atw 2017-05.web

nucmag.com
2017
5
ISSN · 1431-5254
16.– €
295
From Qualification Design
to Training Design
303 ı Energy Policy, Economy and Law
Nuclear Power in a Global Perspective
314 ı Environment and Safety
Ripple Effects of a New Nuclear Science Site
329 ı Research and Innovation
Reactivity Feedback Coefficients of the Pakistan Research Reactor
343 ı Inside Nuclear
Cyber-security and the Nuclear Industry

AREVA in
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atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Welcome Addresses for the 48 th Annual
Meeting on Nuclear Technology (AMNT 2017)
283
16 –17 May 2017, Berlin
KTG (German Nuclear Society)
The Chairman
On behalf of the German Nuclear
Society I would like to warmly welcome
you to the 48 th Annual Meeting on
Nuclear Technology (AMNT 2017).
Our organisation prepared once again
an excellent and up-to-date conference
programme. Particularly in these challenging
times the contribution of all our KTG members
who involve themselves personally with great commitment
to nuclear energy „Made in Germany“ in general and
especially for our Annual Meeting cannot be appreciated
highly enough.
Operators, suppliers, authorities and experts, science
and research are after all linked to a common central
theme: Nuclear expertise must be preserved in Germany in
order to ensure, among others, remaining power operation,
decommissioning and dismantling of German plants and
to present sustainable solutions to the issue of waste
disposal, to guarantee the export business of German
suppliers and service providers, to carry out national and
international safety assessments and to receive also in the
future the contribution of Germany innovations and
standards on international developments for innovative
technologies.
With regards to the concluding life cycles of German
nuclear power plants – decommissioning and disposal of
radioactive wastes – important course settings occurred in
recent weeks:
The Bundestag passed the Site Selection Act for a final
repository for high active waste. It defines the criteria and
processes for the selection of a site, which shall be found
until 2031 and put in operation by the middle of this
century. The request that high active waste should be
“ retrievable” for 500 years documents very descriptively
the long-term need for nuclear expertise.
The recommendation of the Expert Commission on the
Disposal of Radioactive Waste was adapted by our Federal
Government and the respective law approved by the
Bundestag and Federal Council: The state takes over the
responsibility for the interim and final disposal. In exchange
suppliers will transfer significant resources to a state fund.
In support of the current path for a direct decommissioning
German authorities granted further licenses for
decommissioning and dismantling.
We will reflect on these main focus points through
different formats of our Annual Meeting and count on the
professional dialogue between national and international
knowledge holders. We continue at the AMNT with our
successful formats of training young talents such as our
nuclear campus or the workshop Preserving Competence.
I wish all participants for our Annual Meeting new
insights, interesting encounters, contacts and conversations.
The members of the KTG share all a common “Fascination
for Nuclear Technology.” Get “infected” with the spirit of it...
DAtF (German Atomic Forum)
The President
On behalf of the DAtF (German Atomic Forum) I would like
to warmly welcome you to the 48 th Annual Meeting on
Nuclear Technology (AMNT 2017). As one of the most
important conferences of the nuclear industry in Europe
the AMNT provides in addition to the current technical
and political issues an unique opportunity for the exchange
among industry, science and politics.
In a few months a legislative period will come to an end
in Germany which set important courses in the field of
nuclear energy. The adoption of the Site Selection Act for
Final Disposal as well as the reorganisation of financing
disposal are, besides of the outlook for future tasks, only
two points which Steffen Kanitz Member of the German
Bundestag, correspondent for nuclear energy of the CDU/
CSU parliamentary group, will talk about. Dr. Guido Knott,
CEO of PreussenElektra, will report about the challenges of
an economic operation of nuclear power plants for the
remaining years.
A large and long-term challenge will be the maintenance
and further development of our nuclear technology
expertise. Not only Dr. Holger Völzke, head of division at
the BAM will devote himself to this topic but as always also
our Workshop Preserving Competence. Nuclear expertise is
the basis for the safe operation of our plants and it provides
us the opportunity to participate inside EURATOM and the
EU at the further development and implemen tation of
nuclear safety standards.
Nuclear know-how will also be needed for many years
in the field of decommissioning and waste management,
which will be treated along the panel discussion with NGO
representatives, regional authorities, municipalities and
energy producers as well as in the speech of Dr. Michael
Siemann, head of section at the OECD-NEA.
As another highlight of the day, Prof. Dr. Ralph Hertwig,
Director of the Center for Adaptive Rationality at the Max-
Planck- Institute for Human Development will give us
insights on how and how well go individual risk perception
– also aside from nuclear issues – works.
I especially look forward to our industrial exhibition,
which represents in large parts our industry in Germany
and Europe also with two country pavilions from the
United Kingdom and Czech Republic.
For our Annual Meeting, which is particularly shaped
and filled with life by the outstanding expertise of our
fellow employees of the nuclear industry, I wish all an
inspiring fruitful and interesting exchange as well as a
successful meeting. I look forward to the many personal
conversations with you!
Dr. Ralf Güldner
EDITORIAL
Frank Apel
Editorial
Welcome Addresses for the 48th Annual Meeting on Nuclear Technology (AMNT 2017)

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
284
Grußworte zum 48 th Annual Meeting
on Nuclear Technology (AMNT 2017)
EDITORIAL
16. und 17. Mai 2017, Berlin
KTG (Kerntechnische Gesellschaft e.V.)
Der Vorsitzende
Zur 48. Jahrestagung Kerntechnik möchte ich Sie im
Namen der Kerntechnischen Gesellschaft e.V. herzlich willkommen
heißen. Unser Verein hat erneut ein exzellentes
und hochaktuelles Programm vorbereitet. Gerade in
Zeiten großer Herausforderungen ist der Beitrag unserer
KTG-Mitglieder, die sich persönlich mit großem Engagement
für Kerntechnik „Made in Germany“ im Allgemeinen
und für unsere Jahrestagung im Speziellen einbringen,
nicht hoch genug zu würdigen.
Betreiber, Hersteller, Behörden und Gutachter, Lehre
und Forschung verbindet nach wie vor ein zentrales
Thema: Das kerntechnische Know-how muss in Deutschland
erhalten werden, um u. a. den verbleibenden
Leistungs betrieb, den Nachbetrieb, die Stilllegung und
den Rückbau deutscher Anlagen sicherzustellen und die
Entsorgungsfrage nachhaltig zu lösen, das Exportgeschäft
deutscher Anbieter und Dienstleister zu sichern, nationale
und internationale Sicherheitsbewertungen durchführen
zu können und auch in Zukunft den Beitrag deutscher
Innovationen und Standards zu internationalen Entwicklungen
für neue Technologien erhalten zu können.
In den vergangenen Wochen erfolgten hinsichtlich der
abschließenden Lebenszyklen der deutschen Kernkraftwerke
– dem Rückbau und der Entsorgung radioaktiver
Abfälle – wichtige Weichenstellungen:
Der Bundestag hat das Endlagersuchgesetz für hoch
aktiven Abfall beschlossen. Es legt Kriterien und Ablauf für
die Auswahl eines Standorts fest, der bis 2031 gefunden
werden und Mitte des Jahrhunderts in Betrieb gehen soll.
Die Forderung, dass hoch aktive Abfälle 500 Jahre lang
„rückholbar“ sein sollen, dokumentiert anschaulich den
langfristigen Bedarf an kerntechnischem Know-how.
Der Vorschlag der Expertenkommission zur Entsorgung
radioaktiver Abfälle wurde von der Bundesregierung
übernommen und das entsprechende Gesetz von Bundestag
und Bundesrat gebilligt: Der Staat übernimmt die
Verantwortung für die Zwischen- und Endlagerung, dafür
werden die Versorger signifikante Mittel an einen staatlichen
Fonds überweisen.
Von den Behörden wurden weitere Stilllegungs- und
Abbaugenehmigungen erteilt, die den eingeschlagenen
Weg für einen direkten Rückbau der Anlagen unterstützen.
Diese Schwerpunkte werden wir in den unterschiedlichen
Formaten unserer Jahrestagung reflektieren
und setzen dabei auf den fachlichen Dialog zwischen
natio nalen und internationalen Wissensträgern. Auch
unser diesjähriges AMNT wird erfolgreiche Formate der
Nachwuchsarbeit wie Nuclear Campus oder Workshop
Competence fortführen.
Für unsere Jahrestagung wünsche ich allen Teilnehmern
neue Erkenntnisse, interessante Begegnungen, Kontakte
und Gespräche. Was die Mitglieder der KTG verbindet, ist
die „Faszination Kerntechnik“. Lassen auch Sie sich davon
anstecken…
DAtF (Deutsches Atomforum e.V.)
Der Präsident
Im Namen des DAtF heiße ich Sie
herzlich willkommen zum 48 th Annual
Meeting on Nuclear Technology
( AMNT 2017). Als eine der bedeutendsten
Fachtagungen der kerntechnischen
Branche in Europa bietet
unsere Jahrestagung neben den aktuellen
technischen und politischen Fragestellungen eine in
dieser Form einzig artige Gelegenheit zum Austausch
zwischen Wirtschaft, Wissenschaft und Politik.
In wenigen Monaten geht in Deutschland eine Legislaturperiode
zu Ende, in der wichtige Weichen für die
kerntechnische Branche gestellt wurden. Die Verabschiedung
des Gesetzes zur Endlagersuche sowie die Neuordnung
bei der Finanzierung der Entsorgung sind neben
dem Ausblick auf künftige Aufgaben nur zwei Punkte, über
die Steffen Kanitz MdB, Berichterstatter für Kernenergie
der CDU/CSU-Bundestagsfraktion, sprechen wird. Zu den
Herausforderungen beim wirtschaftlichen Betrieb der
Kernkraftwerke in den verbleibenden Jahren berichtet uns
Dr. Guido Knott, CEO von PreussenElektra.
Eine große, langfristige Herausforderung ist der Erhalt
und die Weiterentwicklung unserer kerntechnischen
Kompetenz. Diesem Thema widmet sich nicht nur
Dr. ­Holger Völzke, Fachbereichsleiter bei der Bundesanstalt
für Materialforschung und -prüfung (BAM), in seinem
Vortrag, sondern wie immer auch unser Workshop
Preserving Competence. Die kerntechnische Kompetenz
bildet die Grundlage für den sicheren Betrieb unserer
Anlagen und sie gibt uns die Chance innerhalb von Euratom
und EU bei der Weiterentwicklung und Umsetzung kerntechnischer
Sicherheitsstandards mitzuwirken.
Kerntechnische Fachkompetenz wird auch noch über
viele Jahrzehnte beim Rückbau und Abfallmanagement
benötigt, die in der Podiumsdiskussion mit Vertreten
von NGOs, Landesbehörden, Kommunen und Energieerzeugern
sowie im Vortag von Dr. Michael Siemann,
Abteilungsleiter bei der OECD-NEA, behandelt werden.
In einem weiteren Highlight des Tages gibt Prof. Dr.
Ralph Hertwig, Direktor des Bereichs Adaptive Ratio nalität
am Max-Planck-Institut für Bildungsforschung, einen Einblick,
wie und wie gut individuelle Risikowahrnehmung –
auch abseits kerntechnischer Themen – funktioniert.
Insbesondere freue ich mich auch auf unsere Industrieausstellung,
die die große Breite unserer Branche in Deutschland
und in Europa auch mit zwei Länderpavillons aus dem
Vereinigten Königreich und Tschechien repräsentiert.
Für unsere Jahrestagung, die vor allem durch die
hervor ragende Expertise der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter
der kerntechnischen Branche mit Leben gefüllt
und geprägt wird, wünsche ich allen einen interessanten
und fruchtbaren Austausch sowie eine insgesamt erfolgreiche
Tagung. Ich freue mich sehr auf die vielen persönlichen
Gespräche mit Ihnen.
Frank Apel
Dr. Ralf Güldner
Editorial
Grußworte zum 48th Annual Meeting on Nuclear Technology (AMNT 2017)

Kommunikation und
Training für Kerntechnik
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Atomrecht – Was Sie wissen müssen 14.06.2017 Berlin
Export kerntechnischer Produkte
und Dienstleistungen – Chancen
und Regularien
Atomrecht – Ihr Weg durch
Genehmigungs- und Aufsichtsverfahren
Atomrecht – Navigation im
internationalen nuklearen Vertragsrecht
Schlüsselfaktor Interkulturelle
Kompetenz – International verstehen
und verstanden werden
21.06. - 22.06.2017 Berlin
20.09.2017 Berlin
21.09.2017 Berlin
27.09.2017 Berlin
Enhancing Your Nuclear English 11.10. - 12.10.2017 Berlin
Public Hearing Workshop – Öffentliche
Anhörungen erfolgreich meistern
17.10. - 18.10.2017 Berlin
Atomrecht – Das Recht
der radioaktiven Abfälle
Kerntechnik und Energiepolitik
im gesellschaftlichen Diskurs
– Themen und Formate
Veränderungsprozesse gestalten
– Herausforderungen meistern,
Beteiligte gewinnen
Haben wir Ihr Interesse geweckt?
3 Rufen Sie uns an: +49 30 498555-30
25.10.2017 Berlin
06.11. - 07.11.2017 Garching/
Essenbach
29.11. - 30.11.2017 Berlin
Die INFORUM-Seminare können je nach Inhalt ggf. als Beitrag zur Aktualisierung der Fachkunde geeignet sein.
Kontakt
INFORUM
Verlags- und Verwaltungsgesellschaft
mbH
Robert-Koch-Platz 4
10115 Berlin
Liane Philipp
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Fax +49 30 498555-18
seminare@kernenergie.de

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
286
Issue 5
May
CONTENTS
295
From Qualification Design
to Training Design
| | Interaction between humans and technology – inside the control room of the Tianwan nuclear power plant in China during
commissioning. (Courtesy: Areva)
Editorial
Welcome Addresses for the 48 th Annual Meeting
on Nuclear Technology (AMNT 2017)
16 –17 May 2017, Berlin. . . . . . . . . . . . . . . . . 283
Grußworte zum 48 th Annual Meeting
on Nuclear Technology (AMNT 2017)
16. und 17. Mai 2017, Berlin . . . . . . . . . . . . . . 284
Abstracts | English . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 288
Abstracts | German . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289
Inside Nuclear with NucNet
Opinions Differ on Whether Nuclear Energy
Industry is Ready for Cyber-challenges . . . . . . . 290
Calendar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294
Energy Policy, Economy and Law
From Qualification Design to Training Design
Using ECVET Principles . . . . . . . . . . . . . . . . . 295
Mihail Ceclan and Franck Wastin
Overview of Nuclear New Build Projects
and Global Perspective . . . . . . . . . . . . . . . . . 303
Jean-Pol Poncelet
NucNet
DAtF Notes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .293
303
| | Nuclear energy in Europe.
295
The Climate-Problem
Evaluation after the Paris- Agreement
and the Marrakesh-Conference. . . . . . . . . . . . 307
Das Klimaproblem
Bewertung nach dem Paris-Abkommen
und der Marrakesch- Konferenz. . . . . . . . . . . . 307
| | The ECVET infrastructure for labour market and E&T.
Eike Roth
Contents

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
CONTENTS
287
Spotlight on Nuclear Law
Nuclear Phase-out in Switzerland:
Rationality First! . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313
Atomausstieg in der Schweiz:
Vernunft hat Vorfahrt. . . . . . . . . . . . . . . . . . 313
Environment and Safety
Estimation of the Ripple Effects on a Regional
Community of the Formation of the
Nuclear Energy Science Complex in Gyeongju. . . 314
Byung-Sik Lee and Joo Hyun Moon
|314
317
| | Gyeongsangbuk-do economic ripple effect.
Decommissioning and Waste Management
The Long Path to a Disposal for High
Radiocative Waste – A New Approach
for a Better Understanding of Processes
and the System in a Whole – Part 3 . . . . . . . . . 317
Auf dem langen Weg zu einem Endlager
für hochradioaktive, Wärme entwickelnde
Abfälle – Teil 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317
Karl-Heinz Lux, Ralf Wolters and Juan Zhao
| Example for a deep repository with the bedrock.
|329
339
| | First high power core radial flux profiles for energy group-1.
Research and Innovation
Reactivity Feedback Coefficients Pakistan
Research Reactor-1 Using PRIDE Code. . . . . . . . 329
Ali Mansoor, Siraj-ul-Islam Ahmed, Inam-ul-Haq and Rustam Khan
Events
Experts Meeting on Waste Disposal . . . . . . . . . 336
6. Essener Fachgespräch Endlagerbergbau:
Aufbruchstimmung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 336
KTG Inside . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 337
News . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 339
| Example for a deep repository with the bedrock.
Nuclear Today
Time for Nuclear to Hold its Nerve
at this Pivotal Time for the Industry . . . . . . . . . 343
John Shepherd
Report
Operating Results 2016:
Nuclear Power Plants – Part 1 . . . . . . . . . . . . . 344
Imprint . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292
AiNT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Insert
Contents

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
288
ABSTRACTS | ENGLISH
Opinions Differ on Whether Nuclear Energy
Industry is Ready for Cyber-challenges
NucNet | Page 290
In October 2015 the UK’s respected Chatham House
think-tank published a report that drew some
worrying conclusions about the civil nuclear
industry. It said many in the sector do not fully
understand the risks posed by hackers and the
industry needs to be “more robust” on taking the
initiative in cyberspace and funding effective
responses to the challenge. The industry does not
seem to be prepared for a large-scale cyber security
emergency and needs to invest in counter-measures
and response plans, the report said. It warned that
developing countries are “particularly vulnerable”
to cyber-attacks at nuclear facilities. The industry
should develop guidelines to measure cyber security
risk, including an integrated risk assessment that
takes both security and safety measures into
account. All countries with nuclear facilities should
adopt an effective regulatory approach to cyber
security e.g. on the basis of IAEA guidance.
From Qualification Design to Training
Design Using ECVET Principles
Mihail Ceclan and Franck Wastin | 295
The Joint Research Centre of European Commission
was designated in 2009 as Operating agent of
European Human Resources Observatory – in
Nuclear (EHRO-N). EHRO-N identified the nuclear
sector’s major challenges: to fill-in the 30 % gap
between HR demand and supply in decommissioning
and to adapt nuclear E&T system to comply
more to the labour market demands. The process of
nuclear training system adaptation to the labour
market needs is based on the design of the flexible
qualifications (unit based qualifications) using
European Credit system for Vocational Education
and Training (ECVET) principles. The process of
ECVET implementation in the nuclear energy sector
is ongoing since 2011 and is based on the strategy
and road map developed by EHRO-N. The current
paper presents the latest developments on the
designing of training programs based on exit
outcomes.
Overview of Nuclear New Build Projects and
Global Perspective
Jean-Pol Poncelet | Page 303
Nuclear power is an important source for electricity
production in Europe: today 131 reactors are
operated in 14 EU Member States, delivering 28 %
of the European power and one half of its lowcarbon
electricity. The turnover of the sector is
about 70 billion € and there are about 800,000 high
qualified jobs. Worldwide the capacities of nuclear
power are extending. New build activities are
moving to the Eastern countries. Today, the whole
electricity market in Europe is characterised by
uncertainties for all investments due to political
market interventions. A common European energy
policy does not appear to exist.
The Climate-problem:
Evaluation After the Paris-Agreement and
the Marrakesh-Conference
Eike Roth | Page 307
The Paris-Climate-Agreement came into effect on
November 4th 2016. Still, the contradiction in this
agreement – ambitious goals and (presumably)
inadequate commitments – has persisted. Also in
the follow-up conference in Marrakesh, this
discrepancy remained unresolved. 2017 the
countries will meet again. However, since Donald
Trump became president-elect of the United States
of America, uncertainty about how the largest
economy in the world will act in the future has
intensified. This amplifies the pressure to clarify the
true level of human influence on the climate in a
scientifically consistent manner, as a basis for more
reliable decisions. This paper tries to contribute to
that effort.
Nuclear Phase-out in Switzerland:
Rationality First!
Tobias Leidinger | Page 313
Just a few months ago, the Swiss voters have
rejected the initiative of the Green Party to
accelerate the nuclear phase-out in Switzerland
with an impressive majority. Once again, it becomes
clear that in Switzerland on issues of energy policy
rationality and not ideology is leading. With their
vote against an accelerated nuclear phase-out, the
Swiss citizens underlined that they have no
sympathy for radical, ideologically proposals for
solutions, which on closer inspection are expensive,
risky and immature. The majority has understood
that the extensive expansion of renewable energies
and power grids is burdened with numerous risks
and uncertainties.
Estimation of the Ripple Effects on a
Regional Community of the Formation
of the Nuclear Energy Science Complex
in Gyeongju
Byung-Sik Lee and Joo Hyun Moon | Page 314
Korea has developed advanced nuclear
technologies, including those for future nuclear
energy systems and the safe management of spent
nuclear fuel, and is about to make a decision as to
whether to make a massive investment in the
development R&D for commercialization of them.
There is no area large enough to accommodate all
the development R&D-related facilities together at
Korea Atomic Energy Research Institute (KAERI) to
perform the development R&Ds. KAERI seeks
solutions to the space problem, which includes the
construction of a nuclear energy science complex
(NESC). Gyeongju is one of the potential sites. This
study estimated the ripple effects on the regional
community if the NESC is to be formed in Gyeongju
using inter-regional input-output analysis. The
estimation shows that the ripple effects to the
regional community of the formation of the NESC
inGyeongju would be 1,086,633 billion Korean Won
(KRW) for regional production inducement,
455,299 billion KRW for value-added inducement,
and 9,592 persons for employment inducement.
The Long Path to a Disposal for High Radioactive
Waste – A New Approach for a Better
Understanding of Processes and the System
in a Whole – Part 3
Karl-Heinz Lux, Ralf Wolters and Juan Zhao | Page 317
A new conceptual-configurative approach and a
new simulation tool for the development of an
improved process and system understanding for
HAW disposal systems – without and with direct
long-term monitoring are presented and discussed.
With regard to the final repository development, a
retrieveability of the heat-generating high-radioactive
waste during the storage phase and a general
recoverability during the first 500 years after
closure of the repository in the post-closure phase
are required. Both for the monitoring of the
repository during the storage phase as well as thereafter,
a direct monitoring of the storage horizon
could be implemented as an alternative to an
indirect monitoring.
Reactivity Feedback Coefficients Pakistan
Research Reactor-1 Using PRIDE Code
Ali Mansoor, Siraj-ul-Islam Ahmed,
Inam-ul-Haq and Rustam Khan | Page 329
Results of the analyses performed for fuel,
moderator and void’s temperature feedback
reactivity coefficients for the first high power core
configuration of Pakistan Research Reactor – 1
(PARR-1) are summarized. For this purpose, a
validated three dimensional model of PARR-1 core
was developed and confirmed against the reference
results for reactivity calculations. The “Program for
Reactor In-Core Analysis using Diffusion Equation”
(PRIDE) code was used for development of global
(3-dimensional) model in conjunction with
WIMSD4 for lattice cell modeling. Values for
isothermal fuel, moderator and void’s temperature
feedback reactivity coefficients have been calculated.
Additionally, flux profiles for the five energy groups
were also generated.
Event Report: Experts Meeting
on Waste Disposal
Editorial | Page 336
In the course of the upcoming legal and
organizational changes that concern radioactive
disposal and waste disposal, the 6th Experts
Meeting on Waste Disposal took place on 9 March
2017. Particular focus were the challenges faced by
the industry to transfer the existing expertise in the
new structures, the start of the “Project Site
Selection” and to the developments in other
countries.
Time for Nuclear to Hold its Nerve
at this Pivotal Time for the Industry
John Shepherd | Page 343
Recent weeks have been tough for the world’s
nuclear energy industry. The nuclear industry has
seen setbacks before. And it is the nature of this
inter-connected global industry to find itself in the
international media spotlight when “bad news”
strikes. The task for the industry now is to pick itself
up and face the economic challenges head-on. As
one English proverb notes, “fortune favours the
brave”.
Nuclear Power Plant Operation 2016 –
Part 1
Editorial | Page 344
A report is given on the operating results achieved
in 2016, events important to plant safety, special
and relevant repair, and retrofit measures from
nuclear power plants in Germany. Reports about
nuclear power plants in Belgium, Finland, the
Netherlands, Switzerland, and Spain will be
published in a further issue.
Abstracts | English

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Ist die Nuklearindustrie auf die Herausforderungen
von Cyber-Attacken vorbereitet?
NucNet | Seite 290
Im Oktober 2015 veröffentlichte der britische Think
Tank Chatham House einen Bericht mit einigen
beunruhigenden Ergebnissen zur Cyber-Sicherheit
in der zivilen Nuklearindustrie. Cyber-Risiken, so
der Bericht, seien in der Branche noch nicht ausreichend
wahrgenommen worden und es müsse
aktive und wirksame Antworten auf die Herausforderungen
geben. Die Nuklearindustrie scheint
nicht umfassend für einen groß angelegten
Cyber- Angriff vorbereitet zu sein und muss in
Gegenmaßnahmen und Reaktionspläne investieren.
Chatham House warnt vor allem davor, dass
Entwicklungsländer „besonders anfällig“ für Cyber-
Attacken sind. Die Industrie solle Leitlinien für das
Niveau von Cyber-Sicherheit entwickeln, einschließlich
einer integrierten Risikobewertung, die
sowohl Sicherheits- als auch Vorsorgemaßnahmen
berücksichtigt. Alle Länder mit kerntechnischen
Anlagen sollten einen wirksamen regulatorischen
Ansatz für die Cyber-Sicherheit, z.B. auf der Grundlage
der IAEA-Leitlinien einführen.
Von der Designqualifizierung zur
Qualifizierung der Ausbildung
nach ECVET Prinzipien
Mihail Ceclan und Franck Wastin | 295
Die Gemeinsame Forschungsstelle der Europäischen
Kommission wurde 2009 als Koordinator
des europäischen Human Resources Observatory –
Nuklear (EHRO-N) benannt. EHRO-N identifizierte
eine große Herausforderung des Nuklearsektors:
die Lücke von etwa 30 % zwischen Angebot und
Erfordernis bei qualifiziertem Personal in der Stilllegung
zu decken und das nukleare Aus- und
Weiterbildungssystem anzupassen, um mehr den
Anforderungen des Arbeitsmarktes gerechter zu
werden. Dieser Prozess basiert auf der Gestaltung
flexibler Qualifikationen nach den Grundsätzen des
europäischen Kreditsystems für berufliche Bildung
(ECVET). Der Prozess der ECVET-Umsetzung im
Bereich der Kernenergie läuft seit 2011 und basiert
auf der von EHRO-N entwickelten Strategie und
Roadmap. Die aktuelle Arbeit präsentiert die
neuesten Entwicklungen bei der Ausgestaltung von
Trainingsprogrammen.
Übersicht zu weltweiten Kernkraftwerksneubauprojekten
und globale Perspektiven
der Kernenergie
Jean-Pol Poncelet | Seite 303
Kernenergie ist eine wichtige Quelle für die Stromerzeugung
in Europa: Die 131 Reaktoren liefern
28 % des Stroms; dies entspricht rund 55 % der
emissionsarmen Erzeugung. Der Umsatz der
Branche beträgt rund 70 Mrd. € und sichert rund
800.000 Arbeitsplätze. Weltweit wird die Kernenergie
ausgebaut, allerdings mit neuen geografischen
Schwerpunkten, d.h. insbesondere dem
asiatischen Raum. Der Markt in Europa ist gekennzeichnet
durch eine allgemeine Unsicherheit für
alle Investitionen in der Stromerzeugung aufgrund
von politischen Markteingriffen. Ein einheitliches
Energiekonzept aller Staaten ist nicht erkennbar.
Das Klimaproblem
Bewertung nach dem Paris-Abkommen
und der Marrakesch-Konferenz
Eike Roth | Seite 307
Das Klima-Abkommen von Paris 2015 ist am
4. November 2016 in Kraft getreten. Aber die Widersprüchlichkeit
in dem Abkommen – verschärfte
Ziele und (vermutlich) unzureichende Zusagen der
einzelnen Länder – ist geblieben. Auch auf der
Nachfolgekonferenz in Marrakesch 2016 konnte sie
nicht beseitigt werden. 2017 trifft man sich wieder.
Aber nachdem Donald Trump zum Präsidenten der
USA gewählt worden ist, weiß niemand wie das
wirtschaftlich stärkste Land der Welt sich zukünftig
verhalten wird und die Unsicherheiten sind größer
geworden denn je. Das verstärkt den Druck, die tatsächliche
Größe des anthropogenen Einflusses auf
das Klima endlich konsistent wissenschaftlich zu
klären, um auf dieser Basis dann besser entscheiden
zu können. Diese Arbeit will einen kleinen Beitrag
hierzu leisten.
Atomausstieg in der Schweiz:
Vernunft hat Vorfahrt
Tobias Leidinger | Seite 313
Vor wenigen Monaten haben die Schweizer Stimmbürger
die Initiative der Grünen Partei zum
beschleunigten Ausstieg aus der Kernenergie mehrheitlich
abgelehnt. Einmal mehr zeigt sich, dass in
der Schweiz in Fragen der Energiepolitik Vernunft
und nicht Ideologie Vorfahrt genießt. Mit ihrem
ablehnenden Votum gegen einen beschleunigten
Kernenergieausstieg haben die Schweizer einmal
mehr bewiesen, dass sie für radikale, ideologisch
aufgeladene Lösungsvorschläge, die sich bei
näherem Hinsehen als teuer, riskant und wenig
durchdacht darstellen, keine Sympathien hegen.
Die Mehrheit der Schweizer hat verstanden, dass
der extensive Ausbau erneuerbarer Energien und
der Stromnetze, zahlreiche Risiken und Unwägbarkeiten
bergen.
Abschätzung von externen Effekten auf die
Region Gyeongju durch die Errichtung eines
Kernenergie-Wissenschaftskomplexes
Byung-Sik Lee und Joo Hyun Moon | Seite 314
Korea hat fortgeschrittene nukleare Technologien
entwickelt, darunter auch solche für künftige Kernkraftwerkssysteme
und den sicheren Umgang mit
abgebrannten Brennelementen. Derzeit werden
Entscheidungen für mögliche weitere umfangreiche
Investitionen, vor allem eine neue Forschungseinrichtung,
vorbereitet. Es steht allerdings
am bestehenden Korea Atomic Energy Research
Institute (KAERI) keine ausreichende Fläche für die
Erweiterung zur Verfügung. Gyeongju ist für die
neue Einrichtung ein potenzieller Standort. Im
Rahmen dieser Studie wurden die externen wirtschaftlichen
Effekte mit einer Input-Output- Analyse
ermittelt und bewertet, die mit Bau und Investition
für die Region verbunden sind. Ermittelt wurden
1.086.633 Milliarden Korean Won (KRW) für
regionale Produktionsanreize, 455.299 Milliarden
KRW für Wertschöpfung und 9.592 zusätzliche
Beschäftigte.
Auf dem langen Weg zu einem Endlager
für hochradioaktive, Wärme entwickelnde
Abfälle – Teil 3
Karl-Heinz Lux, Ralf Wolters und Juan Zhao | Seite 317
Ein neuer konzeptionell-konfigurativer Ansatz und
ein neues Simulationswerkzeug zur Erarbeitung
eines verbesserten Prozess- und Systemverständnisses
für HAW-Entsorgungsanlagen – ohne und mit
direktem längerfristigem Monitoring. Im Hinblick
auf die Endlagerplanung werden eine Rückholbarkeit
der Wärme entwickelnden hoch radioaktiven
Abfälle während der Einlagerung in der Betriebsphase
und eine grundsätzliche Bergbarkeit während
der ersten 500 Jahre nach Verschluss des Endlagers
in der Nachverschlussphase gefordert. Sowohl für
die Überwachung des Endlagers während der
Einlagerungsphase wie auch danach könnte alternativ
zu einem bzw. neben einem indirekten
Monitoring auch ein direktes Monitoring der
versetzten Einlagerungssohle in das Endlagerkonzept
implementiert werden.
Berechnung der Reaktivitätsrückwirkung
für den Pakistan Research Reactor-1 mit
dem PRIDE Code
Ali Mansoor, Siraj-ul-Islam Ahmed,
Inam-ul-Haq und Rustam Khan | Seite 329
Für den Pakistan Research Reactor-1 (PARR-1)
wurden die Reaktivitätskoeffizienten für Brennstoff
und Moderator sowie der Void-Temperaturkoeffizienten
ermittelt. Zu diesem Zweck wurde ein
validiertes dreidimensionales Modell des PARR-1-
Kerns entwickelt und mit Referenzergebnissen für
Reaktivitätsberechnungen validiert. Der „Program
for Reactor In-Core Analysis using Diffusion
Equation“ (PRIDE)-Code wurde für die Entwicklung
eines 3-dimensionalen Modells in Verbindung
mit WIMSD4 für die Gitterzellenmodellierung
verwendet. Werte für isotherme Brennstoff-, Moderator-
und Void-koeffizienten wurden berechnet.
Zusätzlich wurden auch Neutronenflussprofile für
fünf Energiegruppen berechnet.
6. Essener Fachgespräch Endlagerbergbau:
Aufbruchstimmung
Redaktion | Seite 336
Ganz im Zeichen der anstehenden gesetzlichen und
organisatorischen Veränderungen rund um die Entsorgung
und Endlagerung radioaktiver Abfälle
stand das 6. Essener Fachgespräch Endlagerbergbau,
das am 9. März 2017 bei der DMT stattfand.
Ein besonderer Schwerpunkt lag dabei auf den
Herausforderungen für die Branche, die heute
vorhandene Kompetenz in den neuen Strukturen
weiterzutragen, beim anstehenden Start des Jahrhundertprojektes
„Standortauswahlverfahren“ und
bei Entwicklungen in anderen Ländern.
Die Nuklearindustrie muss in diesen Zeiten
am Ball bleiben
John Shepherd | Seite 343
Die letzten Wochen brachten für die weltweite
Nuklearindustrie zweifelsohne große Herausforderungen.
Schon in der Vergangenheit gab es Rückschläge.
Es liegt in der Natur dieser globalen
verbundenen Industrie, sich im internationalen
Medienfokus wieder zu finden, wenn es um
„schlechte Schlagzeilen“ geht. Die Aufgabe für
die Industrie ist es jetzt, sich ihrer Vorzüge und
Leistungen bewusst zu werden und den wirtschaftlichen
Herausforderungen zu begegnen. Wie ein
englisches Sprichwort dazu bemerkt, „das Glück
begünstigt die Tapferen“.
Betriebserfahrungen mit Kernkraftwerken
2016 – Teil 1
Redaktion | Seite 344
Über im Jahr 2016 erzielte Betriebsergebnisse sowie
sicherheitsrelevante Ereignisse, wichtige Reparaturmaßnahmen
und besondere Umrüstmaßnahmen
wird zu den in Deutschland in Betrieb befindlichen
Kernkraftwerken berichtet. Der Teil 2 des Reports
wird Anlagen aus Finnland, den Niederlanden, der
Schweiz und Spanien umfassen.
289
ABSTRACTS | GERMAN
Abstracts | German

