br />
74 Jahre | 1949<br />
28. Matthias Holl, Essen<br />
74 Jahre | 1949<br />
6. Manfred Erve, Oberasbach<br />
75 Jahre | 1948<br />
8. Bärbel Leibrecht, Krefeld<br />
75 Jahre | 1948<br />
17. Robert Holzer, Bad Homburg<br />
75 Jahre | 1948<br />
6. Dr. Heinz-Peter Berg, Braunschweig<br />
76 Jahre | 1947<br />
17. Dipl.-Ing. Walter Anspach, Siegbach<br />
82 Jahre | 1941<br />
5. Prof. Dr. Manfred Popp, Karlsruhe<br />
86 Jahre | 1937<br />
22. Dr. Uwe Schmidt, Obertshausen<br />
87 Jahre | 1936<br />
7. Dr. Harald Stöber, Eggenstein-Leopoldshafen<br />
88 Jahre | 1935<br />
27. Dipl.-Ing. Klaus Kleefeldt,<br />
Karlsdorf-Neuthard<br />
89 Jahre | 1934<br />
30. Dr. Klaus Ebel, Ingersleben OT Morsleben<br />
89 Jahre | 1934<br />
13. Dipl.-Phys. Veit Ringel, Dresden<br />
Wenn Sie künftig eine<br />
Erwähnung Ihres<br />
Geburtstages in der <strong>atw</strong><br />
wünschen, teilen Sie dies<br />
bitte der KTG-<br />
Geschäftsstelle mit.<br />
KTG Inside<br />
Lektorat:<br />
Kerntechnische<br />
Gesellschaft e. V. (KTG)<br />
Berliner Straße 88A,<br />
13467 Berlin<br />
E-Mail: info@ktg.org<br />
www.ktg.org<br />
Special | KERNTECHNIK KTG Inside 2022<br />
Ehrenmitgliedschaft ı Antwort Erwin Fischer
<strong>atw</strong> Vol. 68 (2023) | Ausgabe 4 ı Juni<br />
KTG INSIDE 98<br />
Nuklearprogramme in Europa<br />
Liebe KTG-Mitglieder,<br />
unsere während der Pandemie ins Leben gerufene<br />
online Vortragsreihe soll mit einem weiteren Vortrag<br />
von Herrn Uwe Stoll, technisch-wissenschaftlicher<br />
Geschäftsführer der Gesellschaft für Anlagen-<br />
und Reaktorsicherheit (GRS) mit dem Titel<br />
„Nuklearprogramme in Europa“ <strong>for</strong>tgesetzt werden.<br />
ONLINE-VORTRAG<br />
Er ist unter anderem seit 2010 Mitglied der RSK<br />
und Leiter des Ausschusses „Elektrische Einrichtungen“<br />
der RSK und Präsident von ETSON (European<br />
Technical Safety Organization Network).<br />
Der Vortag wird am 21. Juli 2023 von 16:00 bis<br />
18:00 stattfinden.<br />
Inhalt:<br />
Die Diskussion über die Reduzierung von CO 2 -<br />
Emissionen sowie der Konflikt in der Ukraine haben<br />
in zahlreichen europäischen Ländern zu einer<br />
Neubewertung der Kernenergienutzung geführt.<br />
Im Rahmen des Vortrags wird ein umfassender<br />
Überblick über den aktuellen Stand der Planung<br />
und Umsetzung von Kernenergieprojekten in<br />
ganz Europa gegeben. Dabei werden sowohl konventionelle<br />
Kernkraftwerke – „große“ KKW – als<br />
auch kleine modulare Reaktoren (SMR) und Forschungsreaktoren<br />
behandelt.<br />
Referent:<br />
Herr Dipl.-Ing. Uwe Stoll war von 1990 – 2016 bei<br />
Siemens KWU und AREVA tätig und zuletzt bei<br />
Areva GmbH Leiter der Einheit „Engineering &<br />
Projects“ mit den Arbeitsschwerpunkten Sicherheits-<br />
und Störfallbeherrschungskonzepte sowie<br />
Störfallanalysen für Siede- und Druckwasserreaktoren,<br />
Untersuchung und Bewertung von<br />
Ereignissen in KKW und Inbetriebsetzung von<br />
Reaktoren.<br />
Interessierte KTG-Mitglieder sowie Freunde und<br />
Bekannte sind herzlich eingeladen.<br />
Bei Interesse bitten wir Sie bis zum 19. Juli 2023<br />
eine E-Mail an vortrag-ktg@web.de mit dem Betreff<br />
FG „Betrieb und Sicherheit“ – Vortragsteilnehmer<br />
Vorname Nachname zu schicken .<br />
Spätestens bis zum 20. Juli 2023 erhalten Sie einen<br />
Link, über den Sie an der TEAMS-Videokonferenz<br />
teilnehmen können.<br />
Der Vortag ist mit einer Dauer von 1 Stunde geplant,<br />
anschließend werden wir genügend Zeit für<br />
eine Fragerunde haben. Gerne können Sie Ihre<br />
Fragen vorab an die oben genannte E-Mail-Adresse<br />
senden.<br />
Die Möglichkeit einer persönlichen Teilnahme<br />
wird noch diskutiert und rechtzeitig bekanntgegeben.<br />
Bitte geben Sie bei Ihrer Anmeldung an, ob<br />
Sie auch persönlich in Erlangen oder Hannover.<br />
teilnehmen würden.<br />
Mit freundlichen Grüßen,<br />
Dr.-Ing. Tatiana Salnikova<br />
Vorsitzende der Fachgruppe „Betrieb und Sicherheit“<br />
Aufruf – Unterstützung Sektionsarbeit!<br />
Sie würden gerne aktiv werden und haben Interesse daran<br />
im Verein aktiv mitzuwirken?<br />
Sie haben eine Idee für einen Online-Vortrag/eine Besichtigung<br />
und können diese/n (mit Unterstützung) organisieren?<br />
Sie haben eine andere Idee wie sie sich gemeinnützig einbringen können?<br />
Sie haben Kapazitäten? Dann lassen Sie uns loslegen!<br />
info@ktg.org<br />
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