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
290
INSIDE NUCLEAR WITH NUCNET
Opinions Differ on Whether
Nuclear Energy Industry is Ready for
Cyber-challenges
NucNet
In October 2015 the UK’s respected Chatham House think-tank published a report that drew some worrying
conclusions about the civil nuclear industry. It said many in the sector do not fully understand the risks posed
by hackers and the industry needs to be “more robust” on taking the initiative in cyberspace and funding
effective responses to the challenge. The industry does not seem to be prepared for a large-scale cyber
security emergency and needs to invest in counter-measures and response plans, the report said. It warned
that developing countries are “particularly vulnerable” to cyber-attacks at nuclear facilities.
Fast forward 12 months to October 2016 and another
report, this time by the World Energy Council, took a view
that was almost the polar opposite. The nuclear industry’s
focus on continuously improving nuclear security is
exemplary and should be adopted by other energy sectors,
it said. The report conceded that an attack on nuclear plant
equipment could lead to a core meltdown and dispersal of
radioactivity, but said the nuclear sector’s “strong focus”
on security has extended into cybersecurity. A 2015 attack
on Korea Hydro and Nuclear Power Company aimed at
causing nuclear reactors to malfunction succeeded only in
leaking non-classified documents.
The Washington-based Nuclear Threat Initiative (NTI)
has also sounded warnings. It said “static” cybersecurity
architecture at today’s nuclear facilities is not effective
enough on its own to prevent a breach by a determined
adversary. The NTI said cyber threats against nuclear
facilities are on the rise and governments, industry, and
international organisations must increase their focus and
accelerate efforts to protect against a cyberattack with
potentially “catastrophic consequences”.
The nuclear industry itself is understandably reluctant
to offer details about cyber threats and its efforts to keep
them at bay. The American Nuclear Society (ANS) said
“ extensive regulations” are in place that are closely
monitored and regularly inspected. The US nuclear
regulator, the Nuclear Regulatory Commission (NRC), said
“critical digital assets” that interconnect plant systems
performing safety, security, and emergency preparedness
functions are isolated from the internet. This separation
provides protection from many cyber threats. Even so, all
power reactor licensees must implement a cyber security
plan under the NRC's cyber security regulations. The NRC
established a cyber security directorate in June 2013 to
centralise its oversight of the issue.
The ANS reiterates the point that critical digital assets
are not connected to the internet. Some experts do not
entirely agree.
Ralph Langner, co-founder of the Langner Group, which
specialises in cyber security for critical infrastructure and
large-scale manufacturing, said the major problem the
nuclear industry has identified over the last couple of years
is that it is very difficult to identify critical digital assets
because of all the various “side effects” that have to be
accounted for.
Chatham House said nuclear power stations around the
world are harbouring a “culture of denial” about the risks
of cyber hacking, with many failing to protect themselves
against digital attacks. According to Chatham House,
nuclear facilities are increasingly making use of digital
systems, commercial off-the-shelf software and internet
connectivity – all of which provide efficiency and costsaving
benefits but also make facilities more susceptible to
cyber-attack. Personnel still cling to the myth that nuclear
facilities are “air gapped” – or completely isolated from the
public internet – and that this protects them from cyberattack.
Yet not only can air gaps be breached with nothing
more than a flash drive but a number of nuclear facilities
have virtual private networks (VPN) or undocumented or
forgotten connections, some installed by contractors.
The Chatham House report cites officials who describe
the industry as being “far behind” other industrial sectors
when it comes to insulating themselves against digital
attacks. One of the report’s authors, Caroline Baylon, said
there was a “culture of denial” at many nuclear plants,
with a standard response from engineers and officials
being that because their systems were not connected to the
internet, it would be very hard to compromise them.
Where devices like thumb drives, CDs or laptops are
used to interface with plant equipment, strictly monitored
measures are in place. Nuclear power plants are wellprotected
from attacks like Stuxnet, which caused
substantial damage to Iran’s nuclear programme and was
transmitted through the use of portable media.
But since the revelation of Stuxnet, many experts have
been concerned that similar attempts to interfere with the
physical workings of a nuclear power plant could prove to
be a severe risk. Patricia Lewis, an international security
expert at Chatham House, said there have been a number
of reported incidents of cyber interference in nuclear
power plants and – assuming that the nuclear industry
behaves in similar ways to other industries – “we ought to
assume that these examples represent the visible part of a
much more serious problem”.
Ms Lewis said: “The nuclear industry is beginning – but
struggling – to come to grips with this new, insidious
threat. The cyber risk to nuclear facilities requires constant
evaluation and response, particularly as the industry
increases its reliance on digital systems and as cybercriminal
activity continues its relentless rise.”
A focus on safety and high physical security means that
many nuclear facilities are blind to the risks of cyberattacks,
according to the Chatham House report, citing 50
incidents globally of which only a handful have been made
public. The findings were drawn from 18 months of
research and 30 interviews with senior nuclear officials at
plants and in government in Canada, France, Germany, Japan,
the UK, Ukraine and the US.
“Cyber security is still new to many in the nuclear
industry,” said Caroline Baylon. “They are really good at
Inside Nuclear with NucNet
Opinions Differ on Whether Nuclear Energy Industry is Ready for Cyber-challenges ı NucNet

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
safety and, after 9/11, they’ve got really good at physical
security. But they have barely grappled with cyber. Many
people said it was simply not possible to cause a major
incident like a release of ionising radiation with a cyberattack
. . . but that’s not necessarily true.”
Ms Baylon described how systems and backups
powering reactor cooling systems could be compromised,
for example, to trigger an incident similar to that seen at
Fukushima-Daiichi in Japan in 2011.
Ms Baylon points to a 2003 incident at the Davis Besse
plant in Ohio, when an engineer accessed the plant from
his home laptop through an encrypted VPN connection.
His home computer had become infected with the nuisance
self-replicating “slammer” worm. The trojan infected the
nuclear plant’s computer system, causing a key safety
control system to be overwhelmed with traffic from the
worm and trip out.
A more serious 2006 incident occurred at Browns Ferry
in Alabama when a key safety system was similarly overwhelmed
with network traffic and nearly led to a meltdown.
The report points to a 2008 incident at the Hatch
plant in Georgia to illustrate how vulnerable plants could
be to deliberate digital disruption: though not an attack,
when a contractor issued a routine patch to a business
network system, it triggered a shutdown.
Most facilities still do not take cyber security seriously
enough in spite of such instances, Ms Baylon said. Officials
interviewed for the report, for example, described default
vendor logins – the standard factory-set passwords such as
“1234” – as being “everywhere” when it comes to the
computer systems that regulate nuclear processes.
Companies that own plants are also increasing the number
of digital “backdoors” into facilities by putting in more
monitoring systems to gather data and try to become more
efficient businesses.
Engineers and contractors at facilities around the globe
also routinely bring their own computers into nuclear
stations to perform their jobs, officials told Chatham
House. One described the control room at his nuclear
station as routinely having external laptops plugged in to
its systems – sometimes left there overnight. “It would be
extremely difficult to cause a meltdown or compromise
one but it would be possible for a state actor to do,
certainly,” said Ms Baylon. “The point is that risk is
‘ probability times consequence’. And even though the
probability might be low, the consequence of a cyber
incident at a nuclear plant is extremely high.”
The International Atomic Energy Agency (IAEA) has
recognised the significance of the cyber security issue. It
said nuclear facilities benefit from “robust safety
mechanisms”, but more information on the use of
information technology and the associated threats and
vulnerabilities is needed to “inform continuous security
improvements”.
The IAEA points out that nuclear security is a national
responsibility, but said it plays “the central role” in helping
the world to act in unison against the threat of nuclear
terrorism. “Terrorists and other criminals operate
international networks and could strike anywhere,” the
agency’s director-general Yukiya Amano said. “So the
response must also be international.”
The IAEA said it is raising awareness of the growing
threat of cyber-attacks and their potential impact on
nuclear security, and making efforts to foster international
cooperation. Many IAEA member states have already made
specific requests to the IAEA secretariat for assistance and
additional activities.
| | Cyber security: always a topic for the nuclear industry?
Chatham House acknowledged that the IAEA has taken
steps to address the cyber security issue, but it said the
nuclear industry needs to develop “a more robust ambition
to take the initiative in cyberspace”.
Langner Group’s Ralph Langner said the cyber threat is
common knowledge but experts do not focus much on
“threat intelligence” as a way of taking the initiative for a
simple reason – threats tend to change. The task of making
a nuclear facility immune to sophisticated cyber-attacks
takes years. Mr Langner told NucNet: “To put it differently,
in nuclear you don't have the luxury of following the
threat; you have to be on top of the threat.”
The threat:
and what the nuclear industry must do
The primary set of “threat actors” that pose a cyber risk to
nuclear facilities can be divided into four broad categories:
hacktivists; cybercriminals; states (governments and
militaries); and non-state armed groups (terrorists).
The most basic attacks will target business networks –
the corporate networks belonging to the owner-operators
of nuclear facilities that contain the information needed to
manage the business dimension of the plant. Most attacks
on these networks will be aimed at the theft of confidential
corporate data that can be used to garner financial benefit.
Others might be carried out for reconnaissance purposes,
to steal operational information that can be used to conduct
a more harmful attack at a later date. Or, as business
networks are typically connected to the nuclear facility,
some attacks on business networks could serve as a route
for attacks on the facility’s industrial control systems.
More sophisticated attacks on nuclear plants involve
the targeting of industrial control systems themselves and
have the potential to be the most harmful. Within the plant
itself, the industrial control systems are the most
important, notably SCADA (supervisory control and data
acquisition) systems. While highly complex, these can be
thought of as having just three parts. The first consists of
the computers that control and monitor plant operations,
and that send signals which physically control the second
part. This comprises the field devices, such as programmable
logic controllers, which control the sensors, motors
and other physical components of the plant. The third part
consists of the human–machine interface (HMI) computers
INSIDE NUCLEAR WITH NUCNET 291
Inside Nuclear with NucNet
Opinions Differ on Whether Nuclear Energy Industry is Ready for Cyber-challenges ı NucNet

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
INSIDE NUCLEAR WITH NUCNET 292
which display user-friendly data on operations and often
run using Windows programmes.
The infrequency of cyber security incident disclosure at
nuclear facilities makes it difficult to assess the true extent
of the problem and may lead nuclear industry personnel to
believe that there are few incidents. Limited collaboration
with other industries or information-sharing means that
the nuclear industry tends not to learn from other
industries that are more advanced in this field. Developing
countries may be particularly at risk because they have
even fewer resources available to invest in cyber security.
Nuclear plant personnel, who are operational technology
engineers, and cyber security personnel, who are information
technology engineers, frequently have difficulty
communicating, which can lead to friction. In many cases
the problem is exacerbated by the off-site location of cyber
security personnel.
Cyber security training at nuclear facilities is often
insufficient. In particular, there is a lack of integrated
cyber security drills between nuclear plant personnel and
cyber security personnel.
The industry should develop guidelines to measure
cyber security risk, including an integrated risk assessment
that takes both security and safety measures into account.
This will help improve understanding of the risk among
CEOs and company boards and make cyber security in the
nuclear sector more commercially attractive.
One pragmatic way to foster change in the nuclear
industry is to promote cyber insurance, which is often not included
in traditional commercial general liability policies.
Applying for insurance would inevitably necessitate strong
risk assessments by the insurers, which in turn would result
in improvements. Nuclear facilities must also be encouraged
to share threat information anonymously in order to promote
greater disclosure. The reluctance to disclose cyber-attacks
stems partly from concerns for damage to reputation.
The frequency and quality of cyber security training at
nuclear facilities needs to be improved, potentially involving
accreditation of training programmes by the IAEA, and hold
integrated scenario-led drills between nuclear plant
personnel and cyber security personnel to hone skills and
develop common understandings and practices.
Countries that have not yet done so should adopt an
effective regulatory approach to cyber security at nuclear
facilities. Since a large number of countries follow IAEA
guidance, allocating more resources to the IAEA to enable
it to develop recommendations on responding to cyber
security threats could generate significant benefit.
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Inside Nuclear with NucNet
Opinions Differ on Whether Nuclear Energy Industry is Ready for Cyber-challenges ı NucNet

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Notes
293
Berlin, 24.03.2017
Berlin, 23.03.2017
German Atomic Forum:
60 Years of the EURATOM Treaty –
a European Success
To mark the 60 th anniversary of the EURATOM Treaty on
25 March 2017, Dr. Ralf Güldner, President of the German
Atomic Forum, said, “EURATOM has been a European
success for decades. Nuclear technology and thus the tasks
fulfilled by the European Atomic Energy Community are
important for Germany in the long term, even after
the generation of electricity from nuclear energy ends.
This will ensure the monitoring of fissile materials and
standardized regulations on radiological protection, even
for medical applications. Important specifications for final
disposal and plant safety are also made and continuously
developed. EURATOM offers Germany every opportunity
to co-determine the rules during this process.”
EURATOM aims at the peaceful use of nuclear energy
from all aspects and also protection against any dangers
associated with it. There is a standardized system of radiological
protection which is continuously updated. One
important task is ensuring that fissile materials are not
diverted and distributed. This includes independent
controls and sanctions that apply to all who handle fissile
materials. Similarly, the supply of nuclear fuel for power and
research reactors and other research applications follows
EURATOM rules and is supervised by the Euratom Supply
Agency (ESA), which also has ownership of these materials.
Background to the treaty: On 25 March 1957, the
Treaties of Rome were signed which founded the European
Economic Community (EEC) and the European Atomic
Energy Community (EURATOM). While the EEC Treaty
with its broad range of topics was gradually deepened and
was transferred to the current treaties of the European
Union, the EURATOM Treaty, as a sectoral treaty based on
the model of the European Coal and Steel Community
(ECSC), was characterized from the outset by the
Community method with strong European institutions as
well as standardized and binding regulations.
German Atomic Forum:
New Site Selection Act Paves the
Way for Final Disposal
The German Atomic Forum welcomes the fact that with
today’s adoption of the amendment to the Site Selection
Act (StandAG) in the Bundestag, politicians have now
described a binding path governing the search for and
provision of a final repository for high active waste.
Dr. Ralf Güldner, President of the German Atomic
Forum, had this to say, “The new Site Selection Act paves
the way for final disposal. The nuclear industry and the
operators have kept their word and done their part towards
this solution by constructively participating in the Final
Repository Commission and consulting on the question of
financing the final repository. It is also important that the
Site Selection Act does not place any obstacles in the way
of top-level nuclear research in Germany and its applications
in medicine and industry.”
The German Atomic Forum assumes that the political
consensus will endure in the long-term and above all will
be implemented promptly. Güldner continued, “We must
now get the process under way quickly and drive it forward
consistently. Germany faces a political and social marathon
which we can only complete successfully if the route
does not become longer and longer as we follow it. We
must also bear in mind that in the long term we need competent
employees and young talents for final disposal in
the nuclear industry and for research as well as in mining.”
The further development of the Site Selection Act implements
the recommendations of the Commission on the
Storage of High-level Radioactive Waste. In addition to the
positive overall result, however, there are still weaknesses
in the recommendations, as the DAtF-President stated,
“It is unfortunate that some inconsistencies that cannot
be scientifically justified, such as the criterion of
temperature compatibility, were not corrected during
the implementation. Such apparent details must now be
clarified during the process.”
For further details
please contact:
Nicolas Wendler
DAtF
Robert-Koch-Platz 4
10115 Berlin
Germany
E-mail: presse@
kernenergie.de
www.kernenergie.de
DATF NOTES
New Posters
The DAtF has published new posters (Nuclear power in
Germany | Status: January 2017) and (Nuclear power
plants in Europe and worldwide | Status: 31.12.2016).
3 3 They can be downloaded and ordered at
kernenergie.de under the headings Downloads
and Shop.
DAtF Notes

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
294
CALENDAR
Calendar
2017
03.05.-04.05.2017
Emergency Power Systems at Nuclear Power
Plants. Munich, Germany, TÜV SÜD Akademie,
www.tuev-sued.de
16.05.-17.05.2017
48 th Annual Meeting on Nuclear Technology
AMNT 2017 | 48. Jahrestagung Kerntechnik.
Berlin, Germany, DAtF and KTG,
www.nucleartech-meeting.com – Register now!
22.05.-24.05.2017
64 th Annual Industry Conference and Supplier
Expo: Nuclear Energy Assembly. Scottsdale, AZ,
United States, Nuclear Energy Institute, www.nei.org
24.05.-25.05.2017
Nuclear Decommissioning and Waste
Management Conference Europe (NDC).
Manchester, UK, Nuclear Energy Insider,
www.nuclearenergyinsider.com
30.05.-02.06.2017
ETRAP 2017 – 6 th International Conference on
Education and Training in Radiological
Protection. Valencia, Spain, European Nuclear
Society (ENS), www.euronuclear.org
30.05.-01-06.2017
International Conference on the IAEA Technical
Cooperation Programme: Sixty Years and Beyond –
Contributing to Development. Vienna, Austria, International
Atomic Energy Agency (IAEA), www.iaea.org
04.06.-07.06.2017
37 th Annual Canadian Nuclear Society Conference.
Niagara Falls, ON, Canada, www.cns-snc.ca
06.06.-09.06.2017
International Conference on Topical Issues in
Nuclear Installation Safety: Safety Demonstration
of Advanced Water Cooled Nuclear Power Plants.
Vienna, Austria. International Atomic Energy Agency
(IAEA), www.iaea.org
11.06.-17.06.2017
ENYGF 2017 – European Nuclear Young
Generation Forum. Manchester, United Kingdom,
ENS YGN, www.enygf.org
11.06.-15.06.2017
ANS Annual Meeting. 10 th International Topical
Meeting on Nuclear Plant Instrumentation, Control
and Human Machine Interface Technology
(embedded topical meeting). San Francisco, CA,
USA, American Nuclear Society (ANS), www.ans.org
13.06.-14.06.2017
Journees thematiques fusion — Journees
thematiques fusion AFF CCS. Cadarche, France,
Commission Cryogenie et Supraconductive (AFF),
affccs.grenoble.fr
19.06.-20.06.2017
EURELECTRIC Annual Convention &
Conference 2017. Lisbon, Portugal,
Eurelectric, www.eurelectric.org
26.06.-30.06.2017
Third PETRUS-ANNETTE PhD and Early-Stage
Researchers Conference 2017 – Radioactive
Waste Management and Disposal. Lisboa,
Portugal, Petrus and Annette (Euratom),
petrus-annette-2017.strikingly.com/
27.06.-29.06.2017
Power-Gen Europe 2017. Cologne, Germany,
PennWell, www.powergeneurope.com
26.06.-30.06.2017
International Conference on Fast Reactors and
Related Fuel Cycles. Yekaterinburg, Russia, International
Atomic Energy Agency (IAEA), www.iaea.org
27.06.-04.08.2017
World Nuclear University Summer Institute.
Uppsala, Sweden, World Nuclear Association,
www.world-nuclear.org
31.07.-04.08.2017
AccApp ‘17 – 13 th International Topical Meeting
on Nuclear Applications of Accelerators. Quebec
City, Quebec, Canada, American Nuclear Society
(ANS), www.ans.org, ccapp17.org
06.08.-09.08.2017
Utility Working Conference and Vendor
Technology Expo –The Nuclear Option – Clean,
Safe, Reliable & Affordable. Amelias Island, FL,
USA, American Nuclear Society (ANS), uwc.ans.org
20.08.-25.08.2017
24 th International Conference on Structural
Mechanics in Reactor Technology. Busan, Korea,
SMIRT Organisation Committee, www.smirt24.org
23.08.-01.09.2017
Frédéric Joliot/Otto Hahn (FJOH) Summer School
FJOH-2017 – Uncertainties in nuclear reactor
systems analysis: Improving understanding,
confidence and quantification. Karlsruhe, Germany,
Nuclear Energy Division of Commissariat à l’énergie
atomique et aux énergies alternatives (CEA) and Karlsruher
Institut für Technologie (KIT), www.fjohss.eu
27.08.-02.09.2017
INCC – 5 th International Nuclear Chemistry
Congress. Gothenburg, Sweden. Chalmers
University of Technology Division of Nuclear
Chemistry (Organisation), www.chalmers.se
03.09.-08.09.2017
NURETH 17 – 17 th International Topical Meeting
on Nuclear Reactor Thermal Hydraulics. Xi’an,
China, nureth17.com
03.09.-06.09.2017
15 th IAEE European Conference Heading Towards
Sustainability Energy Systems: by Evolution or
Revolution? Vienna, Austria, AAEE/IAEE, www.iaee.org
10.09.-14.09.2017
2017 Water Reactor Fuel Performance Meeting.
Jeju Island, Korea, Korean Nuclear Society, the
Atomic Energy Society of Japan, the Chinese Nuclear
Society, the American Nuclear Society and the
European Nuclear Society, wrfpm2017.org
10.09.-15-09.2017
2017 Nuclear Criticality Safety Division Topical.
Carlsbad, New Mexico, USA. American Nuclear
Society (ANS), www.ans.org
11.09.-14.09.2017
Nuclear Energy in New Europe 2017. Bled, Slovenia,
Nuclear Society of Slovenia, www.nss.si/nene2017
13.09.-14.09.2017
VGB CONGRESS 2017 – Generation in Competition.
Essen, Germany, VGB PowerTech e.V., www.vgb.org
13.09.-15.09.2017
World Nuclear Association Symposium 2017.
London, United Kingdom, World Nuclear Association
(WNA), www.world-nuclear.org
17.09.-20.09.2017
2 nd International CNS Conference on Fire Safety
and Emergency Preparedness in the Nuclear
Industry. Toronto, ON, Canada, Canadian Nuclear
Society (CNS), www.cns-snc.ca
18.09.-22.09.2017
61 st IAEA General Conference. Vienna, Austria, International
Atomic Energy Agency (IAEA), www.iaea.org
24.09.-28.09.2017
PSA 2017 – 2017 International Topical Meeting
on Probabilistic Safety Assessment and Analysis.
Pittsburgh, Pennsylvania, USA, American Nuclear
Society (ANS), www.ans.org, psa.ans.org
01.10.-04.10.2017
11 th International Conference on CANDU Maintenace
and Nuclear Component. Toronto, ON, Canada,
Canadian Nuclear Society (CNS), www.cns-snc.ca
01.10.-04.10.2017
SIEN 2017 – International Symposium for Nuclear
Energy. Bucharest, Romania, www.sien.ro
04.10.-05.10.2017
Fire Safety in Nuclear Power Plants. Bruges, Belgium,
Bel V, Gesellschaft für Anlagen- und Reaktor sicherheit
(GRS) gGmbH, Bundesamt für kerntechnische Entsorgungssicherheit
(BfE), www.belv.be, www.grs.de
10.10.-12.10.2017
4 th International Symposium on the System of
Radiological Protection. Paris, France, IRSN,
icrp-erpw2017.com
17.10.-20.10.2017
27 th Atomic Energy Research (AER) Symposium.
Munich, Germany, Contact: Gesellschaft für Anlagenund
Reaktorsicherheit (GRS) gGmbH, www.grs.de
17.10.-18.10.2017
49. Kraftwerkstechnisches Kolloquium. Dresden,
Germany, Technische Universität Dresden,
www.kraftwerkskolloqium.de
21.10.-28.10.2017
IEEE Nuclear Science Symposium and Medical
Imaging Conference. Atlanta, Georgia, USA, IEEE,
www.nss-mic.org
23.10.-28.10.2017
Fourth International Conference on Nuclear
Power Plant Life Management. Lyon, France,
International Atomic Energy Agency (IAEA),
www.iaea.org
07.11.-09.11.2017
10 th International Symposium Release of
Radioactive Materials Requirements for
Exemption and Clearance. Berlin, Germany, TÜV
Nord Akademie, www.tuev-nord.de/tk-rrm
25.10.-26.10.2017
Chemistry in Power Plants. Koblenz, Germany,
VGB PowerTech e.V., www.vgb.org
29.10.-02.11.2017
2017 ANS Winter Meeting and Nuclear
Technology Expo. Washington, DC, United States,
www.ans.org
26.11.-30.11.2017
International Symposium on Future I&C for Nuclear
Power Plants. Gyeongiu, Korea, www.isofic.org
27.11.-30.11.2017
ICOND 2017 – International Conference on
Nuclear Decommissioning. Aachen, Germany,
Aachen Institute for Nuclear Training GmbH,
www.icond.de
01.12.-02.12.2017
ThermAc 2016 – Aquatic Actinide Chemistry and
Thermodynamics at elevated Temperatures.
Dresden, Germany, HZDR, www.hzdr.de
05.12.-07.12.2017
POWER-GEN International. Las Vegas, NV, USA.
PennWell, www.power-gen.com
2018
29.05.-30.05.2018
49 th Annual Meeting on Nuclear Technology
AMNT 2018 | 49. Jahrestagung Kerntechnik.
Berlin, Germany, DAtF and KTG,
www.nucleartech-meeting.com – Save the Date
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atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
From Qualification Design to Training
Design Using ECVET Principles
Mihail Ceclan and Franck Wastin
1 Introduction This paper is the continuation of the previous articles published in atw – International Journal
for Nuclear Power and presents the Joint Research Centre's latest developments on the training design using ECVET
principles.
The Joint Research Centre (JRC), of the European Commission
(EC), was designated in 2009 as Operating agent
of European Human Resources Observatory-in Nuclear
(EHRO-N). EHRO-N identified the HR sector's major
challenges: to fill-in the 30 % gap between HR demand
and supply (in particular in decommissioning) and to
adapt nuclear education and training (E&T) system to
comply more with labour market demands.
Adapting the nuclear education and training systems
across Europe is crucial for the accomplishment of the
four freedoms of the EU single market: free movement
of goods, services, capitals and workers. The 4 th freedom,
free movement of workers, is of particular importance
for the labour market. The adaptation of nuclear E&T
system to the labour market needs should aim to facilitate
lifelong learning, workers mobility and flexible learning
pathways.
In this context, the process of nuclear E&T system
adaptation to the labour market needs is part of “ Europe
2020” strategy implementation [1]. In the same time, the
process of nuclear education system adaptation should
be integrated in the strategic framework for European
cooperation in education and training (ET 2020) [2], in
order to achieve the modernization of the education
systems at all levels (school, vocational and higher
education) and the promotion of lifelong learning.
EHRO-N stressed some answers to the nuclear sector
HR challenges:
• “Nuclearisation” is a solution for filling up the 30 % HR
gap. In this context “nuclearisation” means to hire
individuals from non-nuclear sector and training them
to get a nuclear qualification.
• The creation of ECVET infrastructure should support
nuclear E&T system adaptation to the labour market
demands.
The process of nuclear training system adaptation to the
labour market needs is based on the new concept of flexible
qualifications (unit based qualifications), introduced by
the European Credit system for Vocational Education and
Training (ECVET).
ECVET implementation in the nuclear energy sector
(NES) is ongoing since 2011 and is based on the strategy
and road map developed by EHRO-N [3]. The process
of ECVET implementation has reached the phase of
experimental testing of ECVET through pilot projects.
Because in most cases, qualifications are under the
responsibility of a Ministry or a national competent
body, there is no standard legal solution at EU level
for solving the permeability between different education
or learning schemes and sectors. In this context, the
sectorial pilot projects are the most effective tool to
propose solutions, at national level, to the problems of
workers mobility, qualification achievement and training
design.
The preconditions for starting the phase of experimental
testing of ECVET through pilot projects are met:
• ECVET infrastructure is in place; it was developed with
the view of turning existing training programsdisciplines
oriented into training programs-market
oriented;
• the methodology for nuclear qualifications design
was updated according to the European Quali­fication
Framework (EQF) changes.
The nuclear pilot projects are testing two processes:
developing training programs-qualification oriented (it
impacts the system of E&T) and acquiring learning
outcomes (LO) during mobility abroad (it impacts the
labour market).
2 Methodological aspects
A particular importance for the labour market has the
fourth freedom, the free movement of the workers. The
achievement of free movement of workers requires a better
connection of the world of education and training to the
world of work.
2.1 Better connection of the world of education
and training to the world of work
The transition from knowledge-based qualification system
to the competence­ based qualification system in the
working world led to another transition in the world of
education and training. It is about the transition from
education and training-disciplines oriented, where the
qualifications addressed are not specified, to the education
and training-qualification oriented or training based on
exit-outcomes.
The process of developing the training programs,
starting from flexible qualifications, should be understood
in the context of the shift from knowledge-based ­qualification
system (K-B QS) to competence-based qualification system
(C-B QS) within the EU single market.
In the K-B QS, the qualification achievement is proved
with a diploma obtained after the completion of a formal
learning scheme and in a given time frame.
In the C-B QS, qualification achievement is proved with
competences or learning outcomes acquired no matter the
education/learning scheme, no matter the sector and no
matter how long takes the LO accumulation process.
So that, the C-B QS opens the door for flexible learning
pathway. The flexible learning pathway means gradual
accumulation of learning outcomes, no matter the learning
scheme, and facilitates lifelong learning, as well as
geographical mobility.
In practice the gradual accumulation of new learning
outcomes is blocked because of the absence of legislation
regarding validation and recognition of new learning
outcomes acquired, no matter the learning system, there is
no permeability between education or learning schemes
295
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW
Energy Policy, Economy and Law
From Qualification Design to Training Design Using ECVET Principles ı Mihail Ceclan and Franck Wastin

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 296
and sectors. The above situation is called also as the lack of
permeability between education/learning schemes and
sectors.
In this context, one of the major challenges in ECVET
implementation is to find a way to support perme ability.
2.1.1 The concept of training program
based on exit-outcomes
Training development is not part of the ECVET implementation
in the nuclear energy sector. However, because the
training is more visible and understandable, supporting
the training design is a good way to emphasize the benefits
of ECVET infrastructure for end users.
In answer to the specific labour market needs, the
education and training system develops “taylor made”
training programs, called also training programs-qualification
oriented or training programs based on exit- outcomes.
These “taylor made” training programs generate the
required competences for a targeted qualification, so that
the length of this training program-qualification oriented
is shorter than a training program- disciplines oriented.
The concept of training program based on exit- outcomes
includes six elements illustrated in Figure 1:
• learner: who is enrolled in the training program
with the view of acquiring necessary competences (or
learning outcomes) for getting a qualification required
by the labour market;
• exit-outcomes: of the training program as a whole,
describes the labour market needs in terms of qualifications
or occupations; also the training program-exitoutcomes
is the main motivation for learners to take a
given training program;
• content: is what the learners/ students learn to reach
the training program -exit-outcomes;
• assessment: represent the examinations designed to
assess the extent to which the learners had learned the
content; assessment includes also content assessment
based on the feedback from learners;
• support: represent learners- teachers interactions
( courses, workshops, laboratories, etc.) and support
materials on paper/ on-line offered to learners in order
to pass through the training program and to reach the
training program-exit-outcomes;
• learning approach: defines how learners study the
prescribed content (how to learn) and through this
achieve the training program- exit-outcomes.
Because the exit-outcomes of a training program define
the labour market needs, in terms of qualifications or
| | Fig. 2.
The design down process of a training program based on exit-outcomes.
occupations, the training program based on exit-outcomes
is called also training program-market oriented.
Consideration of the training program- exit-outcomes
should be the basis for training program development and
evaluation. The exit-outcomes of a training program
determine the aims and objectives of the different training
program phases.
A design sequence of a training program based on exitoutcome
would be adopted, as it is shown in the Figure 2:
• the exit-outcomes are first defined;
• then, the learning modules linked to each unit of learning
outcomes from a qualification are derived from
these training program-exit-outcomes and the process
is repeated for each unit.
2.1.2 Pilot projects-tool for solving
the perme ability issue
The process of flexible learning pathway, illustrated in the
Figure 3, is one of the key innovations brought by ECVET.
Flexible learning pathway means gradual accumulation of
learning outcomes no matter the education or learning
scheme. This feature facilitates lifelong learning, as well as
geographical mobility.
| | Fig. 3.
The flexible learning pathways (Source: Cedefop).
| | Fig. 1.
The structure of the training program based on exit-outcomes.
The new learning outcomes or competences, represented
as bricks in the Fig. 3, could be acquired within
different learning systems:
• formal learning: Initial Vocational Education and
Training (I-VET);
• non-formal learning: Learning Mobility Abroad;
On-the-Job Training (C-VET);
• informal learning: Work Experience.
No matter the learning system from where the learning
outcomes or competences are coming, they should be
validated and recognized by a competent authority.
Because in most cases, qualifications are under the
responsibility of a Ministry or a national competent body,
there is not a standard legal solution at EU level for solving
the permeability between different education or learning
schemes and sectors.
Energy Policy, Economy and Law
From Qualification Design to Training Design Using ECVET Principles ı Mihail Ceclan and Franck Wastin

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Pilot
project
Process
tested
ANNETTE Education Mobility
abroad
CORONA II Training Mobility
abroad
| | Tab. 1.
Nuclear pilot projects testing ECVET features.
ECVET
feature tested
Defining LO
for nuclear courses
EQF 6
• training scheme for
a qualification EQF 5
• acquiring LO during
mobility
ENETRAP III Training - Training Scheme
for a RPE qualification
EQF 7
Petrus II Training - Training Scheme
for a qualification
EQF 7
ELINDER Training Mobility
abroad
• turning TP-disciplines
oriented in TP-qualification
oriented
• acquiring LO during
mobility
In this context, the most effective tool for solutions
identification to the problem of permeability between
different learning schemes and sectors are sectorial pilot
projects. The major ongoing nuclear pilot projects that are
testing different ECVET features are listed in the Table 1.
After finding a solution in support of permeability at
bilateral level ( between two countries), through a pilot
project, the competent bodies of several countries would
sign a memorandum of understanding describing
communalities of qualifi cations and the procedure of
recognition.
2.2 From qualification design to training design
The development of a training program-qualification
oriented, require that the ECVET infrastructure should be
in place, as illustrated in the Figure 4.
The workflow for designing a training programqualification
ori ented encompasses several steps:
• a training program-qualification oriented (or based on
exit­ outcomes) should address a qualification or an occupation,
so that the first step is the identification
of targeted qualification;
• the targeted qualification should be structured in units
of learning outcomes, as a flexible qualification (ECVET
infrastructure/input is the source of these);
• based on ECVET input/infrastructure, two types of
training programs could be developed:
a) a complete training program for learners who are
debutants in the profession
b) a customized training program for learners who
have work experience even in non-nuclear jobs
• the customized training program assumes the identification
of prior learning and only missing competences
from the targeted qualification are delivered. In this
way, the duration of a customized training program is
in average 40 % shorter than a complete training
program.
The ECVET input (ECVET infrastructure) for designing a
training program is the source of some key information for
training design:
• first component of ECVET (C1) provides the nuclear labour
market needs in terms of qualifications and/or occupations;
the targeted qualification of the training
program should be from the list of nuclear labour market
needs;
| | Fig. 4.
From qualification design to training design using ECVET principles.
• the second component (C2) of ECVET developed the
Nuclear Job Taxonomy (NJT) and delivered other
information:
• a list of 140 representative jobs within the three
phases of NPP life cycle (New build; Operation and
Decommissioning);
• job description for each representative job; job
requirements as defined in terms of learning outcomes;
• the targeted qualification of a training program
should be linked with one or more representative
jobs;
• third component (C3) of ECVET provides the flexible
qualifications: qualifications are structured in units of
learning outcomes; this feature increase the worker’s
capacity to adapt to the labour market needs;
The nuclear ECVET infrastructure is in place and facilitates
workers’ lifelong learning, mobility and flexible learning
pathways. On the other hand, as road infrastructure,
nuclear ECVET infrastructure should be maintained and
updated continuously. For instance, the job descritions
(JDs) developed as part of nuclear job taxonomy (NJT)
became obsolete due to EQF changing. So that JDs should
be updated according with new EQF indicators.
2.3 Changes in flexible qualifications design
The update of the qualification design methodology was
determinate by the foreseen changing of the European
Qualification Framework (EQF) [4] and, the introduction
of additional filters into the qualifications' design
methodology. It is about the three new filters:
• the ECVET compliance review
• transversal analysis over a group of qualifications, in
order to identify common units and, by consequence,
common competences.
• structural check of qualifications in order to get better
coherence of the competences contained by the
qualifications
According to ECVET principles, a flexible qualification is
structured in units of learning outcomes as is shown in the
Figure 5. A unit of learning outcomes (ULOs) is a set of
knowledge and skills, according to the Responsibility/
Autonomy [5] that represents the smallest part of a
qualification that would be assessed and validated
independently. These features of a unit of learning
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 297
Energy Policy, Economy and Law
From Qualification Design to Training Design Using ECVET Principles ı Mihail Ceclan and Franck Wastin

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 298
| | Fig. 5.
The structure of a flexible qualification.
| | Fig. 6.
The updated template for qualification design.
Energy Policy, Economy and Law
From Qualification Design to Training Design Using ECVET Principles ı Mihail Ceclan and Franck Wastin

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
outcomes increase the qualification's degree of transparency
and comprehension for someone who has no nuclear
background. The qualification also becomes more flexible
and adaptable to the market changes.
According to the new EQF, the learning outcome
descriptors are not the same as previously: Knowledge,
Skills and Competence (KSC). The descriptor Competence
(C) was replaced by responsibility/autonomy (R/A). The
document précises the descriptors of learning outcomes in
Knowledge (K), Skills(S) and Responsibility/Autonomy
(R/A). It defines and characterizes the levels.
Implementing the new EQF descriptors into the methodology
for nuclear qualifications design was developed
an updated template for qualification design. The Figure 6
is presenting an extract from the updated template for
qualification design, in the case of the Radioactive Waste
Management (RWM) qualifi cation.
The implementation of the improved qualifications'
design methodology led to an improved design workflow:
• The qualifications title and numbering code is taken
from the classification of occupations, qualifications
and jobs, developed by JRC for the nuclear sector. This
classification gave a list of job profiles grouped in
coherent sets making qualifications covering a range of
job profiles.
• The qualifications worked out were assigned to EQF
level 6 because in the nuclear sector most jobs are
performed at EQF upper levels 6 to 8.
• On the first step, qualifications were defined by the
nuclear experts in relation with job requirements;
• On the second step, the draft qualifications were checked
by the ECVET experts to insure qualifi cations were set up
according to ECVET principles (ECVET compliance
review). After that, through transversal analysis over
three qualifications, ECVET experts identified trans versal
units supporting nuclearisation and flexible pathways; In
the case of three qualifications from Fig. 6 were identified
four transversal units/TU (3.9.1; 2.3.1; 3.7.1), three
bilateral units/BU (3.9.1; 2.3.1) and BU (2.3.1; 3.7.1)
and one single unit/SU (3.7.1).
• On the third step, a structural check of qualifications
was done; as a result of qualifications structural check,
several titles of ULOs were improved taking in
consideration transversal, bilateral and singular units,
for a better coherence of the 6 qualifications from
decommissioning and operation.
• Finally, the qualifications were used as input for training
modules identification for a training program­ qualification
oriented.
3 Results
JRC conducted a case study on pre paring the ECVET input
for a training program based on exit-outcomes starting
from flexible qualifications (unit structured qualifications).
The results of the case study are presented in this
section.
A training program-qualifications oriented (or based on
exit-outcomes) should address specific qualifications. As
consequence, the first step of the case study was the
identification of targeted qualifications, listed in the
Table 2. In this pool, five qualifications belong to
decommissioning and one is from operation.
As was explained at the paragraph §2.2, before starting
the development of a training program-qualification
oriented, the targeted qualifications should be structured
in units of learning outcomes and the nuclear ECVET
infrastructure should be in place.
Qualification Phase Jobs covered
3.1.1.
Decommissioning
Management
3.7.1.
Radioactive Waste
Management
3.3.1.
Preparatory work
Management
3.9.1.
Radiation
Protection Expert
3.8.1
Management of
maintenance
in Decommissioning
2.3.1.
Management of
Radioactive Waste &RP
Decommissioning
| | Tab. 2.
Targeted qualifications for training program-qualification oriented development.
3.1 Developing nuclear ECVET infrastructure
The development of the nuclear ECVET infrastructure
means the customization of the implementation tools of
ECVET, developed mainly by Cedefop, to the specific needs
of the nuclear energy sector. The implementation tools of
ECVET, that are the subject of customization are: Nuclear
Job Taxonomy; Classification of occupations, qualifications
and jobs in NPP life cycle; nuclear job description; methodology
for nuclear qualification design; mobility tools; tools
for assessment, validation, recognition and accumulation
of learning outcomes;
The nuclear ECVET infrastructure is common to and
connects two worlds, which were in the past apart, the
world of nuclear education and training and the world of
work ( nuclear labour market). By contrast with the road
infrastructure which is visible, the ECVET infrastructure is
like the invisible part of an iceberg and, as a result, some
stakeholders are not aware about ECVET infrastructure
importance (see Figure 7).
Moreover, the nuclear ECVET infra structure has two
pillars. The first pillar supports labour market and
encompasses tools that describe nuclear labour market
needs: nuclear jobs taxonomy (NJT), job descriptions (JD)
and the methodology for qualifications design.
The second pillar supports E&T and encompasses tools
required for E&T modernization: European Qualification
Framework; flexible qualifications and methodology for
designing training programs based on exit-outcomes.
The nuclear ECVET infrastructure, developed by JRC, is
in place and facilitates workers’ lifelong learning, mobility
and flexible learning pathways.
The process of ECVET implementation in the nuclear
energy sector has reached the stage of testing, at small
scale through pilot projects, different features of ECVET.
3.1.01. Project Manager
3.1.02. Contractors Manager
3.1.03. Management
System Manager
3.1.04. Training Manager
3.1.05. Licensing Manager
(for decommissioning)
3.1.06. Communication and
PR Manager
3.1.07. Financial Manager
3.1.08. Site Manager
3.7.01. Radioactive Waste Manager
3.7.02. Radioactive Waste Managercharacterisation
3.7.03. Radioactive Waste Managerprocessing
3.3.01. Site Engineer
3.3.02. Spent Fuel Management
Engineer
3.3.03. Engineering Support
Manager
3.9.01. Radiation Protection
Manager
3.8.01. Maintenance Engineer –
Manager
3.8.02. Maintenance Supervisor
Operation 2.4.01. WM&RP Manager
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 299
Energy Policy, Economy and Law
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ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 300
| | Fig. 7.
The ECVET infrastructure for labour market and E&T.
The major ongoing nuclear pilot projects that are
testing the key processes, free movement of workers and
E&T modernization, are listed in the Table 3. It should be
mentioned that only three pilot projects, ANNETTE,
CORONA II and ELINDER, are testing free movement of
workers in the context of mobility abroad.
The nuclear pilot projects represent the visible part of
the iceberg and are the way of finding by doing sustainable
solutions for ECVET implementation in the nuclear energy
sector.
Pilot pr. Component addressed ECVET feature tested
ANNETTE Education Labour market LO for nuclear courses EQF 6
CORONA II Training Labour market • training scheme -qualification EQF 5
• acquiring LO during mobility
ENETRAP III Training - Training Scheme-RPE qualif. EQF 7
Petrus II Training - Training Scheme-qualifications of EQF 7
ELINDER Training Labour market • turning TP-disciplines oriented
in TP-qualification oriented
• acquiring LO during mobility
| | Tab. 3.
Nuclear pilot projects that are testing ECVET features.
3.2 Flexible qualifications
from decommissioning and operation
The qualifications' design methodo logy was improved by
adding new filters: the ECVET compliance review; transversal
analysis over a group of three qualifications, in order
to identify common units; and structural check of
qualifications in order to get better coherence of the six
quali fications.
The six targeted qualifications from Tab. 2, were split in
two groups of three qualifications shown in the Table 4.
Each group of 3 qualifications was processed and organized
in units of learning outcomes.
By transversal analysis over a group of three qualifications
(3.9.1; 2.3.1; 3.7.1) were identified common units
that correspond to common competences. Three types of
units of learning outcomes were identified: transversal
units (TU)-common units over three qualifications;
bilateral units (BU) -common units over two qualifications;
single unit (SU)-unit belonging to one qualification.
Further, within an group of two qualifications (3.3.1;
3.8.1) were identified two transversal units (TU); and six
single units (SU)-unit belonging to one qualification.
3.9.1
Radiation Protection Expert
| | Tab. 4.
Units identified over three flexible qualifications in decommissioning and operation.
2.3.1
Management of Radioactive Waste &RP
3.7.1
Radioactive Waste Management
U1 Radiation Protection – TU(3.9.1; 2.3.1; 3.7.1)
U2 Accident and emergency issues – TU(3.9.1; 2.3.1; 3.7.1)
U3 Team and project management – TU(3.9.1; 2.3.1; 3.7.1)
U4 Interaction with other nuclear areas/departments – TU(3.9.1; 2.3.1; 3.7.1)
U5 Evaluation and optimization of individual and collective doses – BU (3.9.1 ; 2.3.1) Decommissioning management SU (3.7.1)
U6 Management of health, radiological and environmental risks - BU (3.9.1; 2.3.1)
U6/7 Radioactive waste management – BU (3.7.1 ; 2.3.1)
3.1.1
Decommissioning Management
3.3.1
Preparatory work Management
3.8.1
Management of maintenance
in Decommissioning
U1 Management of Decommissioning projects – TU (3.1.1; 3.3.1; 3.8.1)
U2 Safety and security – TU(3.1.1; 3.3.1; 3.8.1)
U3 Management – SU Operation, maintenance and engineering – SU Facility maintenance – SU
U4
Integrated management system
Preparatory work and spent fuel – SU -
in decommissioning – SU
U5 Communication and public relation – SU - -
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3.3 From flexible qualifications
to training design
Having in place the ECVET infra structure, we can follow
the design sequence of a training program based on exitoutcome,
described at § 2.1.1.
The process of training program development should
start from the definition of the exit-outcome. A training
program-exit-outcome is a statement that has two main
com ponents: first component-identifies the core skills
required for a specific job; second component-defines
additional skills.
In the particular case of our case study, the exit- outcome
of the training program-oriented on the qualification
Radioactive Waste Management (3.7.1), is defined as: At
the end of a customized training program – oriented on the
qualification 3.7.1, the learner is able to take over one of
the three jobs: Radioactive Waste Manager (3.7.01), Spent
Radioactive Waste Manager- characterization (3.7.02),
and Radioactive Waste Manager-processing (3.7.03). The
learner should have 3-4 year experience in lower positions,
even in non-nuclear sector.
The second step of the design sequence concerns the
identification of learning modules within each unit of
learning outcomes from the targeted qualification.
Once having the ECVET infrastructure of the targeted
qualification, the process of developing the training
program­ oriented on the qualification Radioactive Waste
Management (3.7.1) could advance towards learning
modules identifi cation. Learning modules are developed by
picking up skills and knowledge associated with a given
unit of learning outcomes in order to make pedagogical and
coherent set.
In our case study on the qualifi cation Radioactive Waste
Management (3.7.1), the learning modules identified
within unit 6 are shown in the Figure 8.
In the Table 5 is an overview of learning modules
identified over each group qualifications. Following the
methodology described at § 2.1.1, training modules were
identified inside each unit of learning outcomes. Three
types of modules were defined: transversal modules
(TM)-common module over three qualifications; bilateral
modules (BM)-common module over two qualifications;
single module (SU)- belonging to one qualification.
If we analyse the learning modules crossing all six
qualifications, we should remark that some learning
modules have very close contents. It is the case of learning
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 301
| | Fig. 8.
The learning modules identified in the unit 6.
Energy Policy, Economy and Law
From Qualification Design to Training Design Using ECVET Principles ı Mihail Ceclan and Franck Wastin

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 302
3.9.1
Radiation Protection Expert
| | Tab. 5.
Training modules for qualifications 3.9.1; 2.3.1; 3.7.1; 3.3.1 and 3.8.1.
2.3.1
Management of Radioactive Waste &RP
module Decommissioning management which belongs to
the qualification (3.7.1) and Management of Decommissioning
projects that is common for three qualifications
(3.1.1; 3.3.1; 3.8.1). One transversal module can be
designed after comparison and limited adjustments of the
four qualifications involved (3.1.1; 3.3.1; 3.8.1 and 3.7.1).
4 Conclusions
The sectorial pilot projects are the most effective tool for
solutions identification, at national level, to the problems
of workers mobility, quali fication achievement and
training design.
The nuclear pilot projects are testing mainly two
processes: developing training programs-qualification
oriented that impacts the world of E&T; and acquiring
learning outcomes/competences during mobility abroad.
The main findings on the training design starting from
flexible qualifi cations are listed below:
• customized training programs- market oriented (are in
average 40 % shorter than a complete training program)
permit to reduce the time to obtain a full nuclear qualification
by recognition of previous learning and experience.
As a result, “nuclearisation” could be supported
by using training programs- market oriented.
• the customized training program- market oriented
assumes the identification of prior learning and only
missing competences from the targeted qualification
are delivered.
Some difficulties were identified in designing the training
programs-market oriented:
• The lack of permeability between education or
learning schemes and sectors is the main barrier for
“ nuclearisation” and training programs-market oriented
development.
• More sectorial pilot projects are needed (more engagement
of industry and other nuclear stakeholders is
required) in order to identify sustainable solutions for
the problem of permeability;
In this context, to move forward with ECVET implementation,
the question of the feedback from the nuclear
industry and nuclear regulatory bodies on the interest in
ECVET implementation at sectorial level is on the table.
Sustainability of all the qualification and training framework
on which JRC worked depend on the commitment of
the nuclear stake holders on the ECVET implementation at
a real scale.
References
[1] Communication from the Commission. Europe 2020. A strategy
for smart, sustainable and inclusive growth. 2010
[2] Council conclusions of 12 May 2009 on a strategic framework
for European cooperation in education and training (‘ET 2020’)
2009/C 119/02. 2009.
[3] Ceclan M., Chenel Ramos C., Von Estorff U. The ECVET Toolkit
Customization for the Nuclear Energy Sector; atw – International
Journal for Nuclear Power; vol 60 (2015) Issue 4; p. 228-235;
ISSN 1431-5254; JRC92840.
[4] Proposal for a Council Recommen dation on the European
Qualifications Framework for lifelong learning and repealing the
Recommendation of the European Parliament and of the
Council of 23 April 2008 on the establishment of the European
Qualifications Framework for lifelong learning) COM (2016)
383/2 of the 10 th June 2016
[5] The term ‘competence’ as heading for the third column of the
EQF descriptors (Annex II to the 2008 Recommen dation on EQF)
would be changed into ‘Responsibility/Autonomy’ as the term
‘competence’ is not used consistently in the 2008 EQF
Recommendation. Removing this conceptual incon sistency
would strengthen the learning outcomes approach promoted
by the EQF.
Authors
3.7.1
Radioactive Waste Management
3.9.1/11M = 9TM + 2BM 2.3.1/13M = 9TM + 4BM 3.7.1/12M = 9TM + 2BM + 1SM
U1 Radiation Protection – 3TM (3.9.1; 2.3.1; 3.7.1)
U2 Accident and emergency issues – 2TM (3.9.1; 2.3.1; 3.7.1)
U3 Team and project management – 3TM (3.9.1; 2.3.1; 3.7.1)
U4 Interaction with other nuclear areas/departments – 1TM (3.9.1;2.3.1; 3.7.1)
U5 Evaluation and optimization of individual and collective doses U5 (3.9.1 ; 2.3.1) – 1BM Decommissioning management (3.7.1) – 1SM
U6
Management of health, radiological and environmental risks U6 (3.9.1; 2.3.1) – 1BM
U6/7 Radioactive waste management – U6/7 (3.7.1 ; 2.3.1) – 2BM
3.1.1
Decommissioning Management
3.3.1
Preparatory work Management
3.8.1
Management of maintenance
in Decommissioning
3.1.1 no LM 3.3.1/7M = 5TM + 2SM 3.8.1/7M = 5TM + 2BM
U1 Management of Decommissioning projects – 2TM (3.1.1; 3.3.1; 3.8.1)
U2 Safety and security – 3TM (3.1.1; 3.3.1; 3.8.1)
U3 Management Operation, maintenance and
Facility maintenance – 1SM
engineering support – 1SM
U4 Communication and PR Preparatory Work and spent fuel – 1SM
U5
Integrated management system
in decommissioning
Responsibility/Autonomy in the context of the EQF is the ability
of the learner to apply knowledge and skills autonomously and
with responsibility. (Proposal for a COUNCIL RECOMMENDATION
on the European Qualifications Framework for lifelong learning
and repealing the Recommendation of the European Parliament
and of the Council of 23 April 2008 on the establishment of the
European Qualifications Framework for lifelong learning) COM
(2016) 383/2
Mihail Ceclan
Franck Wastin
European Commission,
Joint Research Centre,
Directorate Nuclear Safety
and Security
Westerduinweg 3
1755 LE Petten, The Netherlands
Energy Policy, Economy and Law
From Qualification Design to Training Design Using ECVET Principles ı Mihail Ceclan and Franck Wastin

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Overview of Nuclear New Build Projects
and Global Perspective
Jean-Pol Poncelet
Introduction I am aware that I am in Germany! Nevertheless, we are proud to recall the achievements of nuclear
in Europe: today 131 reactors are operated in 14 EU Member States, delivering 28 % of the European power and one
half of its low-carbon electricity (Figure 1).
| | Fig. 1.
Nuclear energy in Europe.
Beyond this unquestioned benefit,
nuclear is a significant contributor
to the other two “pillars” of the EU
energy policy:
• security of supply and
• competitiveness.
Indeed, it is widely demonstrated that
operating the current reactors is by far
the cheapest way to produce electricity
in Europe today.
I am happy to share some thoughts
about the challenge of new build
especially in Europe.
I plan to put this in perspective,
because when it comes to nuclear
energy today in Europe, you can hardly
avoid some political considerations
related to the way the European Union
is working – or not working. It is not
just about financing!
Then I will address what is the core
of my message: within the current
frameworks in the EU, nuclear
development is subject to a combination
of market failures – these affect
electricity generation, low carbon
generation more specifically, and new
nuclear in particular.
And finally I will suggest some
recommendations: action on market
design is indispensable, and this
unavoidably raises the issue of state
aid and the role of the European
Commission’s DG Competition. But –
and I will not shy away from the
industry’s responsibilities – it also
requests the commitment and the
demonstration by the industry that it
can deliver, and deliver on time and to
budget.
Nuclear and the electricity
market in Europe
Again, we are in Germany. No need to
underline much that today, nuclear
energy does represent one of the
deepest dividing lines between the EU
members and the biggest hurdle to
more integration of their energy
policies. This is now enshrined in the
Lisbon Treaty, which confirms the
exclusive competence of the Member
States when it comes to the basic
choices about their energy policy, and
in particular the choice of their energy
sources.
So let’s consider the electricity
market, or what we still call “market”.
We deregulated the national electricity
systems 20 years ago – I personally
was the driver of this reform in my
home country, Belgium. We advocated
the reform mainly with two arguments:
more competition would bring better
service and it would lead to lower
prices. Let’s be honest, or at least
realistic: we have missed both. And we
did because the so-called “market”
never got a chance to develop as
initially conceived, at least for two
reasons.
On the one hand because electricity
still bears today a never-ending list of
burdens which have nothing to do
with a market product: there is no
significant way to store it, it can hardly
be substituted, the production costs
do deeply vary with the various technologies,
electricity supports more
and more stringent environmental
constraints, social responsibilities and
big long-term requirements. Can we
reasonably expect that a deregulated
electrical system – which means a
short-sighted market – takes over the
responsibilities of climate change,
energy efficiency, long-term investment,
redistribution and the support
to the weakest, on top of expectations
on economic progress and competitiveness?
On the other hand, the electricity
market reform did fail because of the
enormous public intervention that
immediately accompanied the climate
change policy and the goal to decarbonise
electricity production as soon
as possible, quite exclusively with
renewables. This represents today, for
Germany only, 2 billion EUR a month.
The following figures illustrate the
consequences of the so-called EEG
(Erneuerbare-Energien-Gesetz) intervention:
currently the utility’s revenue
is 85 €/MWh for on-shore wind,
154 €/MWh for off-shore wind and
107 €/MWh for PV, while conventional
generation gets about 22 €/
MWh (Figure 2)! Consequently, additional
support is now envisaged in
view of securing capacities, or consolidating
a strategic reserve, which add
again to the public intervention in the
market mechanisms.
The feed-in tariff scheme was very
successful in stimulating a rapid takeoff
of renewables. But it turned out to
be quite expensive for consumers and
it has created undesirable effects on
the spot market. As a consequence,
the electricity market is devastated.
Overcapacity has lead the market
prices to historical lows, even sometimes
to negative prices (Figure 3),
and the retail prices have escalated, so
that we, as consumers, pay an electricity
bill wherein energy represents less
than 40 % of the total! Whatever the
technology, there is no way for any
investor to recoup his investment, so
nobody invests but in subsidised
projects. This is indeed a command
economy, not a market-based one.
So my point is that under the
current framework in the EU, nuclear
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 303
Energy Policy, Economy and Law
Overview of Nuclear New Build Projects and Global Perspective ı Jean-Pol Poncelet

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 304
| | Fig. 2.
Revenues from different energy sources, Germany.
| | Fig. 3.
Is this a market? Maximum and minimum weekly day-ahead prices at EEX, Germany.
development and new build are
subject to a combination of market
failures that need to be rectified via
appropriate regulatory instruments.
There is obviously an overcapacity
due to the combination of the financial
crisis, low economic growth and subsidised
injection of renewables in the
system. Spot prices on the wholesale
markets have dramatically decreased
when renewables are generating. And
as the average annual utilisation of
conventional thermal power generation
is reduced, prices do not even
cover their marginal costs. Consequently,
many existing capacities are
mothballed and nuclear is impacted,
with the threat of early shutdowns
and the postponement of new builds.
Now, if the goal is to decarbonise
the economy, well emissions have to
be penalised. However, the EU
Emission Trading Scheme, which is still
considered as the corner stone of the
EU strategy, does not deliver the price
signal that the market needs. (As you
see in Figure 4, it took only six weeks
to loose two year’s gains in early
2016.)
And on top of this, some Member
States have introduced specific taxes
on nuclear. For instance, at least until
stepping back very recently, Sweden
was taxing nuclear power at about
6.7 €/MWh, which made up about
one third of the operating costs for
nuclear plants. Similarly, Belgium
introduced a tax of 5 €/MWh, and in
Germany it was about 7.3 €/MWh in
2014, down from 13.2 in 2013. (By the
way the US is the only country which
has offered any subsidy to nuclear
power production, with a tax credit of
19 $/MWh).
The market does not value security
of supply as a broad social benefit.
Thus, market participants, especially
nuclear operators, are not sufficiently
incentivised to provide secure supplies
in the medium and long-term
public interest.
And finally low carbon technologies
are characterised by high
upfront capital costs and low marginal
operating costs. It is especially true for
nuclear, due to the large scale of single
projects and relatively high technology
risks. Investors are exposed to
significant price volatility risks that
cannot be transferred, shared or
pooled. There is obviously a market
failure for such investments.
When it comes to nuclear, we know
that it is extremely capital intensive
and that it takes a very long time
before generating any income. So
nuclear investments are vulnerable to
additional regulatory risks that act to
deter investment. Very few governments
are eager to commit to supporting
projects for a reasonable period of
time, so that developers often lack the
assurances they need to be able to
implement their projects.
If governments do support, then
they have to notify their plans to the
European Commission. This adds to
uncertainty, as the current State Aid
Energy and Environment Guidelines
do not apply to nuclear and the EC
proceeds on a case- by-case basis.
And finally, we deeply regret
the lack of harmonisation across
regulatory bodies responsible for
licensing and environmental consents
within the EU.
| | Fig. 4.
The European emissions trading system (ETS): Evolution of the carbon price 2006 to 2016.
Outlook with focus on nuclear
This leads me to share some wishes
and suggest some recommendations.
And perhaps surprisingly enough, I do
not start asking for money or financial
support!
As the saying goes, “Being in Rome,
do as the Romans do!” Well, if we claim
we are living in a market system, let’s
apply market rules. A market design reform
is the absolute priority, not only
for nuclear but for any long-term and/
Energy Policy, Economy and Law
Overview of Nuclear New Build Projects and Global Perspective ı Jean-Pol Poncelet

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
or capital-intensive technology, many
renewables included, regarding largescale
low carbon generation projects.
Which principles should lead us? We
have identified some in the various
fields of security of supply, regulation
and market instruments.
To restore confidence among
potential investors in power generation
projects of all types, a first action
should aim at ensuring full transparency
of system costs. This goes far
beyond just compensating the marginal
cost of any individual energy
source, but has to include and pay for
what is needed to maintain a secure
system: production, transport, transmission,
intermittency and backup
costs, grid and network stabilisation,
climate change constraints and other
externalities.
The goal is eventually to progressively
remove distorting market
subsidies so that the market price
reflects the actual cost of generation
and that the full costs are internalised
by each supplier.
In particular, CO 2 climate costs
must be internalised in electricity
prices; if the current emission trading
system (ETS) mechanism fails to do
so, then a structural and predictable
step-by-step reform of the European
carbon market needs to be launched,
so that correct price signals are
delivered to the market.
Once there is a level playing
field, then we should let the low
carbon technologies compete and be
rewarded for their own merit, i.e. the
policies must be technology neutral.
A last concern we have is the
inability of the current market policies
to integrate the issue of security of
supply. It is well demonstrated that
nuclear energy offers a significant
advantage as regards this “pillar” of
the EU policy, but so far there is no
real value put on long-term security of
supply, i.e. the resilience to fossil fuel
supply disruption. This should be
further investigated and security of
supply should be recognised and
rewarded through some market
mechanisms.
Specific to nuclear energy is the
very strong requirements of safety and
security regulation. This is practically
ensured, at national level, by National
Regulatory Bodies. It is politically
unrealistic to envisage any integration
of nuclear regulation at EU level.
However, there is room for improvement
building on already existing
cooperation through WENRA and
ENSREG, two platforms where regulators
are used to exchange and share.
We think that the European Commission
should ask them to carry out a
review of the scope for harmonisation
of regulatory requirements in order to
reduce the barriers to deployment and
costs of nuclear technologies in the
various EU Member States.
This leads me to some specific
market instruments we would like
to be better supported. I already
addressed the issue of specific nuclear
taxes. The EU has limited powers to
tackle this, but some harmonisation
would be welcome in order to avoid
discrepancies between Member States.
Let me then insist on some market
instruments absolutely requested to
secure investments, which need to
mitigate the revenue risk of investors
and project developers over a long
period of time, typically in the 20 to
30 years range. Long- term contracts
allow the use of project finance or
hybrid financing approaches supporting
higher leverage and thereby
reducing the cost of financing. This is
especially important for low carbon
technologies like nuclear and wind,
which are characterised by high upfront
costs.
The co-investment formula which
entails a contractual sharing of risks
(like the Mankala model in Finland) is
often quoted as a good example to
follow. However, few market players,
even among large consumers, would
be spontaneously interested in such
commitments when prices on the
short-term wholesale market are
as low as they are today, with no
bouncing back expectations.
FORATOM also believes that an EUwide
market for long-term contracts
based on average cost pricing may be
a suitable and relevant option to
ensure a well- functioning decarbonised
power system in the long run.
Such a model allows shifting from a
| | Fig. 5.
Investment in new capacities needed: who’s up to the challenge?
competition “in the market” to a competition
“for the market”. Competitive
pressure may be ensured by tenders
based on what matters, i.e. full cost,
which, in the case of low carbon technologies,
is most often driven by the
initial investment. The “Contract for
Difference” model in the UK, following
competitive auctions between
technologies of the same maturity, is
an example of such a market design
based on long-term contracts. I plan to
briefly comment on this in a minute
with a special reference to the recent
Hinkley Point decision in Britain.
We have included our proposals in
a response to a public consultation
launched by the EC on a new market
design in October last year and we
look forward to discussing the issue
again when the EC comes back with
the announced market design reform,
hopefully by year’s end.
Now before moving to some
conclusions, allow me to comment on
the very reasons why we consider that
facilitating investments in nuclear is
the right thing to do.
Figure 5 shows the progressive
needs for capacity replacement in
Europe during the upcoming decades,
by 2020 and then 2030, and beyond.
The darker the country, the bigger the
share of renewal. As illustrated in the
figure, we will need to progressively
replace a big part of the current
capacities, and nuclear should be
contributing to the solution. But how
to invest, and who is up to the
challenge?
The costs of the various technologies
are well documented (Figure 6).
These data should help and guide the
decision-makers.
First, Long Term Operation (LTO)
of current reactors is a very competitive
option compared with other low
CO 2 sources of electricity. I am pleased
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 305
Energy Policy, Economy and Law
Overview of Nuclear New Build Projects and Global Perspective ı Jean-Pol Poncelet

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 306
Revised version of a
speech, presented at
the VGB Congress
“Power Plants 2016”,
Leipzig, Germany,
20 to 22 September
2016
FORATOM is the voice
of the European
nuclear industry in
Brussels. FORATOM’s
members are
16 national nuclear
associations active
across Europe, which
account for nearly
800 companies –
from the world’s largest
utilities and
nuclear fuel cycle
companies to those
specialising in the
management of
radioactive waste.
| | Fig. 6.
EU and nuclear: Levelised cost of electricity (LCOE).
to quote OECD-NEA that confirmed
the cost effectiveness of LTO compared
to alternative replacement
sources. In most cases the continued
operation of existing NPPs for at least
ten more years is profitable and
remain cost-effective compared to
alternative replacement sources.
New build is definitely another type
of challenge. Two new reactors are
close to start operating in Slovakia,
one is being built in Finland and a
fourth one in France. Two other ones
have just been confirmed in the UK.
Targeting 100 to 120 GW of nuclear
new build by 2050 certainly is an
appropriate way to contribute to
achieving a secure, competitive and
sustainable energy system in the EU.
Financing is undoubtedly a challenge,
and I just discussed some of the
numerous initiatives that this requests.
However, securing financing is
only a part of the problem. Recent
experience of new build construction
in Europe has experienced cost and
time overruns as those reactors have
been FOAK investments in what we
are used to call Generation III reactors.
The industry has to draw the lessons
experienced from those reactors and
also from new build projects outside
the EU. Application of rigorous
disciplines of cost and schedule controls
is crucial. It is up to the nuclear
sector to demonstrate that costeffective
construction can be achieved.
The industry itself cannot shy away
and has to seriously consider the
issue, making sure that the experience
delivers a positive learning effect with
series build.
The gigantic investments that are
needed will not happen without
strong public and political support.
Which government – if any – is really
committed to take the necessary steps
to convince its public opinion and
develop a long-term industrial vision
of nuclear activities?
Are the Member States – or at least
some of them – ready to share the
burden and agree on joint initiatives
in regulation, waste management,
R&D, financing? Is it a dream to
imagine what the then European
Commissioner for Energy, Ms Loyola
de Palacio, already supported,
15 years ago, when she suggested
share repositories for nuclear waste in
Europe? This is typically the kind of
breakthrough that could contribute
changing the mind-set of people and
decision-makers.
Is there any future for nuclear
energy, as we know it, without one
type or another of public support in a
deregulated electricity market? I am
personally convinced that we in
Europe still are in the middle of the
way, between the previously national
fully-regulated systems and something
I hardly identify but which looks
like a place where States and governments,
hopefully this time at European
level, are well decided to play a major
role. And they already do.
And that’s exactly what the British
government did in the course of
the last decade. During the Thatcher
years, the UK was the main driver of
the electricity deregulation process in
the 1980s. But thanks to their deep
pragmatism, they have been able to
draw the right lessons and reconsider
their views. The government introduced
the Energy Market Reform
in 2011 with one single goal: decarbonise
the power production by 2030.
The reform includes the principle of a
private law contract – the Contract for
Difference (CfD) – to guarantee a floor
price of electricity and stimulate the
sustainable development of a low
carbon electricity generation from a
combination of nuclear, renewables
and decarbonised fossil fuels. Stringent
emission standards, a carbon tax
and a mechanism supporting reserve
capacity should complete the system.
Do you know that the regulation not
only was supported by the minority in
Parliament when it was introduced,
but that a joint manifest in favour of
the reform was signed together by the
lobby of renewables, the nuclear
industry and the developers of what
we call CCS – carbon capture and
storage –, i.e. decarbonising fossil
fuels. Definitely, it’s different in
Britain…
After a deep and lengthy enquiring
process and a public consultation, the
European Commission has cleared the
mechanism, which opens the way for
nuclear new build in Britain. EDF
Energy has now confirmed its decision
to build to EPRs at Hinkley Point
(Somerset). The investment amounts
to 18 billion pounds and is supported
by a CfD, i.e. a risk sharing process
between investors and consumers
based on the guarantee of
92.5 £(2012)/MWh during 35 years.
This will contribute ensuring 7 % of
the UK’s electricity needs during the
next 60 years. And other projects with
international partners are in the
process of Generic Design Assessment,
the last step to get the green
light of the British Nuclear Regulator.
As you can see, numerous questions
remain. But we should not only
focus on financing. In particular,
Brexit raises the question of whether
the EU-27 is able or just willing to
share some of the British conclusions
on the electricity market failures; on
their decision to introduce a consistent
approach to considering the national
security implications of all significant
investments in critical infrastructure,
including nuclear energy in the future;
on their combination of the government
setting a framework and the
private sector initiating, funding,
constructing and operating the
nuclear plants.
I am afraid that as usual, some only
focus on the negative consequences
on the EU. I’d rather discuss how to
take advantage of it and in particular
keep watching what Britain does
better, learn from them and repeat
their successes for the benefit of all
Europe.
Authors
Jean-Pol Poncelet
Director General
FORATOM
Avenue des Arts 56
1000 Brussels, Belgium
Energy Policy, Economy and Law
Overview of Nuclear New Build Projects and Global Perspective ı Jean-Pol Poncelet

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Das Klimaproblem
Bewertung nach dem Paris-Abkommen
und der Marrakesch- Konferenz
Eike Roth
Einleitung Wissenschaft ist nie am Ende. Auch beim Klima gibt es wissenschaftliche Streitpunkte. Der wichtigste
ist wohl die Frage nach der Klimasensitivität des CO 2 . Das ist die Erwärmung der Erde (bodennahe, weltweit und über
das Jahr gemittelte Lufttemperatur) bei Verdoppelung der CO 2 -Konzentration. Ende des 20. Jahrhunderts schien die
Sache klar zu sein: Die Erwärmung der Erde schien aus dem natürlichen Rauschen des Klimas herausgetreten und das
CO 2 schien zum bestimmenden Klimaeinfluss geworden zu sein. Das legte eine Klimasensitivität von einigen Grad
Celsius nahe, von den meisten Klimamodellen wurden 3 Grad als wahrscheinlichster Wert errechnet.
Aber dann trat etwas Unerwartetes ein:
Trotz zunehmender CO 2 -Freisetzungen
kam die Erwärmung etwa um 2000
herum überraschend zum Stillstand,
zumindest aber schritt sie von da an
nur mehr deutlich lang samer voran als
zuvor und als erwartet. Irgend etwas ist
also anders, als wir bisher dachten, es
verstanden zu haben. Über das Ausmaß
und vor allem die Ursache dieser
„Erwärmungs pause“ gibt es bis heute
keinen Konsens, das ist wohl der zweite
große wissenschaftliche Streitpunkt
beim Klima (wobei immer mehr
Wissen schaftler dieses Problem ernst
nehmen).
Die Öffentlichkeit konzentriert
sich aber lieber auf „politisch interessante
Ereignisse“, wie z.B. auf die
großen „Weltklimakonferenzen“ der
UNO. Besonderes Interesse fand die
2015 in Paris. Dabei wurde erstmalig
von allen 195 teilnehmenden Ländern
ein stimmig das Ziel beschlossen, die
Erwärmung der Erde unter 2 Grad
Celsius zu halten, möglichst sogar
unter 1,5 Grad. Diese Einigung wurde
weltweit begeistert als großer Erfolg
gefeiert. Dass die CO 2 -Reduzierungszusagen
der einzelnen Länder (Intended
Nationally Determined Contributions,
INDC) aber – die „ üblichen“
Berechnungsverfahren zugrunde gelegt
– bei weitem nicht ausreichen,
diese Ziele zu erreichen, wurde eher
als Schönheitsfehler abgetan. Gleiches
gilt auch für die in Paris nicht geregelte
finanzielle Unterstützung der
Entwicklungsländer durch die Industrie
länder, von der erstere ihre Beiträge
zum Klimaschutz abhängig
machen. Auch die weitgehende
völkerrechtliche Unverbindlichkeit
der Paris-Vereinbarungen wurde
mehr oder weniger mit einem Achselzucken
hingenommen. Nachbessern
ist ja noch möglich.
Die erste Möglichkeit hierzu
bot die Weltklimakonferenz 2016 in
Marrakesch. In dramatischen und
hoch gelobten Reden wurde dort
erneut die unausweichliche Notwendigkeit
zum Klimaschutz betont, aber
manchem Beobachter klang das eher
wie das berühmte Pfeifen im Walde.
Hatte schon die Brexit-Entscheidung
die Lage unübersichtlicher gemacht, so
konnte die Ratlosigkeit nach dem
Wahlsieg von Donald Trump, der vom
Klimaschutz nichts hält und den Rücktritt
der USA vom Paris-Abkommen
will, durch nichts überdeckt werden.
Am Ende der Konferenz kam dann aber
doch noch Freude auf: Die teilnehmenden
Staaten haben sich auf einen Fahrplan
für das weitere Vor gehen zum
Umsetzen des Paris- Abkommens geeinigt
und 43 (nach anderen Quellen bis
zu 48) Staaten haben erklärt, bis 2050
vollständig auf erneuerbare Energien
umsteigen zu wollen. Das sind zwar
größtenteils recht kleine Staaten, die
auch zu sammen nur einen Bruchteil
der Welt ausmachen, und Details hierzu
sollen erst bis 2020 festgelegt
werden, und generell steht der Umstieg
unter dem Vorbehalt der Finanzierung
durch die Industrieländer, die auch in
Marrakesch kaum vorangebracht
wurde, aber immerhin, diese Staaten
haben ihre Absicht kund getan und die
Freude war groß. Manche Beobachter
sehen in der demonstrativen Begeisterung
aber mehr eine Trotz reaktion
auf den Wahlsieg Trumps. Die Zukunft
wird zeigen, wie lange die eupho rische
Stimmung anhält. Vermutlich wird
sich sehr bald wieder die Erkenntnis
Bahn brechen, dass – auch unabhängig
vom „Problemfall USA“ – in Marrakesch
nur wenige Länder konkrete Aussagen
über ihre geplanten CO 2 -Reduzierungen
gemacht haben und selbst diese
weit hinter den Erwartungen zurückgeblieben
sind.
Deutschland z.B. hat seinen
„Klima schutzplan 2050“ vorgelegt,
doch sehen viele Umweltschützer in
ihm einen erheblichen Rückschritt
gegenüber früheren Absichtserklärungen
(während viele andere Experten
ihn trotz zuletzt vorgenommener
Entschärfungen immer noch als
prinzipiell unerfüllbar und als massive
Belastung für den Wirtschaftsstandort
Deutschland einschätzen). Auch die
EU hat sich weniger ambitioniert
gezeigt als erwartet und hat hierfür
von enttäuschten Umweltschützern
gleich zwei Mal (10. und 16. Nov.
2016) den Klimanegativpreis „Fossil
des Tages“ erhalten, als „Auszeichnung“
für Staaten, die zu wenig für
den Klimaschutz tun. Australien, Neuseeland,
Österreich, und viele andere
Länder wurden ebenfalls heftig für
„zu wenig Tun“ kritisiert. Andererseits
hat sich China klar zum Einhalten
seiner Verpflichtungen aus dem Paris­
Abkommen bekannt und viele
Menschen setzen ihre Hoffnungen
nun auf dieses Land. Aber welche
Verpflichtungen ist China denn überhaupt
eingegangen? Von den meisten
Kommentatoren unerwähnt, gesteht
das Paris-Abkommen den Entwicklungsländern
ausdrücklich zu, der
Armuts bekämpfung oberste Priorität
einzuräumen, auch gegenüber der
CO 2 -Reduzierung. China verfolgt
daher – genauso wie Indien und
andere Länder auch – ein massives
Kohle-Ausbauprogramm und hat
dieses in Marrakesch auch nicht
zurück genommen. Solange das so ist,
wird es keinen Rückgang der weltweiten
CO 2 -Freisetzungen geben.
Für eine endgültige Bewertung ist
es noch zu früh, aber Marrakesch hat
wohl eher den Zwiespalt vertieft: Für
die Einen hat es die Notwendigkeit zu
ernsthaftem Handeln untermauert,
für die Anderen die rapide abnehmende
Bereitschaft vieler Länder
hierzu offenbart. Die Diskrepanz
zwischen (von vielen empfundenem)
Sollen und realer Bereitschaft zum
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 307
Energy Policy, Economy and Law
The Climate-Problem – Evaluation after the Paris-Agreement and the Marrakesh-Conference ı Eike Roth

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ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 308
Tun ist durch Marrakesch jedenfalls
nicht kleiner geworden. Aber 2017
gibt es auf der nächsten Weltklimakonferenz
die nächste Chance.
Ob dann im politischen Umfeld viel
bessere Voraussetzungen gegeben
sind, bleibt allerdings abzuwarten.
Diese Unsicherheiten verstärken eindringlich
den Bedarf wissenschaftlicher
Klärung beim Klima-Problem.
Vielleicht muss die Wissenschaft der
Politik noch ein bisschen nachhelfen,
damit diese zu zielführenden Entscheidungen
findet. Oder die Wissenschaft
kann Entwarnung geben. Wie
viel trägt der Mensch denn tatsächlich
zur Klimaänderung bei und wie kann
er diesen Beitrag notfalls reduzieren?
Anders ausgedrückt: Müssen wir die
bisher gemachten Zusagen der Länder
wesentlich verschärfen (und auch verbindlich
machen!), oder nicht, oder
zumindest heute noch nicht? Diese
Arbeit hier will einen kleinen Beitrag
zu dieser Diskussion leisten.
Das Klimaproblem muss also
wissen schaftlich besser abgeklärt
werden. Hierzu wird es in diesem
Beitrag in 12 Fragen gegliedert, die
zuerst kurz und bündig, dann aber
ausführlicher und mit Begründungen
beantwortet werden. Aus der Gesamtschau
kann dann die 13. Frage beantwortet
werden, was sich durch das
Paris-Abkommen und die Marrakesch-
Konferenz geändert hat. Auf die
prinzipielle Unsicherheit aller zukunftsbezogenen
Aussagen sei ausdrücklich
hingewiesen, doch wurden
alle Antworten sorgfältig überlegt und
auf Plausibilität überprüft.
Fragen und Antworten
1. Ändert sich das Klima? Ja.
2. Ist es seit 1850 wärmer geworden?
Ja.
3. Führt mehr CO 2 zu einer Erwärmung?
Ja.
4. Hat die Konzentration von CO 2 seit
1850 zugenommen? Ja.
5. Hat der Mensch zu diesem CO 2 -
Anstieg beigetragen? Ja.
6. Hat der Mensch zur Erwärmung
seit 1850 beigetragen? Ja.
7. Wie viel hat der Mensch dazu
beigetragen? Das weiß niemand
genau.
8. Wie wird die Klimaentwicklung
weitergehen? Das weiß niemand
genau.
9. Kann der Mensch seine CO 2 -Freisetzungen
erheblich verringern?
Ja.
10. Wie soll das gehen und was wird
das kosten? Das weiß niemand
genau.
11. Können Klimagefahren damit sicher
abgewendet werden? Nein.
12. Verhalten wir uns in dieser Situation
richtig? Nein.
13. Was haben Paris und Marrakesch
an der Sache geändert? Nichts.
Begründungen
1. Ändert sich das Klima?
Ja.
Das Klima hat sich immer schon
geändert, seitdem die Erde existiert,
es ändert sich auch heute und es wird
sich mit Sicherheit auch morgen
ändern. Große Schwankungen gab es
z.B. beim Wechsel von einer Eis- zu
einer Warmzeit und umgekehrt. Die
(vorerst) letzte Eiszeit endete vor ca.
12.000 Jahren (Beginn des Holozäns).
Seitdem ist es vergleichsweise warm,
doch keinesfalls konstant. Relativ
warme Zeiten im Holozän werden
generell als „(Klima)Optimum“ bezeichnet,
weil es in diesen Zeiten der
Menschheit immer besser ging als in
kalten Zeiten. Zur Zeit des alten Rom
z.B. war es höchstwahrscheinlich
etwas wärmer als heute („Römisches
(Klima)Optimum“, Überquerung der
Alpen durch Hannibal mit Elefanten,
Weinanbau in England). Die anschließende
deutliche Abkühlung hat
vermutlich wesentlich zur Völkerwanderung
und damit zum Untergang
des Römischen Reiches beigetragen.
Um das Jahr 1000 herum war
es dann wieder deutlich wärmer
(„Mittelalterliches (Klima)Optimum“,
Besiedlung Islands und Grönlands (=
„Grünland“), erste Überfahrt nach
Amerika, Benennung als „Vinland“).
Anschließend kam die „Kleine Eiszeit“
(zugefrorene Themse, Bruegels Winterbilder
aus Holland, etc.), die ihren
tiefsten Punkt ungefähr um 1650
herum hatte und Anfang des 19. Jahrhunderts
nochmals besonders tiefe
Temperaturen mit sich brachte (1816
ging als das „Jahr ohne Sommer“ in
die Geschichte ein, wozu aber auch
der Ausbruch des Vulkans Tambora
im Jahr davor erheblich beigetragen
hat). Das Ende der „Kleinen Eiszeit“
wird allgemein mit ca. 1850 angegeben,
seitdem (genauer schon seit
1650) ist es wieder wärmer geworden.
Zu den Ursachen dieser Klimaänderungen
gibt es Vermutungen, aber
keine zuverlässigen Erkenntnisse.
Das relativ warme Klima heute, das
„Mittel alterliche Optimum“ und das
„Römische Optimum“ könnten auf
einen etwa 1000-jährigen Klima zyklus
hindeuten, doch ist das keinesfalls
gesichert.
2. Ist es seit 1850 wärmer
geworden? Ja.
1850 wird vermutlich meist deswegen
als Ausgangspunkt der Betrachtungen
gewählt, weil ab dann detailliertere
Temperatur-Aufzeichnungen existieren.
Und die zeigen klar eine Erwärmung,
bis heute um ca. 1 °C (bodennahe,
global gemittelte Lufttemperatur).
Die ebenfalls um 1850 beginnende
Industrielle Revolution kann
aber nicht Auslöser dieser Erwärmung
gewesen sein, weil die Erwärmung,
wie gesagt, schon 200 Jahre vorher
begonnen hat (Höhepunkt der Kleinen
Eiszeit 1650) und weil die anthropogenen
CO 2 -Freisetzungen auch
nach 1850 noch lange Zeit viel zu
klein waren, um ernsthafte Klimaauswirkungen
haben zu können (siehe
auch weiter unten).
Aber auch seit 1850 ist es nicht
immer nur wärmer geworden. Vielmehr
erfolgte die Erwärmung in 3 klar
erkennbaren Schüben. Diese dauerten
alle etwa 30 Jahre lang (ca. 1860 bis
1890, 1910 bis 1940 und 1970 bis
2000) und sie verliefen alle auch
ungefähr gleich steil. Dazwischen
lagen ungefähr gleich lange Zeiträume
mit stagnierender oder sogar
leicht abnehmender Temperatur. Seit
rund 2000 ist die Temperatur bis
heute im Wesentlichen wieder konstant
geblieben, zumindest aber ist der
Anstieg wesentlich flacher ausgefallen
als in den 30 Jahren davor (weitere
Diskussion hierzu unter Ziff. 12). Eine
gesicherte Erklärung für diese Zyklen
und die neuerliche Abflachung
(„ Erwärmungspause“) gibt es nicht.
Unter Anderem werden mehrdekadische
Schwankungen der Ozeanströmungen
und eine zunächst starke
und in letzter Zeit schwächelnde
Sonne (weniger Sonnenflecken) zur
Erklärung angeführt, aber bewiesen
ist nichts und auch rein zufällige
Schwankungen können nicht ausgeschlossen
werden.
3. Führt mehr CO 2 zu einer
Erwärmung? Ja.
Treibhausgase sind durch asymmetrische
optische Eigenschaften gekennzeichnet:
Sie lassen die kurzwellige
Sonneneinstrahlung weitgehend
ungehindert durch, absorbieren
die langwellige Wärmeabstrahlung
der Erde aber zu einem erheblichen
Teil. Daher müssen sie – unter sonst
gleichen Bedingungen – zu einer
Erwärmung der Erde führen („Treibhauseffekt“).
Nur deswegen und weil
wir überhaupt Treib hausgase in
unserer Atmosphäre haben, haben wir
es mit ca. 15 Grad Celsius gemütlich
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warm, anderenfalls wäre es um mehr
als 30 Grad kälter und zumindest wir
Menschen würden dann wohl gar
nicht existieren.
CO 2 ist zweifellos ein solches
Treibhausgas, verändert also die
Strahlungs bilanz der Erde und muss
letztere deshalb erwärmen, wenn
seine Konzentration in der Atmosphäre
erhöht wird. Um wie viel, lässt
sich im ersten Ansatz auch gut berechnen:
Bei einer Verdoppelung der
CO 2 -Konzentration beträgt die Erwärmung
ungefähr 1 Grad Celsius
(bodennahe, global gemittelte Lufttemperatur;
direkter Wert bei klarem
Himmel und ohne Rückkopplungseffekte).
Dieser Wert ist nicht nur unumstritten
(von wenigen Außenseitern
abgesehen), er ist auch unbestritten
zu klein, um in absehbarer
Zeit zu bedrohlichen Klimaentwicklungen
aufgrund der anthropogenen
CO 2 -Freisetzungen zu führen. Solche
Entwicklungen sind nur Ergebnis,
wenn zusätzlich noch eine erhebliche
Verstärkung durch Rückkopplungseffekte
angenommen wird. Ob es eine
solche „erhebliche Verstärkung“ als
Summenwirkung über alle Rückkopplungsmechanismen
gibt, ist der
eigent liche wissenschaftliche Streitpunkt
in der ganzen Klimadebatte.
Viele Klimatologen sagen ja, andere
sagen nein, wieder andere rechnen
sogar eher mit einer Abschwächung.
Alle bringen für ihre Ansicht plausible
Argumente vor, beweisen kann deren
Richtigkeit heute jedoch niemand. In
diesem Punkt ist die Wissenschaft eindeutig
nicht „abgeschlossen“, durch
die „Erwärmungspause“ der letzten
ca. 17 Jahre heute weniger als es um
die Jahrhundertwende herum den
Anschein hatte.
4. Hat die Konzentration
von CO 2 seit 1850 zugenommen?
Ja.
Vor Beginn der industriellen Revolution
lag die CO 2 -Konzentration Jahrtausende
lang ziemlich konstant bei
ca. 280 ppm (280 CO 2 -Moleküle auf
1.000.000 Luftmoleküle), trotz zum
Teil erheblicher Klimaänderungen in
dieser Zeitspanne. Seitdem ist sie
beträchtlich angestiegen, weitgehend
gleichmäßig entlang einer e-Funktion
(also im Detail wieder deutlich anders
als der schubweise Verlauf der Temperatur)
auf heute ca. 400 ppm. Zur Zeit
erhöht sie sich pro Jahr um knapp
2 ppm. Bleibt dieser Wert gleich,
wird eine Verdoppelung der vorindustriellen
Konzentration in etwa
100 Jahren von heute an erreicht
werden.
5. Hat der Mensch zu diesem
CO 2 -Anstieg beigetragen?
Ja.
Ein Teil des CO 2 -Anstiegs seit Beginn
der industriellen Revolution ist sicherlich
als Rückkopplung der eingetretenen
Erwärmung geschuldet (bei
höheren Temperaturen kann das
Wasser weniger CO 2 in Lösung halten),
der viel größere Teil ist aber praktisch
unumstritten anthropogen verursacht,
überwiegend aus der Verbrennung
fossiler Energieträger ( Kohle, Öl, Gas),
aber auch aus anderer industrieller
und landwirtschaftlicher Tätigkeit einschließlich
der Rodung von Wäldern.
6. Hat der Mensch zur
Erwärmung seit 1850
beigetragen? Ja.
Weil der Mensch die CO 2 -Konzentration
(und die von anderen Treibhausgasen,
die aber insgesamt noch eine
deutlich kleinere Rolle spielen) erhöht
hat und weil CO 2 erwärmen muss, hat
der Mensch auch zweifelsfrei zur
Erwärmung beigetragen. Umstritten
ist nur, wie viel (und wie es weiter
gehen wird).
7. Wie viel hat der Mensch
zur Erwärmung seit 1850
beigetragen?
Das weiß niemand genau.
Der Beitrag des Menschen lässt
sich messtechnisch nicht bestimmen,
weil nur die Temperatur (direkt und
indirekt) gemessen werden kann,
nicht aber deren Ursache. Rechnungen
(Klimamodelle), physikalisches Verständnis
und Plausibilitätsüberlegungen
sind also notwendig. Um das
Jahr 2000 herum waren CO 2 und
Temperatur ein Viertel Jahrhundert
lang in gutem Gleichschritt stark
angestiegen, wesentliche andere Verursachungen
waren nicht erkennbar
und die Klimamodelle konnten (im
Nachhinein!) die eingetretene Entwicklung
auch gut mit CO 2 als Hauptverursacher
erklären. Es schien so, als
wäre der anthropogene Einfluss auf
das Klima aus dem natürlichen Klimarauschen
herausgetreten und CO 2
zum bestimmenden Einfluss auf das
Klimageschehen geworden. Folgerichtig
haben die Rechenmodelle (als
Vorausschau!) auch eine starke
wei-tere Erwärmung bei weiter steigender
CO 2 -Konzentration errechnet.
Aber gekommen ist es ganz anders:
Die CO 2 -Konzentration ist zwar weiter
stark angestiegen, die Erwärmung hat
aber vor ca. 17 Jahren überraschend
halt gemacht. Seither gab es keine
klare Korrelation zwischen den
beiden Größen, jedenfalls in diesem
Zeitraum haben sich die Rechenmodelle
mit ihren Temperaturprojektionen
massiv geirrt.
Noch lässt sich eine rein zufällige
statistische Schwankung nicht ganz
ausschließen, aber nach menschlichem
Ermessen sind 17 Jahre bereits
klar zu lange hierfür und außerdem
passt der Knick in der Erwärmungskurve
um die Jahrhundertwende
auch gut zu den vorangegangenen
Trend änderungen nach jeweils etwa
30 Jahren (was eher für einen physikalischen
Hintergrund des Knicks als
für einen statistischen Zufall spricht).
Unter nüchterner Betrachtung der
neuesten Entwicklung ist die Klimafrage
heute viel offener, als es vor
wenigen Jahren noch den Anschein
hatte.
Aus der neuen Situation lassen sich
einige Schlussfolgerungen ableiten,
zum Teil noch nicht endgültig
gesichert, aber sie drängen sich auf:
Erstens ist die Zuverlässigkeit der
Rechenmodelle mit einem erheblichen
Fragezeichen zu versehen.
Zweitens kann der Einfluss des
CO 2 nicht allzu groß sein, weil er ja
(von der kleinen Restwahrscheinlichkeit,
dass es doch nur statistische
Schwankungen sind, abgesehen) ganz
offensichtlich seit etwa 17 Jahren
durch irgendeinen anderen Einfluss
kompensiert wird, obwohl die
CO 2 -Freisetzungen heute so hoch
sind, wie sie noch nie waren.
Drittens kennen wir diesen
anderen Einfluss nicht, wir können
über ihn nur Vermutungen anstellen
(Ozean strömungen, Sonne, etc.; über
30 verschiedene Erklärungsversuche
zeugen vom wissenschaftlichen Erklärungsnotstand!).
Wir wissen aber,
dass er in den Rechenmodellen nicht
(zumindest nicht richtig) erfasst ist
(sonst gäbe es ja kein Auseinanderlaufen
von Rechnung und Messung).
Viertens ist es natürlich nach wie
vor möglich, dass die letzte Erwärmungsphase
(ca. 1970 bis 2000) überwiegend
von CO 2 verursacht worden
ist, aber für die ersten beiden Erwärmungsphasen
seit Beginn der industriellen
Revolution (ca. 1860 bis 1890
und 1910 bis 1940) kann das mit
hoher Sicherheit ausgeschlossen
werden. Wäre bei den damals sehr
geringen CO 2 -Freisetzungsraten das
CO 2 der bestimmende Faktor gewesen,
müsste es bei den heute sehr viel
höheren Freisetzungsraten der eindeutig
dominierende Faktor sein. Der
ist es aber nachweislich der „Erwärmungspause“
ebenso eindeutig nicht.
Fünftens, wenn die ersten beiden
Erwärmungsphasen vorwiegend durch
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 309
Energy Policy, Economy and Law
The Climate-Problem – Evaluation after the Paris-Agreement and the Marrakesh-Conference ı Eike Roth

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ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 310
eine andere (natürliche) Ursache ausgelöst
worden sind, ist es zumindest
nicht unwahrscheinlich, dass diese
Ursache auch bei der dritten Erwärmungsphase
(ca. 1970 bis 2000) eine
erhebliche Rolle gespielt hat. Es gibt
keine plausible Erklärung, warum
diese Ursache diesmal keine Rolle
gespielt haben sollte. Wahrscheinlich
ist diese dritte Erwärmungsphase
sowohl natürlich (vermutlich durch
den gleichen Antrieb wie die beiden
vorherigen) als auch anthropogen
(weil jetzt noch viel CO 2 dazu gekommen
ist) verursacht worden. Die
relativen Anteile sind unbekannt.
Sechstens gewinnt damit eine
mögliche Erklärung des Geschehens
an Plausibilität: Die Erwärmung seit
1850 (eigentlich seit 1650) ist im
Wesentlichen ein natürlich verursachtes
Rückschwingen des Klimas
aus der Kleinen Eiszeit (Ursache und
Mechanismus unbekannt, möglicherweise
Folge einer Grundstabilität des
„Systems Erde“, das sich bisher noch
nach jeder Störungen von selbst
wieder stabilisiert hat), begleitet
von einem ca. 60jährigen internen
Klima- Zyklus (30 Jahre verstärkend,
30 Jahre abschwächend; Ursache
unbekannt, möglicherweise mehrdekadische
Änderungen der Ozeanströmungen).
Die hohen CO 2 -Freisetzungsraten
der letzten Jahrzehnte
haben sicherlich einen zusätzlichen
erwärmenden Einfluss, doch lässt sich
dessen Höhe noch nicht ausreichend
quantifizieren, eine Dominanz ist in
den bisherigen Messungen aber nicht
erkennbar.
8. Wie wird die Klimaentwicklung
weitergehen?
Das weiß niemand genau.
Unabhängig von der grundsätzlich
offenen Frage, wie lange der derzeitige
flache Verlauf der Temperatur
(siehe auch Ziff. 12) noch anhalten
und wie es dann weitergehen wird,
lässt sich aus dem gerade Gesagten
erkennen, dass besorgniserregende
Temperaturentwicklungen im Laufe
dieses Jahrhunderts nur aus Rechenmodellen
und nicht aus Beobachtungen
abgeleitet werden können.
Und diese Rechenmodelle haben sich
beim einzig seriösen Test der Qualität
von Rechenmodellen – dem Vergleich
von vorab durchgeführten Berechnungen
mit dann tatsächlich eingetretenen
Entwicklungen – sehr schlecht
bewährt. Anscheinend überschätzen
sie den CO 2 -Einfluss deutlich und
unter schätzen den Einfluss natürlicher
Größen ebenso klar. Ihre Projektionen
in die Zukunft fallen daher
vermutlich deutlich zu hoch aus. Für
eine endgültige Aussage ist es wohl
noch zu früh, aber aus heutiger Sicht
ist es eher unwahrscheinlich, dass
sich in überschaubarer Zeit schwerwiegende
anthropogene Klimaauswirkungen
ergeben. Nüchtern betrachtet
ist ein Zeitdruck für Gegenmaßnahmen
nicht erkennbar.
9. Kann der Mensch seine
CO 2 -Freisetzungen
erheblich verringern? Ja.
Natürlich kann er das, die Frage ist
nur wie und zu welchem Preis. Aber
eigentlich wäre vorab zu klären, ob er
es überhaupt soll. „Mehr CO 2 “ hat
nämlich neben seiner Klimawirksamkeit
(die bei „erheblich“ sicher
negativ, bei „gering“ aber auch möglicherweise
positiv zu bewerten ist,
siehe den Begriff „Klima-Optimum“
für warme Zeiten) zweifelsfrei auch
weitreichende Auswirkungen auf das
Pflanzenwachstum – und die sind eindeutig
positiv: Je mehr CO 2 in der Luft
ist, desto besser wachsen die Pflanzen
(„CO 2 -Dusche“), auch Nahrungsmittelpflanzen.
Die erhöhte CO 2 -Konzentration
der letzten Jahrzehnte hat mit
Sicherheit dazu beigetragen, dass
der Hunger in der Welt schneller
reduziert werden konnte, als von der
UNO als Ziel vorgegeben. Nüchtern
betrachtet haben die anthropogenen
CO 2 -Freisetzungen Millionen Menschen
vor dem Verhungern bewahrt.
Diese Gegenüberstellung von Klimaund
Ernährungsauswirkungen des
CO 2 kommt in der öffentlichen
Debatte viel zu kurz (und ist auch
wissenschaftlich noch wenig untersucht).
Aber hier reden wir ja über das
Klima und diesbezüglich ist es selbstverständlich
sinnvoll, die Möglichkeiten
erheblicher CO 2 -Reduzierung
näher zu untersuchen. Dazu muss
zunächst quantifiziert werden was
denn „erheblich“ heißt. Von vielen
Protagonisten wird eine völlige Entkarbonisierung
der Wirtschaft deutlich
vor Ende dieses Jahrhunderts verlangt.
Das wird aller Voraussicht nach
nicht möglich sein. Aber auch wenn
die CO 2 -Freisetzung nur um 50 %
reduziert werden sollte, ist das angesichts
des Nachholbedarfs unzähliger
Menschen in den Entwicklungsländern
und des anhaltenden
Bevölkerungswachstums eine ganz
gewaltige Herausforderung, wie sie
die Menschheit noch nie bewältigt
hat. Aber das darf noch kein Ausschließungsgrund
sein! Grundsätzlich
stehen drei Wege zur CO 2 -Verringerung
zur Verfügung: Der Mensch
kann weiter fossile Energien verwenden,
aber das CO 2 abtrennen und
lagern (CO 2 capture and storage), er
kann regenerative Energien verwenden
und er kann Kernenergie verwenden.
Theoretisch sind alle 3 Wege
gangbar, praktisch gibt es aber erhebliche
Unterschiede.
10. Wie soll das gehen und
was wird das kosten?
Das weiß niemand genau.
Unabhängig von den Erfolgsaussichten
wird eine substantielle Reduzierung
der CO 2 -Freisetzungen auf
jeden Fall viel Geld kosten, wahrscheinlich
sogar sehr viel Geld. Wie
viel aber wirklich, ist vom Weg abhängig,
den wir zur Lösung des Problems
versuchen (und von der Geschwindigkeit,
mit der wir meinen, die Reduzierung
durchführen zu müssen). Hier
können nur einige wesentliche Punkte
herausgegriffen werden:
Weg 1, Abtrennung und Lagerung
des CO 2 : Würde – falls eines Tages
realisierbar – die Kosten der Nutzung
fossiler Energieträger vermutlich ganz
grob etwa verdoppeln. Zur Zeit ist
aber keine Technik absehbar, mit
der die Lagerung der riesigen CO 2 -
Mengen mit akzeptabler Sicherheit zu
akzeptablen Preisen machbar wäre
(CO 2 ist schwerer als Luft, sammelt
sich also eine Zeit lang am Boden an;
ein größerer Austritt aus dem Lager
könnte zum Erstickungstod aller Lebewesen
im weiten Umkreis führen; so
etwas hat es – bei natürlichen Lagerstätten
und mit natürlich eingeleiteter
Leckage – bereits gegeben). Ein Vergleich
mit dem Problem der Lagerung
radioaktiver Abfälle sei gestattet:
Die CO 2 -Mengen sind millionenfach
größer, ihr Aggregatzustand ist für
eine sichere Endlagerung wesentlich
ungünstiger (gasförmig gegenüber
fest) und auch der Zeithorizont ist
deutlich ungünstiger (unendliche
gegenüber endlicher Halbwertszeit);
CO 2 und ionisierende Strahlung sind
mit unseren Sinnesorganen beide
nicht erkennbar, mit technischen
Geräten ist Strahlung aber viel
empfindlicher und präziser zu messen.
Wenn wir bei dem einen Problem
Sorgen haben, es befriedigend lösen
zu können, müssen wir beim anderen
Problem noch viel größere Sorgen
haben. Aus heutiger Sicht gibt es
große Fragezeichen, ob der Weg
„ Abtrennung und Lagerung des CO 2 “
überhaupt großmaßstäblich gangbar
ist.
Weg 2, Regenerative Energien:
Solche gibt es in sehr unterschiedlichen
Formen. Wasserkraft z.B. kann
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zwar in manchen Ländern noch in
großen Mengen ausgebaut werden,
aber nur, wenn Großanlagen mit entsprechenden
Risiken und Umweltauswirkungen
akzeptiert werden und
global gibt es insgesamt zu wenig
Potential für Wasserkraft, um sie zur
Hauptstütze der Energieversorgung
der Menschheit werden zu lassen.
Biomasse könnte einen erheblichen
Anteil übernehmen, ist aber sehr
flächenintensiv und infolge der
Konkurrenzsituation zur Nahrungsversorgung
der Menschen als Energierohstoff
ethisch nur sehr eingeschränkt
zu vertreten. Wind und
Sonne könnten theoretisch den
Energie bedarf der Menschheit
decken, infolge ihrer eingeschränkten
und unsteten Verfügbarkeit aber nur,
wenn es geeignete Speicher oder eine
weltweite Vernetzung mit riesigen
Transportkapazitäten gäbe. Letzteres
wäre zwar grundsätzlich mit heute
bekannter Technik möglich, wäre
aber nicht nur ungeheuer teuer,
sondern setzte auch eine weltweit
einige und friedliche Welt voraus, was
auf absehbare Zeit utopisch erscheint.
Speicher könnten das Problem auch
mit regionalem Vorgehen lösen. Es ist
aber keine Technik bekannt, mit der
eine insgesamt ausreichende Lösung
in absehbarer Zeit zu akzeptablen
Kosten realisierbar erscheint. Pumpspeicherkraftwerke
sind die einzige,
großtechnisch erprobte Technik. In
einigen wenigen Ländern sind sie
auch in der (regional) erforderlichen
Menge realisierbar, fast überall (und
damit insgesamt) scheitern sie jedoch
weit davor an ungünstigen Geländevoraussetzungen,
am Widerstand der
lokalen Bevölkerung und an den
enormen Kosten. Andere Speichertechniken,
die hinreichend bezahlbar
sind und einen hinreichend hohen
Wirkungsgrad haben, sind nicht in
Sicht (die oft favorisierte Speichervariante
„power to gas“ beispielweise
hat einen Wirkungsgrad von nur etwa
25 %, vernichtet also dreimal so viel
Energie, wie sie später wieder zur
Verfügung stellen kann). Andere
regenerative Energien haben eher
noch geringere Chancen. Weg 2 ist auf
sehr lange Sicht mit entsprechend
weiterentwickelter Technik vermutlich
gangbar, aber wenn das Klimaproblem
auch nur annähernd so ernst
ist, wie viele es befürchten, steht uns
diese Zeit ganz einfach nicht zur Verfügung.
Auch mit sehr viel Geld
werden wir das Ziel auf diesem Weg
dann nicht erreichen (wobei das
ungelöste Speicherproblem das entscheidende
K.O. ist, selbst wenn wir
bereit [und in der Lage?] wären, das
viele Geld aufzubringen). Wenn Eile
geboten ist, ist Weg 2 keine realistische
Option.
Bleibt noch Weg 3, die Kernenergie.
Infolge ihrer hohen Energiedichte
könnte sie verhältnismäßig rasch und
zu verhältnismäßig geringen Kosten
ausgebaut werden und ihre Treibstoffe,
Uran und Thorium, sind für
sehr lange Zeit in ausreichender
Menge vorhanden. Über den Einsatz
der Kernenergie entscheiden wir
Menschen in freier Entscheidung, von
der Natur vorgegebene Grenzen für
ihren Einsatz sind viel weiter weggerückt
als bei anderen Energieformen.
Mit ihr wäre das Klimaproblem prinzipiell
lösbar, auch relativ rasch lösbar,
und die Kosten wären überschaubar,
wir müssten es nur wollen. Und
was das Risiko der Kernenergie
betrifft, kommt es vor allem darauf
an, wie man sie macht.
Ob wir das Klimaproblem lösen
(CO 2 -Freisetzungen drastisch reduzieren)
müssen oder nicht (zumindest
nicht in kurzer Zeit, weil das Problem
doch nicht so scharf ist, wie vielfach
befürchtet), können wir heute nicht
mit absoluter Sicherheit sagen. Wir
können aber mit sehr hoher Sicherheit
sagen, dass kein Weg an einem
massiven Ausbau der Kernenergie
vorbeiführen wird, wenn wir das
Klimaproblem tatsächlich in kurzer
Zeit lösen müssen. In Deutschland
hören viele das nicht gerne, das ändert
aber nichts an den Fakten, die Welt
wird sich vermutlich eher nach
denen richten als nach Deutschland.
Welchen Sinn macht ein deutscher
Alleingang? Er wird die Welt nicht
verändern! Muss das Klimaproblem
zwar gelöst werden, aber mit einem
deutlich entspannten Zeithorizont,
können wir vermutlich zwischen einer
relativ billigen Variante mit Kernenergie
und einer vermutlich deutlich
teureren Variante ohne diese wählen.
Ein Zeitdruck für diese Wahl ist nicht
zu erkennen.
11. Können Klimagefahren
damit sicher abgewendet
werden? Nein.
Da muss man ein bisschen genauer
hinschauen. Mit „Klimagefahren“
meint man normalerweise Gefahren,
die von Extrem ereignissen wie Hochwasser,
Dürreperioden, Stürmen, etc.,
ausgehen. Solche „Klimagefahren“
hat es immer schon gegeben und wird
es immer geben, man könnte sie als
„natürliche Klimagefahren“ bezeichnen.
Die Extremereignisse und die von
ihnen ausgehenden Gefahren können
aber – jedenfalls prinzipiell, ob auch
real, ist umstritten, die Statistiken
zeigen es jedenfalls noch nicht – in
ihrer Häufigkeit und Intensität durch
anthropogene Klimaänderungen verstärkt
werden. Diese Gefahrenzunahme
wären dann die „anthropogenen
Klimagefahren“. Diese abzuwenden,
wäre zwar nicht einfach,
könnte bei großen Anstrengungen
aber doch gelingen (Abwenden durch
CO 2 -Reduzierung). Wenn das schnell
gehen muss, ist hierfür auf jeden Fall
der Einsatz der Kernenergie notwendig
(siehe oben), bei wesentlich
entspannterem Zeitplan kann es vermutlich
auch ohne diese gelingen
(wenn auch wahrscheinlich nur zu
deutlich höheren Kosten). Werden
nur die „anthropogenen Klimagefahren“
gesehen, ist die Antwort auf
Frage 11 daher „Ja, die können wir
abwenden“, wenn auch mit der Einschränkung,
dass dies nicht leicht ist
und nicht jeder Weg zum Ziel führen
wird.
Aber das ist eben noch nicht alles.
Selbst wenn wir die „anthropogenen
Klimagefahren“ (Gefahrenzunahme
durch anthropogene Tätigkeiten) erfolgreich
abwenden, bleiben die
„ natürlichen Klimagefahren“ (natürlich
auftretende Wetterextreme) weiter
bestehen. Diese können wir grundsätzlich
nicht abwenden, gegen sie können
wir uns nur wappnen, indem wir Maßnahmen
durchführen, die die Folgen
im Eintrittsfalle möglichst reduzieren
(wobei solche „Anpassungsmaßnahmen“
gleichzeitig auch gegen mögliche
anthropogen verursachte Wetterextreme
hilfreich sind). Die CO 2 -
Reduzierung ist keine hierzu geeignete
Maßnahme, weil sie die „natürlichen
Klimagefahren“ und deren Folgen nicht
beeinflusst. Deswegen ist die korrekte
Antwort auf Frage 11 ein klares „Nein“.
12. Verhalten wir uns in dieser
Situation richtig? Nein.
Unser Verhalten ist insbesondere
durch die politisch getroffene Festlegung
gekennzeichnet, zum Abwenden
möglicher anthropogener
Klimagefahren jetzt rasch und massiv
regenerative Energien auszubauen.
Bei nüchterner Betrachtung ergeben
sich hier aber drei Probleme:
Erstens Prioritäten: Die reale
Größe des anthropogenen Einflusses
auf das Klima ist noch lange nicht
geklärt, siehe oben. Rechtfertigen sich
bei dieser Unsicherheit die ganz erheblichen
Mittel, die wir heute für
vorsorgliche Gegenmaßnahmen (CO 2 -
Reduzierung) ausgeben? Sollten
wir diese Mittel nicht lieber zur
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 311
Energy Policy, Economy and Law
The Climate-Problem – Evaluation after the Paris-Agreement and the Marrakesh-Conference ı Eike Roth

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 312
Bekämpfung anderer Probleme verwenden?
Welche Probleme sind heute
wirklich die dringendsten? Bei den
meisten Umfragen liegen Hunger,
Armut, Arbeitsplätze, Gesundheitsfragen
und dergleichen vorne und das
Klima kommt abgeschlagen erst viel
weiter hinten.
Zweitens Realisierbarkeit: Die
Gangbarkeit des eingeschlagenen
Weges ist genau dann fraglich (vorsichtig
ausgedrückt), wenn das
anthropogene Klimaproblem tatsächlich
so groß ist und so schnell
gelöst werden muss, wie vielfach
befür chtet (und zur Rechtfertigung
der genannten politischen Festlegung
behauptet) wird. In Kurzform: Wenn
es schnell gehen muss, dann geht es
so, wie es zur Zeit versucht wird,
schon gar nicht.
Drittens Risikogewinn: Auch bei
noch so großer Reduktion der
CO 2 -Freisetzungen bleiben die „natürlichen
Klimagefahren“ unverändert
bestehen. Um wie viel verkleinern wir
unser (gesamtes) Risiko aus Wetterund
Klimakapriolen wirklich, wenn
wir „anthropogene Klimaänderungen“
abwenden? Würden wir unser
Gesamt-Wetterrisiko nicht wesentlich
stärker reduzieren, wenn wir das zur
CO 2 -Reduzierung erforderliche Geld
in vorbeugende Maßnahmen zur Verbesserung
unserer Widerstandskraft
gegenüber extremen Wetterereignissen
stecken, egal, wodurch diese
verursacht sind („Anpassung“)?
Statt so weiter zu machen wie
bisher, sollten wir daher lieber innehalten
und zunächst vorurteilslos die
reale Notwendigkeit der CO 2 -Reduzierung
und die realen Kosten und
Erfolgsaussichten des hierzu einzuschlagenden
Weges in Abhängigkeit
vom angestrebten Zeitfenster klären.
Und wir sollten einen Vergleich zu
anderen prinzipiell möglichen Wegen
der Klimagefahren-Bekämpfung und
zur Dringlichkeit der Lösung anderer
Probleme durchführen. Dann erst
sollten wir über einschneidende Klimagefahren-Abwehrmaßnahmen
entscheiden.
Die seit ca. 17 Jahren anhaltende
„Erwärmungspause“ sollte uns
die Zeit hierfür geben. Selbst wenn sie
demnächst zu Ende gehen sollte, hat
sie uns auf jeden Fall gezeigt, dass die
Erwärmung nicht gar so schnell voranschreitet.
Zum „richtigen“ Zeitpunkt für die
Entscheidung über kostenintensive
Klima-Vorsorgemaßnahmen sind aber
noch drei weitere Anmerkungen erforderlich:
Erstens wird ein sofortiger Handlungsbedarf
oft damit begründet, dass
„die wärmsten X Jahre in den letzten Y
Jahren“ waren (mit X und Y Zahlen
zwischen 1 und 17), wir hätten daher
gar keine „Erwärmungspause“ und
müssten deshalb auch dringend
handeln. Die Beobachtung stimmt,
aber die Schlussfolgerung stimmt
nicht: Wenn wir seit 1650 eine generelle
Erwärmung haben und auf deren
(bisherigem) Höhepunkt (also ab ca.
2000) die Erwärmung stehen bleibt
(„Erwärmungspause“), dann müssen
„die X wärmsten Jahre“ in diesem
Zeitraum mit flachem Temperaturverlauf
seit 2000 liegen. Das ist gerade
kein Widerspruch zur „Erwärmungspause“,
kann einen Handlungsdruck
also nicht begründen.
Zweitens wird, leicht abgewandelt
aber mit der gleichen Absicht, oft
darauf hingewiesen, dass 2015 „das
wärmste Jahr war, seitdem es detaillierte
Aufzeichnungen gibt“. Auch das
stimmt wahrscheinlich und wahrscheinlich
wird 2016 ähnlich warm
(gewesen) sein. Aber zum Jahreswechsel
2015/2016 gab es auch ein
besonders starkes El Nino-Ereignis,
das immer erwärmend wirkt. Bei
generell stagnierender Temperatur
auf hohem Niveau muss ein starkes El
Nino-Ereignis daher zwei besonders
warme Jahre bewirken. Dass 2015
und 2016 solche waren, sagt daher
hinsichtlich Ende der „Erwärmungspause“
nichts aus. Außerdem folgt auf
ein starkes El Nino-Ereignis normalerweise
ein starkes La Nina-Ereignis, das
immer abkühlend wirkt. Anzeichen
dafür gibt es bereits. Erst in ein paar
Jahren werden wir Klarheit darüber
haben, ob die „Erwärmungspause“
nun zu Ende ist oder noch weiter geht.
Drittens schließlich haben wir
beim Klima heute eine etwas ungewöhnliche
Situation: Normalerweise
erfolgt Erkenntnisgewinn immer nur
in kleinen Schritten, in ein paar Jahren
ist man vielleicht ein klein wenig klüger
als heute und kann dann vermutlich
„etwas besser“ entscheiden. Oft
rechtfertigt dieser (mutmaßliche)
kleine Erkenntnisgewinn die Nachteile
einer späteren Entscheidung nicht
(Nachteile, weil dann nur mehr weniger
Zeit zur Lösung des Problems verbleibt).
Dann ist es besser, man entscheidet
frühzeitig. Beim Klima sind
die Verhältnisse derzeit aber entscheidend
anders: In einigen Jahren werden
wir vermutlich nicht „ein klein
wenig klüger“ sein als heute, sondern
„viel klüger“. Dann werden wir aller
Voraussicht klar sehen, ob die „Erwärmungspause“
jetzt, nach ca. 17 Jahren,
wirklich zu Ende gegangen ist.
Wenn ja, müssen wir die Gefahr
anthropogener Klimaänderungen
höchstwahrscheinlich (die Zukunft
kennt keiner genau) prinzipiell als
bestätigt ansehen und wirksame CO 2 -
Reduktionsmaßnahmen ergreifen,
auch wenn sie weh tun. Wenn nein,
können wir genauso höchstwahrscheinlich
mit gutem Gewissen „Entwarnung“
geben und uns viel Geld
sparen. Bei der realen Klimaentwicklung
und der derzeitigen Zunahme der
CO 2 -Konzentration um ca. 0,5 % pro
Jahr sollten wir diese paar Jahre mit
ruhigem Gewissen abwarten können.
Ob wir mit entschiedenen CO 2 -Reduktionsmaßnahmen
(wenn wir sie tatsächlich
brauchen) bei den heute vorhanden
400 ppm CO 2 beginnen, oder
bei den in ein paar Jahren vorhandenen
410 ppm, kann wohl keinen
großen Einfluss auf die Erfolgsaussichten
haben. Einen erheblichen
Erkenntnisgewinn vor Augen, sollten
wir uns einem real nicht begründbaren
Termindruck nicht beugen.
13. Was haben Paris und
Marrakesch an der Sache
geändert? Nichts.
Die beiden Welt-Klimakonferenzen
waren keine wissenschaftlichen
Tagungen, sondern politische Veranstaltungen.
Ihr Ergebnis ist in sich
widersprüchlich: Hohe Ansprüche
(Ziele) bei niederer Bereitschaft, sie
auch tatsächlich zu verfolgen (INDC).
Dieses Defizit sollte ein Ansporn sein,
die offenen wissenschaftlichen Fragen
zu klären. Diese Klärung kann nur auf
wissenschaftlicher Ebene erfolgen,
nicht auf politischer.
Literaturverzeichnis
| | Roth 2016: E. Roth: Die Deutsche
Energiewende – Bewertung nach dem
Klima-Abkommen von Paris, atw 12
(2016) p. 730-735.
Author
Dr. Eike Roth
August Jaksch Str. 7/94
9020 Klagenfurt, Austria
Energy Policy, Economy and Law
The Climate-Problem – Evaluation after the Paris-Agreement and the Marrakesh-Conference ı Eike Roth

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Atomausstieg in der Schweiz: Vernunft hat Vorfahrt
Vor wenigen Monaten haben die Schweizer Stimmbürger die Initiative der Grünen Partei zum beschleunigten Ausstieg
aus der Kernenergie mehrheitlich abgelehnt. Einmal mehr zeigt sich, dass in der Schweiz in Fragen der Energiepolitik
Vernunft und nicht Ideologie Vorfahrt genießt.
313
I Stromversorgung in der Schweiz
Aktuell wird die Stromversorgung in der Schweiz zu 55 bis
60 % aus Wasserkraftwerken und zu 35 bis 40 % aus
Kernkraftwerken sichergestellt. Das ist ein optimaler
Produktions mix. Er schont die Umwelt, erzeugt kaum CO 2
und ist darüber hinaus wirtschaftlich. Das optimale
Zusammenspiel von Wasser- und Kernkraftwerken stellt
sicher, dass im Sommer wie im Winter und rund um die
Uhr die Versorgungssicherheit gewährleistet ist.
Anfang der 1960er-Jahre engagierte sich der damalige
Energieminister der Schweiz – der sozialdemokratische
Bundesrat Willy Spühler – für den Einstieg in die Kernenergie.
Als Begründung nannte Spühler drei langfristige
Ziele der Schweizer Strompolitik: eine kostengünstige
Stromversorgung; eine ausreichende, sichere und vom
Ausland möglichst unabhängige Stromversorgung; den
Schutz von Wasser, Luft und Landschaftsbild. Diese Ziele
wurden in der Schweiz mit Hilfe der Kernkraft erreicht.
Der Betrieb der Kernkraftwerke ist bis heute eine Schweizer
Erfolgsgeschichte. Und die damaligen Ziele sind heute
nach wie vor aktuell.
II Ausstiegsdiskussion in der Schweiz
Die Schweizer Bevölkerung hat sich in den vergangenen
Jahrzehnten jeweils vorsichtig positiv zur Kernenergie
geäußert. Mehrere Ausstiegsinitiativen vor und nach dem
Unfall im sowjetischen Kernkraftwerk Tschernobyl (im
April 1986) wurden abgelehnt. Eine Mehrheit fand allein
Anfang der 1990er-Jahre ein zehnjähriges Bauverbot für
neue Kernkraftwerke (Moratorium). Im Mai 2003 lehnten
die Stimmberechtigten die Verlängerung des bereits abgelaufenen
Moratoriums deutlich mit 58,4 % Nein-Stimmen
ab und gaben damit grünes Licht für die weitere Nutzung
der Kernenergie in der Schweiz.
Kurz danach verabschiedete das Eidgenössische Parlament
das neue Kernenergiegesetz, das ausdrücklich den Bau
neuer Kernkraftwerke ermöglichte. Am 21. Februar 2007
stellte der Bundesrat seine Energiepolitik auf vier Säulen
vor. Er befürwortete damals ausdrücklich den Ersatz bzw.
den Neubau von Kernkraftwerken in der Schweiz und setzte
auf den Königsweg des „Sowohl-als-auch“: Energieeffizienz,
Ausbau der erneuerbaren Energien und Erneuerung des
Schweizer Kernkraftwerkparks. In der Folge folgten Bundesrat
und Parlament Schritt für Schritt diesen Vorgaben für
eine effiziente Energiepolitik, um eine optimale Lösung im
Spannungsfeld von Umwelt-und Klimaschutz, Versorgungssicherheit
und Wirtschaftlichkeit zu verwirklichen.
III Änderungen der Energiepolitik
in der Schweiz nach Fukushima
Zwei Monate nach dem Unfall in Fukushima im März 2011
beschloss der Bundesrat, seine bisherige Energiepolitik zu
ändern und mittelfristig aus der Kernenergie auszu steigen.
Dieser Beschluss erfolgte zu einem Zeitpunkt, als noch
unklar war, warum die Schutzsysteme in Fukushima
versagt hatten. Der Ausstiegsentscheid war also politisch
motiviert und erfolgte ohne seriöse Analyse des Unfallhergangs.
Zusammen mit seinem Ausstiegsbeschluss legte
der Bundesrat am 25. Mai 2011 die „Energieperspektiven
2050“ ohne Kernenergie vor. Danach bleiben die Ziele der
Energiepolitik im Wesentlichen die Gleichen wie vor dem
Unfall in Fukushima, nur sollen sie nun ohne Kernenergie
erreicht werden.
Die bestehenden Kernkraftwerke werden aber nicht
sofort, sondern erst am Ende ihrer sicherheitstechnischen
Betriebszeiten vom Netz genommen. Neue Kernkraft werke
werden nicht errichtet. Bei einer – technisch möglichen –
Betriebsdauer der laufenden Kernkraftwerke in der Schweiz
von 60 Jahren würde das letzte Kernkraftwerk (Leibstadt)
Mitte der 2040er-Jahre vom Netz gehen. Der Bund ging bei
seinen Annahmen lediglich von einer Betriebsdauer von
50 Jahren aus (abgesehen von KKW Mühleberg, das auf
Beschluss der Betreiberin Ende 2019 abgeschaltet werden
soll, 47 Jahre nach der Inbetriebnahme). Der Ausstieg wäre
in diesem Fall Mitte der 2030er-Jahre vollzogen.
IV
Ausstiegsinitiative der Grünen Partei
in der Schweiz abgelehnt
Am 27. November 2016 haben die Schweizer Stimmberechtigten
die Ausstiegsinitiative der Grünen Partei
(Ausstieg bis 2029) mit 54,2 % Nein-Stimmen abgelehnt.
Danach war die Stilllegung der Kernkraftwerke Beznau 1
und 2 sowie Mühleberg bereits im Jahr 2017, Gösgen im
Jahr 2024 und Leibstadt im Jahr 2029 vorgesehen. Nach
der Schweizerischen Kernenergiegesetzgebung bleibt es
nun dabei, dass ein Kernkraftwerk so lange in Betrieb
bleiben kann, wie es die gesetzlichen Sicherheitsanforderungen
erfüllt. Dieses System hat sich bewährt. Die
Schweizer sahen keinen Grund, die Betriebsdauer zu
begrenzen. Der EU-Stresstest nach Fukushima im Jahr
2012 hatte zum Ergebnis, dass die Schweizer Anlagen mit
zu den sichersten in Europa gehören. Die Schweizer haben
also ganz nüchtern erkannt, dass sich die realen Fakten der
Kernenergienutzung durch die Naturkatastrophe in Japan
nicht verändert haben. Nach wie vor liefern die Schweizer
Kernkraftwerke umweltschonend und sicher rund 40 %
des Stroms. Die Schweizer haben erkannt, dass der für die
Schweiz optimale Strommix aus Kernkraft und Wasserkraft
nur sehr schwer und vor allem nicht kurzfristig durch
etwas Gleichwertiges zu ersetzen ist.
V Fazit
Mit ihrem ablehnenden Votum gegen einen beschleunigten
Kernenergieausstieg haben die Schweizer einmal mehr
bewiesen, dass sie für radikale, ideologisch aufgeladene
Lösungsvorschläge, die sich bei näherem Hinsehen als teuer,
riskant und wenig durchdacht darstellen, keine Sympathien
hegen. Die Mehrheit der Schweizer hat verstanden, dass der
extensive Ausbau erneuerbarer Energien und der Stromnetze,
zahlreiche Risiken und Unwägbar keiten bergen. Es ist
vernünftig, den Weg der „Energie wende“ rational und nicht
ideologisch orientiert einzuschlagen und dabei die Verhältnismäßigkeit
der Mittel zu wahren. Damit ist nicht nur
der Versorgungssicherheit und dem Klimaschutz gedient,
sondern den Bürgern bleiben so auch die Risiken aus
Schadens ersatzklagen der Betreiber erspart. Deutschland
hat im Vergleich dazu einen anderen, deutlich teureren und
risiko behafteten Weg zur Energiewende eingeschlagen.
Dass die Schweizer sich daran nicht orientieren, zeigt einmal
mehr, dass sie im Zweifel der Vernunft vor der Ideologie
Vorfahrt gewähren. Auch in der Energiepolitik.
Author
Prof. Dr. Tobias Leidinger
Rechtsanwalt und Fachanwalt für Verwaltungsrecht
Luther Rechtsanwaltsgesellschaft
Graf-Adolf-Platz 15 · 40213 Düsseldorf
SPOTLIGHT ON NUCLEAR LAW
Spotlight on Nuclear Law
Nuclear Phase-out in Switzerland: Rationality First! ı Eike Roth

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
314
ENVIRONMENT AND SAFETY
Estimation of the Ripple Effects on a
Regional Community of the Formation
of the Nuclear Energy Science Complex
in Gyeongju
Byung-Sik Lee and Joo Hyun Moon
1 Introduction In 2008, Korea promulgated a long-term development plan for the future nuclear energy
systems (LTDP) including a Pyro-processing Plant (PYRO), a Sodium Fast Reactor (SFR), and a Very High-temperature
Reactor (VHTR). [1] The first two systems are the basis that Korea is developing for the safe management of spent
nuclear fuel (SNF) that is gradually accumulating, and for minimization of the amount of high-level radioactive waste
to be finally disposed of. In compliance with the international non-proliferation regime, Korea has developed the basic
technologies for PYRO-SFR systems with international cooperation, including bilateral and multilateral cooperation.
The last system, VHTR, is proposed for the large-scale production of hydrogen.
Korea has recently formulated a
national basic plan for the safe
management of SNF [2], and is about
to make a decision as to whether to
make a huge investment in the R&D
for commercialization of PYRO and
SFR technologies. For the R&D, the
prototype facilities shall be constructed
and operated to demonstrate
their safety and economics, which
requires a large area to accommodate
them all together.
At the site of the Korea Atomic
Energy Research Institute (KAERI),
taking charge of performing the
R&Ds, there is no area large enough
to accommodate all the R&D-related
facilities. KAERI is examining solutions
to the space problem, which
includes constructing a Nuclear Energy
Science Complex (NESC) to accommodate
all the related facilities for
PYRO-SFR systems and other experimental
facilities.
Gyeongju is a potential site for the
NESC, which is located on the southeastern
region of the Korean peninsula
and is approximately 360 km away
from Seoul. This study estimated the
ripple effects on the regional community
if the NESC is to be formed in
Gyeongju using inter-regional inputoutput
analysis.
2 Nuclear Energy Science
Complex
In 2008, the Korean government
promulgated the LTDP, expecting that
future nuclear energy systems would
be deployed by the 2040s. In line with
the LTDP, KAERI is concentrating all
of its efforts on the development of the
advanced technologies, including
PYRO, SFR and VHTR. Before their
commercialization, the future energy
systems need to be demonstrated in
terms of their safety and economics.
To this end, their prototype facilities
shall be constructed and test- operated,
which requires large space dedicated
to all the facilities together.
As a solution to the limited space
problem, KAERI is considering the formation
of the NESC which includes
both the prototype facilities of future
nuclear energy systems and other
facilities for experimental research.
Facility Name Sub-facilities Estimated area
(m 2 )
Estimated budget
(Billion KRW)
Sodium-cooled fast reactor NSSS, TG, BOP, fuel handling and storage building etc. 584,000 1,742
PYRO-related facility
Pyro-process facility for demonstration, Mock-up,
Safeguards facility, Utility facility, etc.
480,000 1,530
Uranium fuel fabrication facility Uranium fuel fabrication facility for prototype SFR 35
TRU fuel fabrication facility TRU fuel fabrication facility for prototype SFR 220
Nuclear hydrogen production system
Post-irradiation examination facility
Research center for decontamination &
decommissioning
Next-generation research reactor
facilities
Integrated nuclear safety research
facility
Radioactive waste processing facility
Supporting facilities
VHTR gas loop, Coated fuel fabrication facility, Hydrogen
production facility for demonstration of SI process, etc.
Post-irradiation examination facility, Utility facilities, Low- and
intermediate-level radioactive waste storage facility, etc.
378,000 3,436.1
200,000 270
Research center for decontamination & decommissioning 172,000 26
Reactor building, Cold neutron experiment laboratory,
Hot cells, etc.
Thermal-hydraulic experimental facilities for the next generation
reactors. fire test facility, structure/equipment integrity test facility,
radiation/environment safety research facility etc.
Radioactive waste processing and storage facilities,
Evaporator facility, etc.
Harbor and docking facilities for transport of spent fuel,
radioactive waste and heavy equipment, etc.
100,000 510
400,000 225
3,780,000 122
Sum 6,094,000 8,236.1
| | Tab. 1.
Facilities that can be included in nuclear energy science complex.
120
Environment and Safety
Estimation of the Ripple Effects on a Regional Community of the Formation of the Nuclear Energy Science Complex in Gyeongju ı Byung-Sik Lee and Joo Hyun Moon

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
KAERI estimated the total area and
budget required for constructing NESC
to be approximately 6,094,000 m 2 and
8,236 billion Korean Won (KRW, app.
7.2 billion US-$, exchange rate: 1 US-$
= 1,144 KRW) as of 2015, which may
vary substantially depending on the
future situation. Table 1 lists the
detailed facilities for the NESC, along
with the estimated area and budget
required for each facility. [3]
The implementation of the NESC initiative
by KAERI and the Korean government
is unclear because it requires
a large budget and area, and PYRO
processing will be subject to a joint
review between Korea and the U.S. as
to whether to go further in about 2020.
Nevertheless, several local communities,
including Gyeongju, are hoping
that the NESC will be located in their
region. [4]
3 Theoretical background
Input-output (I-O) analysis is most
commonly used to estimate the eco nomy-
wide effects that an initial change,
such as a new construction project in
economic activity, impacts regional
economy. An I-O table is used for I-O
analysis, which depicts the interindustry
relationships within an economy,
showing how the output from
one industrial sector may become an
input to another industrial sector. [5]
The I-O table is made by organizing
the sale and purchase among industries
within an economy, for a certain
period, normally 1 year. There are two
types of I-O tables: national I-O table
over the entire country, and interregional
I-O table between regions, as
shown in Table 2. With the national
I-O table, the interdependencies
among industries could be quantified.
Using the inter-regional I-O table, the
interdependencies among regions and
industries could be identified.
For illustrative purpose, consider
two regions: region 1 and 2. The regional
gross outputs are
(1)
Equation (1) consists of the intermediate
demand input (Z 11 ) produced
in the region 1 and intermediate
demand input (Z 21 ). Y 1 is the final
demand produced in the region 1, and
Y 2 is the final demand produced in the
region 2.
Let the regional input coefficient
be A ij = Z ij /X j . Eq. (1) can be then
rewritten as
(2)
A 11 and A 22 are the intraregional input
coefficients representing the ratio of
purchasing intermediary goods produced
within a region for production
in it. A 12 and A 21 are the inter-regional
input coefficients representing the
ratio of purchasing intermediary
goods produced in the other region
for the production in one region.
Eq. (3) can be obtained by applying
an inverse matrix to Eq. (2). Eq. (3)
means the relationship between final
consumption and production, and can
quantify the ripple effects among the
various regions.
(3)
where A d is the regional input
coefficient, I is the identity matrix,
(I – A d ) is the production inducement
coefficient matrix, X is the effect on
production inducement, and Y d is the
final demand. The use of a production
inducement coefficient matrix in Eq.
(3) generates the value-added and
employment effect, etc.
The induction effects related to
regional I-O analysis include production,
value-added, and employment
inducements. The derivation of various
inducements allows an estimation
of the ripple effects on the regional
economy.
The production inducement coefficient
means the quantitative
magnitude of production induced
directly or indirectly in each industry
when one unit of final demand
increases. For illustrative purposes,
consider the two regional I-O tables
consisting of two regions. The
production inducement coefficient,
(I – A d ) –1 , can be represented in
Eq. (4).
(4)
Eq. (3) can be rewritten by representing
entries in Eq. (4) with the
partitioned matrix according to the
regional classification as follows:
(5)
where B ij is the production inducement
coefficient. The entries in the
first matrix at the right-handed side in
Eq. (5) are
(6)
(7)
(8)
(9)
ENVIRONMENT AND SAFETY 315
Domestic
Input
Imports Input
Region 1
Industry1
…
Industry n
| | Tab. 2.
Basic structure of inter- regional input-output table.
Intermediate demand Final demand Total
Region 1 … Region n Region 1 … Region n
Regional
Output
Industry1 … n … Industry1 … n Consumption Invest Export Consumption Invest Export
Z 11 Input Z 1n Y d 11 Y d 1n X 1
… … Distribution Structure →
Region n
Industry1
…
Industry n
Industry1
…
Industry n
Gross Value Added V 1 V n
Total Regional Output X 1 X n
Z n1
Structure
↓ Z nn Yn1 d Ynn d X n
M 1 M n Y m 1 Y m n
Environment and Safety
Estimation of the Ripple Effects on a Regional Community of the Formation of the Nuclear Energy Science Complex in Gyeongju ı Byung-Sik Lee and Joo Hyun Moon

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
ENVIRONMENT AND SAFETY 316
Because production is induced by the
final demand, and the value-added is
created through the production activities,
the ratio of value-added, Â v , is
defined as the value added divided by
the total input. The relationship between
the final demand and value
added is
(10)
The gross value-added inducement
coefficient can be represented by
 v (I – A d ) –1 . The gross value-added
inducement in region 1, V1 Y can be
derived from [ Â1B v 11 |Â1B v 12 ]Y d , and
the gross value-added inducement in
region 2, V2 Y can be obtained from
[ Â v 2B 21 |Â v 2B 22 ]Y d .
The employment coefficient, l, is
defined as the labor input (L) divided
by production (X), i.e., coefficient of
labor input to production activity for
a certain period. The employment
inducement in each region by the final
demand can be represented using a
diagonal matrix, ˆl, as follows:
(11)
The employment inducement coefficient
can be represented by ˆl(I – A d ) –1 .
The employment inducement in
region 1 can be estimated through
[ˆl v 1B 11 |ˆl v 1B 12 ]Y d , and the employment
inducement in region 2 can be through
[ˆl v 2B 21 |ˆl v 2B 22 ]Y d .
4 Analysis results and
discussion
This paper estimates the ripple effects
of the formation of the NESC in
Gyeongju on its region by computing
the regional production, value-added,
and employment inducement using
the inter-regional I-O table.
As shown in Tab. 1, NESC consists
of 11 facilities that will require
8,236.1 billion KRW (app. 7.2 billion
US-$) as of 2015 to construct them.
For analysis, the inter-regional I-O
table provided by the Bank of Korea
(BOK) in 2005 was used. [6] The construction
cost of each facility in NESC
is inserted into the “2005 Interregional
I-O table” and the relationships
among industries are quantified.
Because the inter-regional I-O table
of the Bank of Korea was based
on the statistical data of 16 metropolitan
municipalities instead of the
elementary local authorities, such
as Gyeongju; there are 28 industrial
sectors in Gyeongbuk. [7]
Because the inter-regional I-O
table provided by the BOK is based
on 16 metropolitan municipalities,
it is impossible to calculate the
ripple effects of the elementary local
authority directly. To calculate the
ripple effect of Gyeongju City, the
ripple effect on Gyeongbuk, which is
one of the 16 metropolitan municipalities
including Gyeongu, was first calculated
using the 2005 inter-regional
I-O table, and the ripple effect of
Gyeongju was then derived by considering
the percentages of Gyeongju
in the Gyeongbuk economy and population
(9.7% for region production
and value-added inducement, and
9.9% for employment inducement
[7]), which are based on the basic
economic data in Table 3. The analysis
procedure is summarized in Figure 1.
Table 4 summarizes the analysis
results for Gyeongbuk and Gyeongju. As
shown in Table 4, the ripple effects of
its regional community of the formation
of the NESC in Gyeongju are
1,086,633 billion KRW for regional production
inducement, 455,299 billion
Gross regional production Population Production
Amount
(billion KRW)
Regional
distribution ratio
Resident
registration population
(thousand persons)
Regional
distribution ratio
per man
(a thousand KRW)
Pohang 17,506.1 20.5 523 19.1 33,555
Gyeongju 8,268.5 9.7 271 9.9 30,413
Gimcheon 3,080.8 3.6 137 5.0 22,338
Andong 2,653.3 3.1 170 6.2 15,655
Gumi 26,453.4 31.0 422 15.4 63,173
Yeongju 2,334.9 2.7 114 4.2 20,301
Yeongcheon 2,565.6 3.0 104 3.8 24,116
Sangju 1,720.9 2.0 105 3.8 16,312
Mungyeong 1,721.3 2.0 76 2.8 22,267
Gyeongsan 6,391.0 7.5 253 9.2 25,528
Gunwi-gun 594.5 0.7 25 0.9 24,069
Uiseong-gun 1,039.0 1.2 58 2.1 17,845
Cheongsong-gun 453.6 0.5 27 1.0 16,959
Yeongyang-gun 384.9 0.5 18 0.7 20,942
Yeongdeok-gun 633.3 0.7 41 1.5 15,349
Cheongdo-gun 809.9 0.9 45 1.6 18,033
Goryeong-gun 1,046.2 1.2 37 1.3 28,369
Seongju-gun 1,500.8 1.8 46 1.7 32,130
Chilgok-gun 3,046.5 3.6 123 4.5 24,982
Yecheon-gun 820.2 1.0 46 1.7 17,459
Bonghwa-gun 849.6 1.0 34 1.2 24,668
Uljin-gun 1,270.9 1.5 53 1.9 24,041
Ulleung-gun 255.8 0.3 11 0.4 23,590
Total 85,401.0 100.0 2,738 100.0 31,178
| | Tab. 3.
Basic data for deriving the percentage of Gyeongju in the Gyeongbuk economy and population.
Environment and Safety
Estimation of the Ripple Effects on a Regional Community of the Formation of the Nuclear Energy Science Complex in Gyeongju ı Byung-Sik Lee and Joo Hyun Moon

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
| | Fig. 1.
Analysis procedure for derivation of the ripple effects on Gyeongju.
KRW for value-added inducement, and
9,592 persons for employment inducement.
The analysis of the ripple effects
showed that locating the NESC in
Gyeongju will have a large economic
effect on the Gyeongju region. In addition,
this paper suggested and used
the analysis method to estimate the
ripple effects on the primary local authorities
not listed in the inter-regional
I-O table using its percentage in the
metropolitan municipality economy.
The analysis results of this paper could
provide the basic data for preparing
measures to secure and improve the
acceptability of the local community
in the course of securing the NESC site
in the area of Gyeongju in the future.
References
1. A long-term development plan for the
future nuclear energy systems, Ministry
of Education and Science Technology,
2008.
2. A national basic plan for safe management
of spent nuclear fuel, Ministry of
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science complex, Korea Atomic Energy
Research Institute, 2014.
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atomic energy research institute,
Dongguk University, 2012.
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https://en.wikipedia.org/wiki/
Input%E2%80%93output_model
6. 2005 Inter-regional input-output table,
Bank of Korea, 2009.
Ripple effects
Regional Production
inducement
(in billion KRW)
Value-added
inducement
(in billion KRW)
Employment
inducement
(persons)
7. 2012 Estimation of gross regional
domestic product in cities and counties,
Gyeongbuk (Legal Affairs and Statistic
Office), 2015.
Authors
On Gyeongbuk
| | Tab. 4.
Gyeongsangbuk-do economic ripple effect.
Byung-Sik
Department of Nuclear
Engineering, Dankook University
119, Dandae-ro,
Dongnam-gu Cheonan-Si
Chungnam, 31116, Rep. of Korea
Lee1 and Joo Hyun Moon
Department of Nuclear and Energy
Engineering, Dongguk University-
Gyeongju
123 Dongdae-ro Gyeongju-Si
Gyeongbuk, 38066, Rep. of Korea
Values
On Gyeongju
11,202,402 1,086,633
4,693,804 455,299
96,888 9,592
317
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT
Auf dem langen Weg zu einem
Endlager für hochradioaktive, Wärme
entwickelnde Abfälle
Ein neuer konzeptionell-konfigurativer Ansatz und ein neues
Simulationswerkzeug zur Erarbeitung eines verbesserten
Prozess- und Systemverständnisses für HAW-Entsorgungsanlagen
– ohne und mit direktem längerfristigem Monitoring
Teil 3
Karl-Heinz Lux, Ralf Wolters und Juan Zhao
Im Hinblick auf die Endlagerplanung werden bereits nach BMU (2010) eine Rückholbarkeit der Wärme entwickelnden
hoch radioaktiven Abfälle während der Einlagerung in der Betriebsphase und eine grundsätzliche
Bergbarkeit während der ersten 500 Jahre nach Verschluss des Endlagers in der Nachverschlussphase gefordert. Da die
Einlagerungskammern des Endlagerbergwerkes bereits begleitend während der rückbauartig verlaufenden Einlagerungsphase
und die Infrastrukturbereiche dann anschließend im Rahmen der Stilllegungsphase versetzt werden,
ist der Schritt nicht mehr weit, für diese insgesamt mehrere Jahrzehnte andauernde Betriebsphase auch eine Überwachung
der schon frühzeitig in der Einlagerungsphase versetzten Endlagerbereiche vorzusehen und bei Bedarf auch
darüber hinaus fortzusetzen, um erste Erkenntnisse zur auch tatsächlichen Funktionalität der verschiedenen Endlagersystemkomponenten
zu erhalten. Sowohl für die Überwachung des Endlagers während der Einlagerungsphase wie
auch danach könnte alternativ zu einem bzw. neben einem indirekten Monitoring auch ein direktes Monitoring der
Decommissioning and Waste Management
The Long Path to a Disposal for High Radiocative Waste – A New Approach for a Better Understanding of Processes and the System in a Whole ı Karl-Heinz Lux, Ralf Wolters and Juan Zhao

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 318
versetzten Einlagerungssohle in das Endlagerkonzept implementiert werden. Dieses direkte Monitoring könnte
z.B. durch Anordnung einer längerfristig nach Versatz und Verschluss der Einlagerungssohle offen zu haltenden
Überwachungssohle erfolgen, die mit der Einlagerungssohle über Beobachtungs- bzw. Messbohrlöcher verbunden ist.
Damit resultiert ein zweisöhliges Entsorgungsbergwerk. Allerdings besteht die Sorge, dass durch die zusätzliche
Infrastruktur für eine direkte Überwachungsmaßnahme die geologische Barriere noch zusätzlich perforiert und
dadurch weiter geschwächt wird. Dieser Besorgnis ist durch entsprechende Analysen zum Endlagersystemverhalten
nachzugehen. Der potentielle Gewinn aus der Kontrollierbarkeit des Endlagerverhaltens und damit an Vertrauen in die
Zuverlässigkeit der Endlagerkonzeption und der Endlagerausführung, aber auch an zuverlässig belegter Fehlerkorrekturmöglichkeit
überwiegt bei weitem den zusätzlichen Aufwand an vorlaufenden generischen Untersuchungen zum
Endlagersystemverhalten bei einer auf den ersten Blick grundsätzlich gegenüber den bisherigen konzeptionellen
Planungen veränderten Konfiguration. Allerdings ist dabei vorausgesetzt, dass für diese Untersuchungen auch ein
entsprechendes Analysewerkzeug zur Verfügung steht.
Die Publikation besteht aus insgesamt
drei Teilen.
Im Teil I wird zunächst ein subjektiv
geprägter Überblick gegeben über
einige wesentliche Meilensteine auf
dem nun schon einige Jahrzehnte
andauernden Weg hin zu einem Endlager
für hochradioaktive Wärme entwickelnde
Abfälle in Deutschland.
Insbesondere werden die im Lauf der
Zeit eingetretenen Veränderungen in
den sicherheitstechnischen und in den
gesellschaftlichen Anforderungen an
die Entsorgung hochradioaktiver
Wärme entwickelnder Abfälle und
daraus resultierende Konsequenzen
für die konzeptionell-konfigurative
Ausgestaltung skizziert.
Nach diesen mehr auf grundsätzliche
sicherheitstechnische und gesellschaftspolitische
Aspekte ausgerichteten
Ausführungen und der Vorstellung
eines konzeptionell-konfigurativen
Vorschlags für die Ausgestaltung der
HAW-Entsorgungsanlage folgt im
vorliegenden Teil II die Vorstellung eines
neuen Instrumentariums zur
Simulation des Endlagersystemverhaltens,
insbesondere im Hinblick auf
die spätere Analyse der Auswirkungen
der neuen Konzeption eines zweisöhligen
Entsorgungsbergwerks mit
Einlagerungssohle und Überwachungs
sohle zur längerfristigen
Überwachung auch nach Verschluss.
Der in den letzten Jahren an der TU
Clausthal neu entwickelte FTK-
Simulator besteht aus einer Kopplung
der bekannten und etablierten Simulatoren
FLAC3D zur Abbildung
thermo mechanischer Prozesse (TM-
Prozesse) und TOUGH2 zur Abbildung
thermohydraulischer Prozesse
(TH-Prozesse). Damit ist es nunmehr
möglich, auch großräumige 3D-Strukturen
im Hinblick auf ihr THM-Verhalten
unter endlagerrelevanten Einwirkungen
wie Hohlraumausbruch,
Abfalleinlagerung und Resthohlraumversatz,
Wärmeentwicklung und Gasentwicklung
sowohl im Salinar- wie
auch im Tonsteingebirge zu studieren
und insbesondere Aussagen zu den
fluiddynamischen Prozessen im
verschlossenen Endlager bzw. in der
HAW-Entsorgungsanlage sowohl in
der Tiefenlager- wie auch in der Endlagerphase
bei planmäßiger (wahrscheinlicher)
bzw. unplanmäßiger
(weniger wahrscheinlicher) Entwicklung
zu erarbeiten.
Erste grundlegende Simulationsergebnisse
zum fluiddynamischen
Endlagerverhalten im Kompartiment
Nahfeld eines Referenz-Endlagers
jeweils im Salinar- und Tonsteingebirge
werden vorgestellt. Dabei stehen
die Validierung der physikalischen
Modelle und Einblicknahme in die im
verschlossenen Endlager ablaufenden
fluiddynamischen Prozesse im Vordergrund.
Die fluiddynamischen Prozesse
sind als Träger der radio- und chemotoxischen
Schadstoffmigration von
zentraler Bedeutung für die Sicherheitsanalysen.
In Teil III schließlich folgt die
Vorstellung eines neuen Konzepts zur
Entsorgung hochradioaktiver Wärme
entwickelnder Abfälle. Dieses neue
Entsorgungskonzept für insbesondere
Wärme entwickelnde hochradioaktive
Reststoffe ist in den Grundzügen im
Rahmen der Forschungsplattform
ENTRIA entwickelt worden. Von der
in ENTRIA entwickelten konzeptionellen
Grundlage eines Endlagerbergwerks
mit längerfristigem direktem
Monitoring bei gleichzeitiger
Gewährleistung größtmöglicher passiver
Sicher heit ausgehend erfolgt
hier eine konfigurative Spezialisierung
des Monitoringkonzeptes.
Teil III: Ein neues
konzeptionelles und
konfiguratives Konzept zur
Entsorgung hochradioaktiver
Wärme entwickelnder Abfälle
8 Tiefen-/Endlager mit
längerfristigem direktem
Monitoring
8.1 Konzeptioneller und
konfigurativer Ansatz
Nicht nur zur Festigung des Vertrauens
von Steakholdern und Zivil gesellschaft
in die Zuverlässigkeit der prognostischen
Aussagen zur langfristigen
Sicherheit der Ent sorgungsanlage,
sondern auch zur eigenen Bestätigung
der verantwort lichen Institutionen
erscheint es grundsätzlich geboten,
vielleicht auch sogar erforderlich,
soweit sicherheitstechnisch zulässig
möglichst direkte Überprüfungsmöglichkeiten
zum Verhalten der
Entsorgungsanlage während der
Einlagerungsphase und auch darüber
hinaus nach Verschluss der untertägigen
Anlage vorzusehen. Eine derartig
erweiterte Ausge staltung war
allerdings lange Zeit nicht in das
Endlagerkonzept implementiert, bestand
doch die feste Überzeugung,
durch Anwendung erprobter technischer
Verfahren und Erstellung
umfangreicher standortbezogener
Sicher heitsanalysen eine den sicherheits
technischen Anforderungen auch
langfristig genügende Anlagen
errichten, betreiben und wieder
verschließen zu können.
Internationalen Tendenzen folgend
haben in den vergangenen
Jahren Aspekte wie Reversibilität,
Rückholbarkeit und Bergbarkeit sowie
Monitoring auch zunehmend Eingang
in die Diskussion in Deutschland
gefunden, ESK (2011), BMU (2010).
Daher ist von vornherein in die im
Rahmen der Forschungsplattform
ENTRIA zu untersuchenden Entsorgungsoptionen
auch die Option
„Einlagerung in tiefe geologische
Formationen mit Vorkehrungen zur
Überwachung und Rückholbarkeit“
aufgenommen worden.
Die Weitsicht dieses ENTRIA-
Ansatzes ist durch die Endlagerkommission,
die als bevorzugten
Entsorgungsweg das Endlagerbergwerk
mit Reversibilität, Rückholbarkeit
und Bergbarkeit empfiehlt,
nachdrücklich bestätigt worden,
Kommission „Lagerung hoch radioaktiver
Abfallstoffe“ (2016).
Dabei sind zentrale Komponenten:
• ein sicherer Einschluss mit geologischer
Barriere / ewG bzw. technischer
Barriere / Behälter,
Decommissioning and Waste Management
The Long Path to a Disposal for High Radiocative Waste – A New Approach for a Better Understanding of Processes and the System in a Whole ı Karl-Heinz Lux, Ralf Wolters and Juan Zhao

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
• die Reversibilität als Möglichkeit
zur Korrektur von Entscheidungen,
• die Rückholbarkeit als Fähigkeit
zur Rückholung der Abfälle nach
Einlagerung,
• die Bergbarkeit als Möglichkeit der
Rückholung der Abfälle auch noch
bis zu 500 Jahren nach Verschluss
sowie
• die Offenhaltung von Handlungsmöglichkeiten
für zukünftige
Generationen einschließlich der
Möglichkeit zur Fehlerkorrektur
bei nicht den sicherheitlichen
Anforderungen entsprechendem
Anlagenverhalten.
Diese Möglichkeit zur Fehlerkorrektur
soll insbesondere deshalb vorgesehen
werden, weil eine nur begrenzte
Prognosefähigkeit angesichts geotektonischer
Ungewissheiten und
der Temperaturentwicklung gesehen
wird. Ein Anlagenmonitoring wird
daher während der Einlagerungsphase
und darüber hinaus gefordert.
Um den konzeptionellen Ansatz
konfigurativ umzusetzen, ist im
Rahmen von ENTRIA als Referenzentsorgungsanlage
ein zweisöhliges
Bergwerk konzipiert worden, das aus
einer Einlagerungssohle und einer
Überfahrungssohle besteht, von der
aus Bohrlöcher in die Einlagerungssohle
geteuft sind. Über diese mit
geeigneten Messgebern bestückten
Bohrlöcher kann das Verhalten der
Einlagerungssohle und ihres Umfeldes
auch über die Einlagerungsphase hinaus
und damit längerfristig direkt
beobachtet werden. Bei vermuteten
Fehlmessungen oder dem Ausfall von
Messgebern besteht grundsätzlich
die Möglichkeit, Messgeber auszutauschen.
Die Einlagerungssohle wird
in dieser Konzeption wie bislang auch
synchron zur Abfalleinlagerung versetzt
und verschlossen, während die
Monitoringsohle mit den Beobachtungsbohrlöchern
längerfristig offengehalten
wird. Damit besteht die
Möglichkeit, den verschlossenen Einlagerungsbereich
einerseits schon
frühzeitig in den Zustand einer
passiven Sicherheitsgewährleistung
zu überführen, ihn andererseits aber
auch in seinem nunmehr von außen
unbeeinflussten Verhalten längere
Zeit direkt zu beobachten und eine
den Vorgaben entsprechende Entwicklung
explizit festzustellen, nicht
nur zu erhoffen bzw. zu vermuten.
Bei anforderungsgerechtem Verhalten
werden auch Bohrlöcher und
Monitoringsohle sowie die restlichen
Schachtbereiche versetzt und verschlossen.
Damit wird das zunächst
noch überwachte Tiefenlager in
das dann nachsorgefreie Endlager
transformiert. Folgende Vorteile werden
gesehen:
• unmittelbare punktuell / flächenhafte
Beobachtung des Tiefenlagerverhaltens,
• zuverlässige Erhebung von entscheidungsrelevanten
Messdaten,
• Möglichkeit zum Austausch von
defekten Messinstrumenten,
• zeitnahes Erkennen von Fehlentwicklungen
des Tiefenlagers,
• messtechnisch belegte Entscheidungsgrundlage
für Endlagerung
bzw. Rückholung,
• schrittweises Vorgehen bis zur
finalen Implementierung des Endlagers
mit belegter Fehlerkorrekturmöglichkeit,
• keine Erfordernis einer irreversiblen
Entscheidung schon von
Anfang an gegenüber zukünftigen
Generationen,
• größtmögliche Sicherheit und
zugleich Flexibilität auch in einem
übergenerationell demokratischen
Rahmen,
• Erhalt einer Mitwirkungsmöglichkeit
zukünftiger Generationen.
Allerdings muss auch angesprochen
werden, dass dieser konzeptionelle
Ansatz sicherheitstechnisch einige
Nachteile aufweist bzw. aufweisen
könnte. Zu nennen sind hier:
• größerer untertägiger Raumbedarf
in Barrierenqualität für den einschlusswirksamen
Gebirgsbereich
(ewG) → Reduzierung der Platzangebote,
• längerfristiger technogener Eingriff
in das tiefenlagernahe Gebirge
durch Auffahrung und Offenhaltung
der Überwachungssohle
→ höheres betriebliches Risiko,
• zusätzliche Einwirkung auf die
geologische Umgebung der
Einlagerungssohle innerhalb des
ewG/ außerhalb ewG → zusätzliche
Barrierenschädigung,
• zusätzliche Versatz- und Verschlussmaßnahmen
im Bereich der
Messbohrlöcher /Monitoringsohle.
Vor diesem konzeptionellen Hintergrund
ist ein neuer konfigurativer
Ansatz für ein Endlagerbergwerk entwickelt
worden, der einerseits ein
direktes Monitoring in noch festzulegender
Intensität ermöglicht, der
andererseits aber auch eine nur
mäßige zusätzliche Perforation der
geologischen Barriere bedingt. Ob
sich hieraus mehr als nur marginale
nachteilige Auswirkungen auf die
Standortsuche und die langfristige
Sicherheit der Entsorgungsanlage
ergeben, muss durch entsprechende
Untersuchungen ermittelt werden.
Erste Befunde werden nachfolgend
vorgestellt.
Grundsätzlich wird davon ausgegangen,
dass durch die Standortauswahl
gewährleistet wird, dass sich
auch die zweisöhlige Entsorgungsanlage
mit Einlagerungs- und Monitoringsohle
innerhalb des einschlusswirksamen
Gebirgsbereiches platzieren
lässt. Die aus diesem konfigurativen
Ansatz auf den untertägigen
Raumbedarf resultierenden Auswirkungen
sind über diese ersten
orientierenden Analysen hinaus möglichst
zeitnah noch grundlegend und
umfassend zu ermitteln.
8.2 Globalmodell für ein
generisches Referenz-
Tiefenlager / Endlagersystem
mit Überwachungssohle
(Tonsteingebirge /
Salinargebirge)
Als Erweiterung des Basis-Globalmodells
mit einem 1-söhligen
Referenz- Entsorgungsbergwerk ist ein
2-söhliges Globalmodell entwickelt
worden, das in seiner konfigurativen
Ausgestaltung auf der unten gelegenen
Einlagerungssohle dem Basis-
Globalmodell entspricht, aber im
Salinargebirge 40 m und im Tonsteingebirge
20 m oberhalb der Einlagerungssohle
zusätzlich noch eine
Überfahrungssohle enthält zur Schaffung
einer Monitoringmöglichkeit zur
Überwachung des Tiefenlagerbergwerksverhaltens
auf der Einlagerungssohle,
z.B. für die Kontrolle des
längerfristigen Verhaltens der Einlagerungsbehälter
bezüglich Beanspruchung,
Korrosion und Dichtheit
im Hinblick auf Radionuklidfreisetzung
und Erhalt der Rückholbarkeit
bzw. der Bergbarkeit, aber auch
und insbesondere der Entwicklung
der geologischen und geotechnischen
Barrieren bezüglich des Konvergenzverhaltens
der Einlagerungsstrecken
und der Versatzdruck-, Temperaturund
Fluidphasenentwicklung innerhalb
der Einlagerungsstrecken und im
Nahfeld des Tiefenlagerbergwerks. Zu
diesem Zweck soll die Überwachungssohle
auch nach der vollständigen
Verfüllung der Einlagerungssohle
noch für einen längeren Zeitraum von
einigen Jahrzehnten, im Extremfall
einigen hundert Jahren offen gehalten
werden können. Das Monitoring der
Einlagerungssohle könnte erfolgen
über vertikale Bohrlöcher, die aus
der Überwachungssohle direkt in
die Einlagerungsstrecken abgeteuft
werden, um über diese Bohrlöcher die
Installation und gegebenenfalls auch
die Wartung von verschiedenartigen
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 319
Decommissioning and Waste Management
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DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 320
Messinstrumenten in der Einlagerungssohle
und in ihrem Umgebungsbereich
zu ermöglichen. Es ist an
dieser Stelle darauf hinzuweisen, dass
der Einsatz von Bohrlöchern zum
Monitoring in nicht bzw. nicht mehr
zugänglichen Gebirgsbereichen kein
grundsätzlich neuartiges Konzept
ist, da Monitoringbohrlöcher relativ
häufig zur Messung unterschiedlicher
Parameter im Gebirge in der Umgebung
von in situ-Experimenten eingesetzt
werden, z.B. im Rahmen des
TSDE-Experiments zur Erfassung der
räumlich-zeitlichen Temperaturentwicklung
in der Streckensohle unterhalb
der elektrischen Erhitzer, Bechthold
et al. (1999). Dennoch ist der
Einsatz von Monitoringbohrlöchern
aus einer Überwachungssohle bis
direkt in die Einlagerungsstrecken
hinein als wesentlicher Bestandteil
eines HAW-Entsorgungsanlagenkonzeptes
in der nationalen und internationalen
Literatur noch nicht vorgeschlagen
worden.
Das Abteufen der Monitoringbohrlöcher
sollte vor der Einlagerung der
Abfallbehälter erfolgen, um diese
nicht unbeabsichtigt zu beschädigen.
Alternativ könnte die Beobachtung
des Tiefenlagerverhaltens auf der Einlagerungssohle
über Bohrlöcher bei
modifizierter Positionierung der
Bohrlöcher auch bis in den Versatzbereich
zwischen den Behältern fortgeführt
werden, z.B. durch bereits
während der Einlagerung installierte
Messstationen in versetzten Streckenbereichen.
Die Bohrlöcher sollten
derart angelegt werden, dass eine
Reparatur bzw. ein Austausch defekter
Messinstrumente möglich wäre.
Ein Stahlausbau sollte dem konvergenzbedingten
Verschluss der Bohrlöcher
entgegenwirken. Zur Reduzierung
der Direktstrahlung sollten die
Bohrlöcher mit einem Deckelsystem
abgedeckt werden, das allerdings
derart ausgestaltet sein sollte, dass es
auch für den Fall eines ausbleibenden
endgültigen Verschlusses der Monitoringbohrlöcher
sowie der Überwachungssohle
am Ende der geplanten
Monitoringphase – z.B. aufgrund
gesellschaftlicher Umbrüche – den
Austritt von Radionukliden aus dem
einschlusswirksamen Gebirgsbereich
über zunächst die Bohrlöcher, dann
die Überwachungssohle und zuletzt
den Schacht verhindern oder zumindest
in hinreichendem Maße verzögern
kann.
Die Anordnung der Überwachungssohle
im Salinargebirge 40 m bzw. im
Tonsteingebirge 20 m oberhalb der
Einlagerungssohle sowie der von der
| | Abb. 18.
Gesamtansicht des Globalmodells (ii) mit Überwachungssohle und Monitoringbohrlöchern für eine
HAW-Entsorgungsanlage im Salinar- bzw. im Tonsteingebirge.
| | Abb. 19.
Detailansicht des Einlagerungsbereichs im Globalmodell (ii) mit Überwachungssohle und
Monitoringbohrlöchern für eine HAW-Entsorgungsanlage im Salinar- bzw. im Tonsteingebirge
(Lage der Monitoringstrecken perspektivisch verzerrt).
Überwachungssohle in die Einlagerungssohle
abgeteuften Monitoringbohrlöcher
ist zu ersehen aus Abbildung
18 (Gesamtansicht) und aus
Abbildung 19 (Detail ansicht für den
Bereich der Einlagerungsfelder). Es ist
zu erkennen, dass die Überwachungssohle
nur aus Richtstrecken und
Monitoring strecken besteht. Von den
Monitoring strecken ausgehend werden
die Bohrungen in die Einlagerungs
strecken abgeteuft. Die
Monitoring strecken sind jeweils im
Bereich der halben Streckenlänge der
Einlagerungsstrecken orthogonal zu
den Einlagerungsstrecken ausgerichtet,
um die Perforation der Wirtsgesteinsformation
zu minimieren.
8.3 Simulation
der Betriebsphase
Referenz-Entsorgungsanlagensystem
mit Überwachungssohle
Auch im Rahmen der rechnerischen
Simulation zum Systemverhalten des
Referenz-Entsorgungsanlagensystems
mit Überwachungssohle im Salinarsowie
im Tonsteingebirge wird mit
Blick auf die fluiddynamischen Prozessabläufe
zunächst der Schacht
abgeteuft, allerdings nur bis zur Teufe
der Überwachungssohle. Von dort aus
wird dann ein Teil der Überwachungssohle
aufgefahren, um auf diese Weise
eine erste untertägige Erkundung
des Wirtsgesteins zu ermöglichen.
Anschließend wird dann der restliche
Schacht abgeteuft, danach folgt die
Auffahrung der Infrastrukturbereiche
(hier eine Richtstrecke) und schließlich
werden sukzessive die Lagerstrecken
aufgefahren, wobei sich
analog zum Referenz-Entsorgungsanlagensystem
ohne Überwachungssohle
die Auffahrung einer neuen
Einlagerungsstrecke und die Abfallbehältereinlagerung
und der Versatz
einer vorherigen Einlagerungsstrecke
abwechseln, allerdings mit dem entscheidenden
Unterschied, dass vor
der Abfalleinlagerung in einer Einlagerungsstrecke
zunächst das jeweilige
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atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Monitoringbohrloch aus der vorher
erweiterten Überwachungssohle in
diese Einlagerungsstrecke abgeteuft
und mit geeigneten Messinstrumentarien
ausgestattet wird.
Nach Ende des Einlagerungsbetriebes
wird auch die zum Schacht
führende Richtstrecke mit dem unteren
Bereich des Schachtes versetzt, der
weitere Schacht und die Überwachungssohle
bleiben jedoch für den
vorgesehenen Zeitraum des Monitorings
weiterhin offen. Die Moni toringbohrlöcher
bleiben ebenfalls unversetzt,
um den Austausch defekter Messinstrumente
zu ermöglichen, werden
allerdings zum Schutz vor
Direktstrahlung mit einer mit geringem
Aufwand zu öffnenden Verschlusskonstruktion
abgedeckt. Nach Ende
der Monitoringphase werden dann
die Monitoringbohrlöcher, die Überwachungssohle
und der Schacht ebenfalls
versetzt sowie mit Verschlussbauwerken
versehen.
8.4 Ausgewählte Simulationsergebnisse
der Basis-
Simulation zum Referenz-
HAW-Entsorgungsanlagensystem
mit Überwachungssohle
8.4.1 Temperaturentwicklung
im Bereich der Überwachungssohle
im Salinargebirge
und im Tonsteingebirge
Ein wesentlicher Parameter für die
kon figurative Ausgestaltung des
Tiefenlager-/Endlagersystems mit
Über wachungssohle ist der erforderliche
bzw. standortbezogen mögliche
Abstand zwischen Einlagerungssohle
und Überwachungssohle. Dieser Abstand
hat insbesondere Einfluss auf
den zusätzlichen Raumbedarf des
Entsorgungsbergwerks und damit auf
die vertikale, möglicherweise auch
laterale Ausdehnung des einschlusswirksamen
Gebirgsbereiches. Er wird
bedingt einerseits durch eine aus
Gründen des Arbeits- und Gesundheitsschutzes
vorzunehmende Begrenzung
der im Bereich der Überwachungssohle
infolge der Zerfallswärmeentwicklung
auf der Einlagerungssohle
zu erwartenden erhöhten
Gebirgstemperaturen, hat andererseits
aber auch Einfluss auf die induzierte
zusätzliche mechanische Beanspruchung
des Barrierengebirges. Um
Temperaturgrenzwerte einzuhalten,
könnte sich aus der Anordnung einer
Überwachungssohle auch das Erfordernis
einer konfigurativen Umgestaltung
der Einlagerungssohle ergeben,
| | Abb. 20.
Exemplarische Darstellung des einschlusswirksamen Gebirgsbereichs für ein Tiefenlager-/Endlagerbergwerksystem
mit Überwachungssohle.
z.B. hinsichtlich des Abstandes der
Einlagerungsstrecken oder der Belegungsdichte.
Grundsätzlich sollte ein
Abstand gewählt werden, der thermisch
und auch thermomechanisch
verträglich ist, der zu keinen gegenseitigen
Wechselwirkungen in der
mechanischen Beanspruchung während
der Offenhaltungszeit der Überwachungssohle
führt und der auch so
groß ist, dass bis zum geohydraulisch
wirksamen Verschluss der Überwachungssohle
planmäßig kein
Radio nuklidtransport bis zur Überwachungssohle
zu erwarten ist. Damit ist
ein als zusätzliches Risiko anzusehender
Radionuklidtransport über das
vormalige Streckensystem auf der
Überwachungssohle konzeptionell
ausgeschlossen. Da die Überwachungssohle
in den einschlusswirksamen
Gebirgsbereich integriert ist,
sind durch das längerfristige
Monitoring keine nach außen wirksamen
Barrierenschwächungen zu
erwarten. Dieser zunächst als hypothetisch
anzusehende Ansatz ist
allerdings noch durch umfassende
generische Analysen zu bestätigen.
Da die Anforderung besteht, dass
die Abfallbehälter bis zu mindestens
500 Jahre nach Verschluss der Einlagerungssohle
bergbar sein müssen,
ist nicht davon auszugehen, dass in
der noch unbestimmten, aber wohl
deutlich kürzeren Beobachtungszeit
konfigurativ geprägte Vorsorgemaßnahmen
gegen eine Radionuklidmigration
von der Einlagerungssohle
zur Überwachungssohle implementiert
werden müssen. Während Untersuchungen
zur mechanischen Interaktion
zwischen Einlagerungssohle
und Überwachungssohle mit Hilfe
von Lokalmodellen durchzuführen
sind, sind neben den geohydraulischen
auch die geothermischen Prozesse
mit den hier vorgestellten
Globalmodellen analysierbar. Nachstehend
werden erste Ergebnisse
vorgestellt.
Abbildung 20 zeigt zur Illustration
die hier vorgegebene Kon figuration
der Entsorgungsanlage mit einem exemplarisch
zugeordneten einschlusswirksamen
Gebirgsbereich. Für den
hier eingetragenen einschlusswirksamen
Gebirgsbereich sind die
sicherheitstechnischen Vorgaben aus
BMU (2010) einzuhalten. Dieser
Ansatz gilt im Grundsatz gleichermaßen
sowohl für das Tonsteingebirge
wie auch für das Salinargebirge.
Im Fall des Tonsteingebirges gilt
die Rahmenbedingung, dass der
advektiv getragene Schadstofftransport
geringer sein muss als der unvermeidliche
diffusiv getragene Schadstofftransport
und am Rand des einschlusswirksamen
Gebirgsbereich die
in BMU (2010) festgelegten Grenzwerte
einzuhalten sind. Dagegen ist
im Fall des Salinargebirges aufgrund
seiner geogenen Impermeabilität
zunächst weder ein advektiv noch ein
diffusiv getragener Schadstofftransport
zu besorgen. Allerdings ist nicht
auszuschließen, dass im Lauf der Zeit
infolge Konvergenz und Korrosionsgasbildung
Porengasdrücke im kompaktierten
Versatz der Strecken auf
der Einlagerungssohle entstehen, die
zu einer druckgetriebenen Infiltration
von Porengasen in das Salinargebirge
führen. Die Entwicklung dieser
druckgetriebenen Infiltrationszone ist
bereits in Abschnitt 7.2.3 diskutiert
worden. Ihre räumliche Ausdehnung
sollte den Rand des einschlusswirksamen
Gebirgsbereiches nicht überschreiten
bzw. sollten dort die vorstehend
erwähnten Grenzwerte nach
BMU (2010) eingehalten werden.
Zur Illustration zeigt Abbildung 21
zunächst die Temperaturver teilung
im Salinargebirge im Niveau der
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 321
Decommissioning and Waste Management
The Long Path to a Disposal for High Radiocative Waste – A New Approach for a Better Understanding of Processes and the System in a Whole ı Karl-Heinz Lux, Ralf Wolters and Juan Zhao

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DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 322
| | Abb. 21.
Temperaturverteilung in einem Horizontalschnitt 40 m oberhalb der Einlagerungssohle bei Erreichen der
Maximaltemperatur von ca. 46 °C etwa 90 Jahre nach Verschluss der Einlagerungssohle im Salinar gebirge
(mit Projektion der Einlagerungssohle in den dargestellten Horizontalschnitt (graues Streckensystem)).
Überwachungssohle bei einem vertikalen
Abstand von 40 m zwischen Einlagerungssohle
und Überwachungssohle.
Zu ersehen ist, dass etwa 90
Jahre nach Verschluss der Einlagerungssohle
die Maximaltemperatur im
Bereich der Überwachungssohle mit
ca. 46 °C erreicht wird. Diese Temperatur
ist arbeitsrechtlich als zulässig
anzusehen, KlimaBergV (1983).
Ergänzend zeigen die Abbildungen
22 und 23 für ausge wählte
Beobachtungspunkte zum Vergleich
die zeitlichen Temperaturentwicklungen
des 1-söhligen und des
2-söhligen Entsorgungsbergwerks im
Salinar gebirge. Zu ersehen ist zunächst,
dass sich die Auffahrung und
Offenhaltung der Überwachungssohle
zumindest im Bereich der vorgegebenen
Beobachtungspunkte nicht
auf die Temperaturverteilung auf der
Einlagerungssohle auswirkt. Lokal
sind im Bereich der Messbohrlöcher
infolge Wärmetransport über die
Mess bohrlöcher geringere Gebirgstemperaturen
zu erwarten. Weiterhin
zu ersehen ist, dass nach dem hypothetisch
angenommenen Verschluss
der Überwachungssohle dort maximale
Temperaturen von nur noch
36 °C vorliegen.
Für das Tonsteingebirge zeigen die
Abbildungen 24 bis 27 ebenfalls die
räumliche und zeitliche Temperaturentwicklung
im Gebirge. Allerdings ist
hier die Wärmeleistung der Abfallbehälter
signifikant geringer. Im Bereich
der Überwachungssohle wird nach
Abb. 24 bei einem Abstand von 40 m
zwischen Einlagerungs- und Überwachungssohle
die Maximaltemperatur
von T = 33 °C etwa 300 Jahre nach
Verschluss der Einlagerungssohle erreicht.
Damit ergibt sich die maximale
Gebirgs temperatur in der Überwachungs
sohle zum Ende der exemplarisch
auf 300 Jahre terminierten
Monitoringphase. Sie liegt damit nur
etwa 5 °C über der primären Gebirgstemperatur.
Allerdings sind entsprechend
KlimaBergV (1983) im Tonsteinge
birge Effektivtemperaturen –
definiert als in Abhängigkeit von der
Trockentemperatur, der Feuchttemperatur
und der Wettergeschwindigkeit
ermittelter Klimawert – von nur bis zu
30 °C zulässig. Im Einzelfall dürfen
Personen unter bestimmten Bedingungen
insbesondere hinsichtlich der
Arbeitszeit bis zu einer Effektivtemperatur
von 32 °C beschäftigt werden.
Zudem kann die zuständige Behörde
entsprechend KlimaBergV (1983) in
Einzelfällen Ausnahmen zulassen,
wenn durch besondere Einrichtungen
sicher gestellt ist, dass für den
einzelnen Beschäftigten die Klimabelastung
in ihrer physiologischen
Gesamt wirkung nicht so groß ist
wie bei einer Effektivtemperatur
von mehr als 30 °C. Die Temperaturentwicklung
auf der Einlagerungssohle
ist im Bereich der ausgewählten
Beobachtungspunkte in der Wirtsgesteinsformation
Tonsteingebirge
ebenso wie in der Wirtsgesteinsformation
Salinar gebirge abhängig von der
konfigura tiven Ausgestaltung des
Endlagerbergwerksystems mit einer
oder zwei Sohlen.
Abb. 25 zeigt, dass ebenso wie im
Salinargebirge auch im Tonsteingebirge
durch die Anordnung der Überwachungssohle
keine Veränderung
der Temperaturentwicklung auf der
Einlagerungssohle zu verzeichnen ist.
Aus Abb. 26 sind ergänzend für
ausgewählte Beobachtungspunkte auf
der Überwachungssohle die Temperaturentwicklungen
nach Verschluss zu
ersehen.
Alternativ ist auch für eine Tonsteingebirgsmächtigkeit
von M =
100 m untersucht worden, welche
Temperaturfelder sich bei einem
Abstand zwischen Einlagerungssohle
und Überwachungssohle von nur
20 m im Bereich der Überwachungssohle
ergeben. Hierzu zeigt Abb. 27
die extremale Temperaturverteilung
im Bereich der Überwachungssohle in
einem Horizontalschnitt 20 m oberhalb
der Einlagerungssohle, die sich
ca. 80 Jahre nach Verschluss der Einlagerungssohle
einstellt. Die Maximaltemperatur
erreicht in diesem Fall
ca. 36 °C, sodass aus Gründen des
Arbeits- und Gesundheitsschutzes
| | Abb. 22.
Temperaturentwicklung in der Einlagerungssohle des 1-söhligen Endlagersystems
bzw. des 2-söhligen Tiefenlager-/Endlagersystems im Salinargebirge.
| | Abb. 23.
Temperaturentwicklung in der Überwachungssohle des 2-söhligen Tiefenlager-/
Endlagersystems im Salinargebirge.
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| | Abb. 24.
Temperaturverteilung in einem Horizontalschnitt 40 m oberhalb der Einlagerungssohle bei Erreichen der
Maximaltemperatur von ca. 33 °C etwa 300 Jahre nach Verschluss der Einlagerungssohle im Tonstein gebirge
(mit Projektion der Einlagerungssohle in den dargestellten Horizontalschnitt (graues Streckensystem)).
zusätzliche Maßnahmen erforderlich
werden – entweder planerisch durch
konfigurative Maßnahmen auf der
Einlagerungssohle oder betriebstechnisch
z.B. durch Kühlung der
Wetter.
Vor dem Hintergrund dieser ersten
orientierenden Simulationsbefunde
wird erkennbar, dass aus Sicht der im
Bereich der Überwachungssohle zu
erwartenden Gebirgstemperaturen
bei den vorgegebenen Einlagerungsrahmenbedingungen
und den gewählten
Abständen zwischen Einlagerungssohle
und Überwachungssohle
keine als signifikant anzusehenden
Einschränkungen für die Offenhaltung
und den Betrieb der Monitoringsohle
resultieren. Auf die Einlagerungssohle
hat die Existenz der
Überwachungssohle aus thermischer
Sicht keine nachhaltigen Auswirkungen.
8.4.2 Fluiddynamische Prozesse
im Tonsteingebirge
Die Betriebsphase inkl. der mehrere
Jahrzehnte bis Jahrhunderte andauernden
Überwachungsphase ist für
das Referenz-HAW-Entsorgungsanlagensystem
mit Überwachungssohle
im Tonsteingebirge bereits in Abschnitt
8.3 erläutert worden. Nach
Ende der Überwachungsphase werden
sowohl die Monitoring- Bohrlöcher wie
auch die Überwachungssohle mit
Bentonit versetzt, bevor letztendlich
der Schacht mit Verschlussbauwerken
versehen und im restlichen Bereich
verfüllt wird.
Trotz des Versatzes der Monitoring-
Bohrlöcher und der Überwachungssohle
kommt es zu einem Fluidstrom
aus der Einlagerungssohle durch die
Monitoring-Bohrlöcher in die Überwachungssohle
und zwar durch
den Porenraum des Versatzmaterials.
Abbildung 28 zeigt exemplarisch den
Gasvolumenstrom zum Zeitpunkt
nach Verschluss der Einlagerungssohle.
Da zu diesem Zeitpunkt die aus
der Behälterkorrosion resultierende
Gasbildung noch nur einen marginalen
Einfluss auf die ablaufenden
fluiddynamischen Prozesse hat,
werden in Abb. 28 die Bewegungen
der aus der Einlagerungssohle durch
das aus dem umgebenden Tonsteingebirge
zufließende Porenwasser
verdrängten Porenluft dargestellt. Anhand
der dargestellten Fließvektoren
ist zu ersehen, dass die verdrängte
Porenluft innerhalb der Einlagerungsstrecken
von den Endbereichen der
jeweiligen Einlagerungsstrecken zunächst
in Richtung Kammerverschlussbauwerk
strömt, wobei sich
dieser Volumenstrom allerdings auf
| | Abb. 25.
Temperaturentwicklung in der Einlagerungssohle des 1-söhligen Endlagersystems
bzw. des 2-söhligen Tiefenlager-/Endlagersystems im Tonsteingebirge.
| | Abb. 26.
Temperaturentwicklung in der Überwachungssohle des 2-söhligen Tiefenlager-/
Endlagersystems im Tonsteingebirge.
Höhe der Monitoring-Bohrlöcher aufteilt,
so dass ein Teil der verdrängten
Porenluft durch die Bohrlöcher in die
Überwachungssohle migriert und sich
am oberen Bohrlochende weiter in
beide Streckenrichtungen verteilt.
Dieser Volumenstrom führt zu einem
im Vergleich mit der Basis-Simulation
zum Referenz-Endlagersystem ohne
Überwachungssohle im Tonsteingebirge
langsameren Fluiddruckaufbau
in der Einlagerungssohle. Zudem
steigt der Fluiddruck auch deswegen
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 323
| | Abb. 27.
Temperaturverteilung in einem Horizontalschnitt 20 m oberhalb der Einlagerungssohle bei Erreichen der
Maximaltemperatur von ca. 36 °C etwa 80 Jahre nach Verschluss der Einlagerungssohle im Tonsteinge birge
(mit Projektion der Einlagerungssohle in den dargestellten Horizontalschnitt (graues Streckensystem)).
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| | Abb. 28.
Gasvolumenstrom im HAW-Entsorgungsbergwerk (hier: Einlagerungssohle, Monitoring-Bohrlöcher und
Überwachungssohle) zum Zeitpunkt t = 1.000 a nach Verschluss der Einlagerungssohle.
langsamer an, weil sich der Zustrom
des Porenwassers in die Einlagerungssohle
insbesondere aus dem Tonsteingebirge
zwischen der Einlagerungsund
der Überwachungssohle etwas
reduziert, da ein Teil des Porenwassers
auch in die Überwachungssohle
fließt.
Aufgrund des weniger intensiven
Fluiddruckaufbaus in der Einlagerungssohle
weisen auch die in der
Einlagerungssohle ablaufenden fluiddynamischen
Prozesse eine geringere
Intensität auf; allerdings weisen
die Volumenströme innerhalb der
Monitoring-Bohrlöcher erwartungsgemäß
erheblich größere Fließraten
auf als das entsprechende Tonsteingebirge
in der Basis-Simulation zum
Referenzsystem ohne Überwachungssohle
sowie ohne Monitoring-Bohrlöcher.
Ebenso wie für das Tiefen-/Endlager
ohne Überwachungssohle entsprechend
Abschnitt 7 können hier
für das Tiefen-/Endlager mit Überwachungssohle
die Zustandsgrößen
im Bereich der Einlagerungssohle und
des umgebenden Barrierengebirges
in ihrer zeitlichen Entwicklung dargestellt
werden. Da im Grundsatz
ähnlich Verläufe wie in den Abb. 15
und Abb. 16 erhalten werden, soll auf
eine explizite Dar stellung verzichtet
werden. Allerdings ist hier zu erwähnen,
dass genau diese Zustandsgrößen
wie z.B. Temperatur, Sättigungsgrad
und Porengasdruck sowie
Gebirgsdeformationen und Versatzdruck
eine Überwachung des
Tiefenlagers ermöglichen, kennzeichnen
sie in einer aus den rechnerischen
Simulationen folgenden Bandbreite
doch das Verhalten eines sich den
Erwartungen entsprechend entwickelnden
Tiefenlagers. Bei signifikanten
Abweichungen von diesen
Erwartungswerten wäre zu prüfen,
welche Ursachen bestehen könnten,
welche Auswirkungen sicherheitstechnisch
resultieren und wie weiter
vorzugehen ist. Ultima ratio wäre
dann die Rückholung der Abfälle.
8.5 Funktionalitätsüberprüfung
geotechnischer
Barrieren
Die Anordnung einer Überfahrungssohle
bietet neben dem direkten
Monitoring des Tiefenlagerverhaltens
im Bereich der Einlagerungsstrecken
und des umgebenden einschlusswirksamen
Bereiches noch weitere
Vorteile:
• Möglichkeit der direkten Überprüfbarkeit
der Funktionalität
geotechnischer Barrieren
• Möglichkeit zum Beleg der Funktionalität
geotechnischer Barrieren
noch innerhalb der Überwachungszeit
Dabei besteht die Voraussetzung, dass
geotechnische Barrieren mit zeitnaher
Entfaltung ihrer Wirksamkeit im
Rahmen von Forschungsvorhaben
entwickelt und dann später auch in
die Planung und Ausführung übernommen
werden.
Durch die zusätzliche Anordnung
einer Überfahrungssohle kann damit
nicht nur beobachtet werden, wie sich
das Tiefenlager auf der Einlagerungssohle
und in ihrer näheren Umgebung
verhält. Durch das Abteufen weiterer
Bohrlöcher im Bereich von geotechnischen
Barrieren wie z.B. Strecken-
und Schachtverschlussbauwerken
könnte zusätzlich auch überprüft werden,
wie sich die geotechnischen Barrieren
hinsichtlich ihrer hydraulischen
Leistungsfähigkeit entwickeln
und ob zu erwarten ist, dass sie den an
sie im Rahmen des Safety Case gestellten
Anforderungen genügen.
Abbildung 29 zeigt exem plarisch
eine Anordnung, bei der über hydraulische
Tests direkt die Perme abilitätsentwicklung
der auf der Einlagerungssohle
implementieren geotechnischen
Barrieren (in grün dargestellt)
überprüft werden kann.
Besonders vorteilhaft im Hinblick
auf die auf messtechnisch positiven
Befunden beruhende Überführung
des Tiefenlagers in ein Endlager
wären geotechnische Barrieren, die
geomilieubezogen langzeitbeständig
sind und die ihre hydraulische
Leistungsf ähigkeit zeitnah nach
Verschluss der Einlagerungssohle
erreichen.
Für das Steinsalzgebirge besteht
eine Möglichkeit für die Konstruktion
einer geotechnischen Barriere aus
arteigenem Material darin, als Baustoff
Salzschnittblöcke zu verwenden
und diese möglichst fugenarm zu
einem Barrierenbauwerk zusammenzu
fügen. Verbleibende Fugen könnten
zur weiteren Reduktion des Restporenraumes
noch mit einem speziellen
Fugenfüllbaustoff versehen
werden, z.B. einer übersättigten Salzlösung,
selbstheilendem Versatzmaterial
(SVV) entsprechend Delfs et
al. (2010) oder auch Bitumen nach
Kudla et al. (2013). Grundsätzlich ist
| | Abb. 28.
Zweisöhlige Entsorgungsanlage mit Anordnung zusätzlicher Bohrlöcher zur Überprüfung der Funktionalität
geotechnischer Barrieren, Prinzipdarstellung.
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| | Abb. 29.
Erste orientierende Versuche zur Entwicklung eines geotechnischen Barrierenbauwerks aus Salzschnittblöcken,
Lux et al. (2012).
davon auszugehen, dass aufgrund des
von Anfang an geringen Restporenraumes
von nur einigen wenigen Prozent
infolge der Gebirgskon vergenz
und des Kompaktionsdruckaufbaus in
einem derartigen geotechnischen Barrierenbauwerk
schon nach wenigen
Jahrzehnten eine hinreichend geringe
Permeabilität erreicht wird. Verstärkt
wird dieser Prozess der konvergenzbedingten
Kompaktion im Umgebungsbereich
der Einlagerungsbereiche, da
hier durch die zerfallswärmebedingte
Temperaturerhöhung relativ frühzeitig
auch eine Intensivierung der
Gebirgskonvergenz erfolgt. Zur Illustration
dieser Konzeption eines geotechnischen
Barrierenbauwerks aus
Salzschnittblöcken zeigt Abbildung
30 Ergebnisse aus orientierenden Versuchen,
die im Rahmen eines ersten
Forschungsvorhabens im Labormaßstab
erarbeitet worden sind, Lux
et al. (2012).
Gegenwärtig werden am Lehrstuhl
für Deponietechnik und Geomechanik
der TU Clausthal im Technikumsmaßstab
grundlegende Arbeiten zur
konstruktiven Gestaltung und zur
Ermittlung der hydraulisch-mechanischen
Eigenschaften eines Barrierenbauwerks
aus Salzschnittblöcken
unter Gebirgsdruckwirkungen durchgeführt,
Düsterloh (2014). Dazu ist ein
spezieller Versuchsstand konstruiert
und gebaut und zwischenzeitlich auch
in Betrieb genommen worden, Abbildung
31.
Für das Tonsteingebirge wäre an
einer gleichartigen geotechnischen
Barrierenkonstruktion mit zeitnah
nach Einbau zu überprüfender
hydrau lischer Leistungsfähigkeit zu
arbeiten.
9 Ausblick
In Deutschland steht die Suche nach
einem Standort für die Endlagerung
Wärme entwickelnder radioaktiver Abfälle
vor einem Neuanfang – dokumentiert
durch das im Jahr 2013 mit großer
politischer Mehrheit beschlossene
Standortauswahlgesetz, das in den
vergangenen Jahren als Vorphase des
Standortauswahlverfahrens von der
Kommission „Lagerung hoch radioaktiver
Abfallstoffe“ einer Überprüfung
unterzogen worden ist. Mit
Datum 18. Juli 2016 hat die Kom mission
ihren Bericht vorgelegt. Auf der
Grundlage dieses Berichts soll das
Standortauswahlgesetz erneut beraten
und anschließend vom Deutschen
Bundestag in Kraft gesetzt werden.
Offen bleibt allerdings, inwieweit die
Öffentlichkeit dieses Gesetz auch
tatsächlich akzeptiert, insbesondere
dann, wenn im Rahmen der Verfahrensdurchführung
von den Vorhabensträgern
Erkundungsmaßnahmen in
der eigenen Nachbarschaft vorgesehen
werden. Vor diesem Hintergrund
könnte es von besonderer Bedeutung
für eine breite Akzeptanz des Verfahrens
sein, eine Möglichkeit zur direkten
Überwachung des End lager verhaltens
auch über die Ein lagerungsphase
hinaus in die End lagerkonzeption
zu integrieren. Nachfolgende Generationen
werden dadurch in die Lage versetzt,
Fehlentwicklungen des Endlagers
in der Anfangszeit nach Verschluss
noch hin reichend zuverlässig zu erkennen
und die Abfälle rückzuholen.
Dieser Ansatz ist konform zu einer
ver längerten Reversibilität, die im
Kom missions bericht noch sehr grundsätzlich
in Abschnitt 3.3 / Etappe 4
angesprochen wird, Kommission „Lagerung
hoch radio aktiver Abfallstoffe“
(2016). Aller dings könnte es erforderlich
werden, eine derartig modifizierte
Endlagerkonzeption aufgrund ihrer
raumbe zogenen Auswirkungen bereits
in das Standortauswahlver fahren zu
implementieren. Damit wären dann
| | Abb. 30.
Versuchsstand zur Untersuchung mechanischhydraulischer
Eigenschaften von geotechnischen
Barrierenkonstruktionen im
Technikumsmaßstab, TU Clausthal.
auch zeitnah entsprechende grundlegende
Untersuchungen zur Beantwortung
raumwirksamer und sicherheitstechnischer
Fragestellungen erforderlich.
Vorgeschlagen wird, das Konzept
des Endlagers mit sofortigem Verschluss
des Endlagerbergwerks in das
Konzept einer HAW-Entsorgungsanlage
weiter zu entwickeln und dabei
zunächst eine Tiefenlagerphase mit
direkter Überwachung der Einlagerungssohle
und dann bei einem den
Erwartungen entsprechenden Verhalten
des Tiefenlagers eine sich
anschließende nachsorgefreie Endlagerphase
zu unterscheiden. Vorgeschlagen
wird weiter, zur längerfristigen
Überwachung des Endlagerverhaltens
oberhalb der Einlagerungssohle
zusätzlich eine Überwachungssohle
vorzusehen und über in Verbindungsbohrlöchern
installierte Messgeräte
eine direkte Beobachtung des
Tiefenlagerverhaltens vorzunehmen.
Eine kritische Sicht auf diese Konzeption
lässt allerdings auch erkennen,
dass Auffahrung und Offenhaltung
einer Überwachungssohle zu einer
zusätz lichen Perforation und damit
Schädigung der geologischen Barriere
bzw. des einschlusswirksamen Gebirgsbereiches
führen. Zu belegen ist
damit sowohl für das Salinar- wie auch
für das Tonsteingebirge, dass die
zusätzliche Barrierenschädigung
keine nachteiligen Auswirkungen auf
die Sicherheitsfunktionen der geologischen
Barriere hat bzw. auch bei
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 325
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DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 326
einer zweisöhligen HAW-Entsorgungsanlage
das vorge sehene bzw. vorgegebene
Sicherheitsprinzip des einschlusswirksamen
Gebirgsbereiches
realisiert werden kann.
Zur Analyse des HAW-Entsorgungsanlagen-Systemverhaltens
im Kompartiment
Nahfeld mit den Komponenten
Entsorgungsbergwerk und einschlusswirksamer
Gebirgsbereich
sowie weiteren geologischen Barrierenbereichen
ist unter der Bezeichnung
FTK-Simulator ein neues Simulationswerkzeug
entwickelt worden, das
die etablierten Simulatoren FLAC3D
(thermo-mechanische Prozesse) und
TOUGH2 (thermohydraulische Prozesse)
zur Simulation der physikalischen
Prozesse mit ihren Wechselwirkungen
zweiseitig koppelt und
grundsätzlich Analysen zum HAW-
Entsorgungsanlagenverhalten unter
den relevanten Einwirkungen sowohl
auf Prozess- wie auch auf Systemebene
ermöglicht. Mit diesem Simulator
können sowohl geotechnisch wie auch
fluiddynamisch fokussierte Aufgabenstellungen
bearbeitet werden. Unterschieden
werden hier grundsätzlich
Lokalmodelle, Globalmodelle und
Funktionsmodelle. Lokal modelle sind
dabei eher auf Prozessanalysen fokussiert,
während die Globalmodelle in
Verbindung mit Funktionsmodellen
vornehmlich zu Analysen zum Systemverständnis
und hier insbesondere zur
Fluiddynamik innerhalb der Entsorgungsanlage
und in der geologischen
Barriere je nach der konfigurativen
Ausgestaltung der Modelle herangezogen
werden.
Die exemplarisch vorgestellten
Simu lationsergebnisse für HAW-Entsorgungsanlagensysteme
mit Referenzcharakter
für das Salinar- und das Tonsteingebirge
geben einerseits einen
ersten Eindruck zu den in der verschlossenen
HAW-Entsorgungsanlage
ablaufenden fluiddynamischen Prozessen,
die unter den durch Auffahrung,
Offenhaltung, Versatz,
Wärmeentwicklung und Gasbildung
bedingten Einwirkungen induziert
werden, zeigen andererseits aber auch
die grundsätzlichen Möglichkeiten
auf, die der neu entwickelte Simulator
bietet – neben der Analyse des HAW-
Entsorgungsanlagenverhaltens auf Lokalebene
insbesondere auch die
Analyse von fluiddynamischen Prozessen
auf Systemebene in einer schon
relativ realitätsnahen Abstraktion der
jeweiligen konfigurativen und konzeptionellen
Ausgestaltung der HAW-
Entsorgungsanlage.
Grundsätzlich zu ergänzen
sind noch Untersuchungen mit Grundwasserströmungen
in vertikal aufwärts
orientierter und in lateraler
Richtung entsprechend Standortbefunden
aus Tonsteinformationen in
der Schweiz und in Deutschland.
Weiter hin zu ergänzen sind Untersuchungen
zu geotektonisch bedingten
Imperfektionen im Gebirgsbau, da
grundsätzlich nicht auszuschließen
ist, dass innerhalb des einschlusswirksamen
Gebirgsbereichs im Nahbereich
der Einlagerungsstrecken geotektonisch
bedingte Defekte in der
geologischen Barriere bestehen, die
im Rahmen der Erkundung nicht
identifiziert worden sind. Diese geotektonisch
bedingten Defekte könnten
sich nicht nur als geomechanische,
sondern insbesondere als geohydraulische
Schwachstellen darstellen und
damit die Wirksamkeit der geologischen
Barriere bzw. des einschlusswirksamen
Gebirgsbereichs
herabsetzen. Zu nennen sind hier für
das Salinargebirge Anhydritformationen
und Salzlösungsnester, für das
Tonsteingebirge lokal tektonisierte
Bereiche mit zunächst noch geschlossenen
Trennflächen oder Fazieswechsel
im Nahbereich der Einlagerungsstrecken.
Die Möglichkeiten
einer numerischen Simulation und
die grundsätzlichen Auswirkungen
derartiger weiterer geologischer und
geohydraulischer Sachverhalte mit
Einfluss auf die fluiddynamischen
Prozesse im Tiefen- bzw. Endlager
werden gegenwärtig noch generisch /
exemplarisch untersucht.
Danksagung
Ein erster Dank gilt dem Bundesministerium
für Bildung und Forschung,
das unter dem Vorhabentitel
„ ENTRIA – Entsorgungsoptionen für
radioaktive Reststoffe: Interdiziplinäre
Ana lysen und Entwicklung von
Bewertungsgrundlagen“ mit den
Projektnummern 02S9082A bis
02S9082E die Finanzmittel für die
ENTRIA-Forschungsplattform zur Verfügung
gestellt hat. Ein weiterer Dank
gilt den Kolleginnen und Kollegen sowie
allen Mitar beitern/innen aus der
ENTRIA-Forschungsplattform, die
durch ihre engagierte und kompetente
Mitwirkung in Diskussionen und
Fachge sprächen sowie durch Präsentationen
und Arbeitsberichte wertvolle
Bei träge zu sicherheitstechnischen
und gesellschaftspolitischen
Aspekten in Verbindung mit der
Entsorgung radioaktiver Reststoffe
geliefert haben.
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The Long Path to a Disposal for High Radiocative Waste – A New Approach for a Better Understanding of Processes and the System in a Whole ı Karl-Heinz Lux, Ralf Wolters and Juan Zhao

Competence for
Nuclear Services
Waste Management
Spent Fuel Management
Nuclear Casks and Containers
Calculation Services and Consulting
Waste Processing Systems and Engineering
GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH
Frohnhauser Str. 67 · 45127 Essen · Germany · info@gns.de · www.gns.de

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
DECOMMISSIONING AND WASTE MANAGEMENT 328
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hochradioaktiver Reststoffe.
| | ESK / Entsorgungskommission
(EL-Ausschuss) (2011): Rückholung /
Rückholbarkeit hochradioaktiver
Abfälle aus einem Endlager – ein
Diskussionspapier. Bonn.
| | Fourier, J.B.J. (1822): Théorie analytique
de la chaleur. Paris 1822.
| | Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit
(GRS) GmbH (2016): Projektbeschreibung
zur VSG auf der Homepage
der GRS, https://www.grs.de/
vorlaeufige-sicherheitsanalysegorleben-vsg.
| | Hassel, T. (2015): Erstellung von
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beim 4. ENTRIA-Jahrestreffen.
| | Itasca (2013): FLAC3D – Fast
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3 Dimensions. User’s Guide.
| | Jobmann, M., Uhlig, L., Amelung, P.,
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(2007): Untersuchungen zur sicherheits
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zum BMWA-Forschungsprojekt
mit dem Förderkennzeichen 02 E 9733.
| | KlimaBergV (1983): Bergverordnung
zum Schutz der Gesundheit gegen
Klimaeinwirkungen (Klima-Bergverordnung
– KlimaBergV).
| | Kommission „Lagerung hoch radioaktiver
Abfallstoffe“ (2016): Verantwortung
für die Zukunft – Ein faires
und transparentes Verfahren für die
Auswahl eines nationalen Endlagerstandortes.
Abschlussbericht.
| | Kudla, W., Schreiter, F., Gruner, M.,
Jobmann, M., Bollingerfehr, W., Müller-
Hoepper, N., Herold, P., Freyer, D.,
Wilsnack, T. & Grafe, F. (2013): Schachtverschlüsse
für Endlager für hochradioaktive
Abfälle – ELSA Teil 1 –.
Abschlussbericht zum BMWi-
Forschungs vorhaben mit den Förderkennzeichen
02E10921 / 02E10931.
| | Lux, K.-H., Düsterloh, U. & Dyogtyev, O.
(2012): Laborative und numerische Untersuchungen
zur Salzgrus-Kompaktion
im Verbundsystem Steinsalz-Salzgrus
unter THM-Einwirkungen – Orientierende
Untersuchungen –. Abschlussbericht.
| | Lux, K.-H. (2013): Präsentation zum
ENTRIA-Kick-Off-Meeting, Goslar,
24.-26.04.2013.
| | Lux, K.-H., Wolters, R. & Düsterloh, U.
(2015): Konsistente TH2M-gekoppelte
multiphysikalische Simulationen zum
Tragverhalten von Speicherkavernen im
Steinsalzgebirge während der Aussol-,
der Betriebs- und der Still legungsphase
sowie in der Nachverschlussphase.
Erdöl Erdgas Kohle 131, Heft 11.
| | Lux, K.-H., Wolters, R., Zhao, J.,
Rutenberg, M., Feierabend, J. & Pan, T.
(2016a): Geotechnische Analysen zum
fluiddynamischen Verhalten von
Referenz-Endlagersystemen im Salinarund
Tonsteingebirge ohne bzw. mit
längerfristigem direktem Monitoring
auch nach Verschluss der Einlagerungssohle.
Heft 21 der Schriftenreihe des
Lehrstuhls für Deponietechnik und
Geomechanik der TU Clausthal
(in Vorbereitung).
| | Lux, K.-H., Rutenberg M., Seeska, R.,
Feierabend, J. & Düsterloh, U. (2016b):
Kopplung der Softwarecodes FLAC3D
und TOUGH2 in Verbindung mit in
situ-, laborativen und numerischen
Untersuchungen zum thermischhydraulisch-mechanisch
gekoppelten
Verhalten von Tongestein unter
Endlagerbedingungen. Abschlussbericht
zum BMWi-Forschungsprojekt mit
dem Förderkennzeichen 02 E 11041.
| | Lux, K.-H., Wolters, R., Zhao, J., Pan, T. &
Feierabend, J. (2016c): Von Lokal- zu
Global-modellen – ein Weg von
Prozess verständnis zu Systemanalyse.
Teil 1 – Konzeptioneller und konfigurativer
Ansatz. Vortrag bei der Tagung
„Technische Aspekte von Optionen zur
Entsorgung radioaktiver Reststoffe“,
Braunschweig, 01.-02.11.2016.
| | Lux, K.-H., Wolters, R., Zhao, J., Pan, T.
& Feierabend, J. (2016d): Von Lokalzu
Global-modellen – ein Weg von
Prozess verständnis zu Systemanalyse.
Teil 2 – Bausteine zur fluiddynamischen
Analyse im Salinargebirge.
Vortrag bei der Tagung „Technische
Aspekte von Optionen zur Entsorgung
radioaktiver Reststoffe“, Braunschweig,
01.-02.11.2016.
| | Lux, K.-H., Wolters, R., Zhao, J., Pan, T. &
Feierabend, J. (2016e): Von Lokal- zu
Globalmodellen – ein Weg von Prozessverständnis
zu Systemanalyse. Teil 3 –
Bausteine zur fluiddynamischen Analyse
im Tonsteingebirge. Vortrag bei der
Tagung „Technische Aspekte von Optionen
zur Entsorgung radio aktiver Reststoffe“,
Braunschweig, 01.-02.11.2016.
| | MoDeRn (2016): Projekt-Homepage
MoDeRn, http://www.modern-fp7.eu/.
| | MoDeRn2020 (2016): Projekt-
Homepage MoDeRn2020,
http://www.modern2020.eu/.
| | Nagra (2014): Modelling of Radionuclide
Transport along the Underground
Access Structures of Deep Geological
Repositories. NTB 14-10.
| | Navarro, M. (2013): Die vereinfachte
Berechnung der Konvergenzrate salzgrusverfüllter
Hohlräume im Steinsalz.
GRS-307.
| | Niemeyer, M., Resele, G., Skrzyppek, J.,
Wilhelm, S., et al. (2002): Endlager
Morsleben, Langzeitsicherheitsnachweis
für das verfüllte und verschlossene
Endlager mit dem Programm PROSA.
Colenco Bericht 4561/50, Auftragsnummer
9M 23220020, Colenco
Power Engineering AG. Bundesamt
für Strahlen schutz (BfS).
| | Röhlig, K.-J. (2010): Das Konzept des
Safety Case – Internationale Entwicklungen
zur Demonstration der Langzeitsicherheit
von Endlagern. In P. Hocke /
G. Arens (2010): Die Endlagerung hochradioaktiver
Abfälle. Gesellschaftliche
Erwartungen und Anforderungen an
die Langzeitsicherheit. Tagungsdokumentation
zum „Internationalen
Endlagersymposium Berlin, 30.10. bis
01.11.2008“, Karlsruhe / Berlin / Bonn.
| | Röhlig, K.-J. (2016): Techniken –
Konzepte – Herausforderungen. Zur
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A. Brunnengräber (Hrsg.): Problemfalle
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im Umgang mit Atommüll.
Nomos Verlagsgesellschaft, Baden-Baden,
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| | Rutqvist, J. & Tsang, C.F. (2004): A fully
coupled three-dimensional THM
analysis of the FEBEX in situ test with
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in a bentonite barrier. Coupled
thermos-hydro-mechanical-chemical
processes in geo-systems, Elsevier.
| | Stahlmann, J., Leon-Vargas, R. &
Mintzlaff, V. (2015): Generische Tiefenlagermodelle
mit Option zur Rückholung
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Geologische und Geotechnische
Aspekte für die Auslegung. ENTRIA-
Arbeitsbericht-03.
| | StandAG (2013): Gesetz zur Suche und
Auswahl eines Standortes für ein Endlager
für Wärme entwickelnde radioaktive
Abfälle (Standortauswahlgesetz
– StandAG).
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Hirsekorn, R.-P., et al. (2002): Endlagerung
Morsleben, Modellrechnungen
zur Langzeitsicherheit mit dem
Rechen programm EMOS. Gesellschaft
für Anlagen- und Reaktorsicherheit
(GRS) mbH, GRS-A-3056.
| | VSG – Kock, I., Eickemeier, R., Frieling, G.,
Heusermann, S., Knauth, M., Minkley,
W., Navarro, M., Nipp, H.-K. & Vogel, P.
(2012): Vorläufige Sicherheitsanalyse
für den Standort Gorleben. Integritätsanalyse
der geologischen Barriere.
Bericht zum Arbeitspaket 9.1, GRS-286.
| | Wolters, R. (2014): Thermisch-hydraulisch-mechanisch
gekoppelte Analysen
zum Tragverhalten von Kavernen im
Salinargebirge vor dem Hintergrund
der Energieträgerspeicherung und der
Abfallentsorgung – Ein Beitrag zur
Analyse von Gefügeschädigungsprozessen
und Abdichtungsfunktion
des Salinargebirges im Umfeld untertägiger
Hohlräume. Dissertation an der
TU Clausthal, Heft 20 der Schriftenreihe
des Lehrstuhls für Deponietechnik und
Geomechanik der TU Clausthal.
| | Zhao, J. (2017): Multiphysikalische
Prozess- und Systemanalyse für geologische
Tiefenlager in Tonsteingebirge
in der Nachverschlussphase – Ein
Beitrag zum Vergleich von Entsorgungsoptionen
für radioaktive Abfälle mit
passiver bzw. aktiver Gewährleistung
der langfristigen Sicherheit. Dissertation
an der TU Clausthal, Schriftenreihe des
Lehrstuhls für Deponietechnik und
Geomechanik der TU Clausthal (in
Vorbereitung).
Authors
Karl-Heinz Lux,
Ralf Wolters,
Juan Zhao
Institut für Aufbereitung,
Deponietechnik und Geomechanik
Technische Universität Clausthal
Erzstraße 20
38678 Clausthal-Zellerfeld,
Germany
Decommissioning and Waste Management
The Long Path to a Disposal for High Radiocative Waste – A New Approach for a Better Understanding of Processes and the System in a Whole ı Karl-Heinz Lux, Ralf Wolters and Juan Zhao

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Reactivity Feedback Coefficients Pakistan
Research Reactor-1 Using PRIDE Code
Ali Mansoor, Siraj-ul-Islam Ahmed, Inam-ul-Haq and Rustam Khan
Introduction Thermal nuclear reactors are self-regulating by the virtue of inherent safety feature of negative
reactivity feedback with rise in temperature which is most rapid and self-activating means of negative reactivity
insertion in a nuclear thermal reactor core. This feedback is observed with rise in temperature of fuel & moderator and
with production of voids in the coolant/moderator.
Pakistan Research Reactor-1 (PARR-1)
is a swimming pool type material
testing research reactor (MTR), with
a parallelepiped core comprising of
U 3 Si 2 -Al fuel, containing 19.99 %
enriched uranium. Demineralized
light water is used as both coolant,
moderator and reflector. However,
graphite reflector may also be employed
when required. Two types
of fuel elements are used in the
PARR-1 reactor core, i.e. standard fuel
elements (SFE) and the control fuel
elements (CFE) [1]. The design
parameters of PARR-1 are given in
Table 1.
For this study, the first high power
core of PARR-1 reactor is considered.
It comprises of seventeen standard
fuel elements, five control fuel elements
and two water boxes (WB)
arranged in a 6 x 4 matrix as shown in
Figure 1. The core is immersed in
light water and active core dimensions
are 32.4 x 46.25 x 60.0 cm 3 .
It is mentioned by Farhan Muhammad
[6] that magnitude of all the reactivity
feedback coefficients is significantly
increased i.e. 2 % to 5 % at end
of life. Therefore, it can be implied
that feedback coefficients at beginning
of life is more conservative option
for presentation as inherent reactor
safety parameter. For calculation
of negative reactivity feedback coefficients
for PARR-1, first high power
core configuration at beginning of life
is considered and change in reactivity
is computed by introducing isothermal
temperature change in fuel &
moderator, change in density of water
and then considering coupled change
in temperature & density of water.
For computation of reactivity, lattice
cell modeling is performed by
“Winfrith Improved Multigroup
Scheme” (WIMSD4) and finite three
dimensional core is modeled using
PRIDE code. PRIDE is a multi -dimensional
multi-group diffusion theory
code, developed by Reactor Analysis
Group (RAG) in Pakistan Atomic
Energy Commission, which uses finite
difference approximation to solve
neutron transport equation [9].
| | Fig. 1.
The first high power core configuration of PARR-1 reactor [4].
329
RESEARCH AND INNOVATION
Parameter Detail Parameter Detail
Steady State Power (MW) 10 Thickness of the Plates (mm):
Lattice Pitch 81.0 x 77.1 Inner Plates 1.27
Fuel Material U 3 Si 2 -Al Outer Plates 1.5
Fuel Enrichment (wt %) 19.99 Aluminum Clad Thickness (mm):
Cladding Material Aluminum Inner Plates 0.38
Coolant/ Moderator H 2 O Outer Plates 0.495
Reflector H 2 O and Graphite Side Plates Thickness (mm) 4.5
Fuel Element Dimensions (mm): Length of Side Plates(mm) 724
Total Length 873.28 Fuel Meat Dimensions(mm):
Cross Section 79.63x75.92 Length 600
No. of Fuel Plates: Width 62.75
SFE 23 Thickness 0.51
CFE 13 U 235 Contents (g):
No. of Dummy Plates: SFE 290
SFE 0 CFE 164
CFE 2 Fuel Plate 12.61
Total Plate Width (mm) 66.92 U 235 density in Fuel (g/cc) 0.657
Total Plate Length (mm): Uranium density in Fuel(g/cc) 3.325
Inner Plates 625 Water Channel Thickness (mm) 2.1
Outer Plates 724 Water Gap Between Side Plates of Two Fuel Elements 1.19
| | Tab. 1.
Design parameters of Pakistan Research Reactor-1 [2].
Research and Innovation
Reactivity Feedback Coefficients Pakistan Research Reactor-1 Using PRIDE Code ı Ali Mansoor, Siraj-ul-Islam Ahmed, Inam-ul-Haq and Rustam Khan

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
RESEARCH AND INNOVATION 330
Reactivity feedback effects
1.1 Effects of temperature
on reactivity
Considering a Simplified Core­
Averaged Feedback Model presented
by E.E.Lewis [2], if fuel, moderator,
coolant inlet and outlet temperatures
are known as a function of time, the
entire temperature state of the reactor
is known. We assume that the
reac tivity feedback depends only
on these temperature distributions.
Therefore reactivity feedback may be
represented as;
(1)
Where,
ρ fb = feed-back reactivity
T fe = Average fuel temperature
T m = Average moderator temperature
T c = Average coolant temperature
T i = Average coolant inlet temperature
The temperature coefficients (1/k)
(1∂k/∂T x ) must be evaluated if
reactivity changes are to be predicted.
Express neutron multiplication factor
‘k’ in terms of the core-averaged
parameters ‘k ∞ ’, infinite multiplication
factor, ‘M 2 ’, Migration area & ‘B g 2 ’,
geometrical buckling;
(2)
Further consider that reactor
volume does not change and in turn
‘B 2 g’ will not change, description
of rest of the derivatives in terms of
fuel element and coolant local
temperatures,
(3)
(4)
1.2 Fuel Temperature
Coefficient
Major effect of fuel temperature
coefficient in case of relatively low
enriched thermal power reactors is
due to the Doppler broadening of the
resonance capture cross-sections of
the fertile fuel material. A decrease in
the resonance escape probability
occurs with increased temperature.
The Doppler’s effect arises because
neutron cross sections are a function
of the relative speed between neutron
and nucleus. There is no Doppler
effect on ‘ε’ because its contribution
comes from energies which are well
above the fuel resonance occurs.
Minor changes take place in ‘η’ and ‘f’
for a fissile element like Plutonium­
239, because it has a resonance in the
thermal neutron range. The latter
effects tend to be small compared to
the change in ‘p’ and hence will be
neglected.
Being quantitative, we assume that
the resonance escape probability ‘p’
is the only term in the four-factor
formula which significantly affects
Doppler’s broadening. Hence, we may
write [2].
(5)
1.3 Moderator temperature
coefficient
Moderator temperature coefficient is
contributed by changes in the moderator
density and thermal neutron
energy spectrum. The moderator
atom density changes can be related
to the temperature coefficient through
the use of the volumetric coefficient of
thermal expansion at constant
pressure;
(6)
Methodology
The First high power core configuration
of PARR-1 was modeled and
effective neutron multiplication factor
‘K eff ’ is compared with the reference
experimental value, 1.046135, mentioned
by S.I. Ahmad [4]. Furthermore,
fuel and the moderator temperature
feedback coefficients were
computed and compared with the
results published by L.A. Khan [3].
Lattice cell and global models for
first high power core of PARR-1 were
developed with the same approach
presented by S.I. Ahmad [4], details in
this regard are mentioned in section 5.
Atom densities along with lattice cell
model were introduced in WIMSD-4
for calculation of group constants, in
this regard, seven percent porosity of
aluminum mesh is taken into account
for calculation of atom density of aluminum
in fuel. Effective multiplication
factor (K eff ) for first high power
configuration was computed using
1981 WIMS, ENDFB7, JEFF3.1,
JENDL 3 and IAEA cross section
libraries while keeping tolerance flux
and Keff in PRIDE as 1 x 10 -6 and
1 x 10 -5 respectively. The comparison
of computed Keff with experimental
result [4] is shown in Table 2, it may
be mentioned that the Percentage
difference between the experimental
and computed values of K eff for all
the libraries is within 0.32 % except
1981 WIMSD library for which the
difference is 1.2193 %. Difference
between compute and experimental
values exists due to diffusion theory
approximations, energy group collapsing
for generation of group constants
and cross section data sources.
In line with the method described
in Appendix A-I of IAEA TECDOC [5],
temperature of fuel, temperature of
water and density of water were
changed separately while keeping
all other parameters constant to compute
isothermal reactivity feedback
coefficients. In addition to that, temperature
and density of water were
changed simultaneously to observe
the combined effect.
For fuel temperature coefficient
(FTC), macroscopic cross-sections
were generated using WIMSD4 for
all regions by varying only fuel
temperature from 20 °C to 500 °C
with a step increment of 20 °C for fuel
material only, whereas, temperature
for all other materials was kept
constant at 20 °C. ‘REGION’ card
was used to generate macroscopic
cross-sections for non-fuel regions
as explained by S.I. Ahmad [4];
with a neutron source same as for the
fueled region. For each temperature
increment, reactivity was calculated
with K eff generated from PRIDE
code. Rate of change of reactivity
with respect to temperature was
calculated, i.e. Δρ / ΔT (pcm/°C),
which is fuel temperature coefficient
of reactivity.
Library Computed K eff
% Difference from
experimental value
1981 Library 1.058891 1.2193
ENDFB7 1.046710 0.0549
JEFF3.1 1.045344 -0.0756
JENDL3 1.049438 0.3157
IAEA 1.045091 -0.0998
EXPERIMENTAL 1.046135
| | Tab. 2.
K eff for the first high power core using different cross section libraries.
Research and Innovation
Reactivity Feedback Coefficients Pakistan Research Reactor-1 Using PRIDE Code ı Ali Mansoor, Siraj-ul-Islam Ahmed, Inam-ul-Haq and Rustam Khan

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
| | Fig. 2.
Top view of SFE (all dimensions in mm).
For moderator temperature
coefficient (MTC), macroscopic crosssections
were generated using
WIMSD4 for all regions by varying
only water temperature from 20 °C to
100 °C with a step increment of 10°C
in all the regions except the reflector
region, whereas, all other materials
were kept at 20°C. For each temperature
increment, K eff computed with
PRIDE code was used to calculate
reactivity and hence moderator
temperature coefficient of reactivity.
Similarly, void feedback coefficient
was computed by varying only water
density from 0 % to 4 % in ten steps
and reactivity changes were recorded.
Further, Effect of both water temperature
and density change together is
also considered for temperature
change from 20 °C to 100 °C.
XY-Plane modeling
of PARR-1 core
First high power core configuration of
PARR-1 is modeled with 20, 14 and 12
regions in ‘X’, ‘Y’ and ‘Z’ directions
respectively [4], where, each component
of the core is subdivided into
three regions in ‘X’ and ‘Y’ directions,
XY view of the model is shown in
Fig. 1. Thickness of water reflector on
sides of core was taken as 210 mm
which significantly large than effective
water thickness mentioned of 130 mm
by S.I. Ahmad [7] for PARR-1 reactor
core.
1.4 Standard Fuel Element
(SFE) Model
The fuel material, Uranium Silicide
on Aluminum mesh (U 3 Si 2 -Al), is
sandwiched between two sheets of
aluminum clad, to form a single fuel
plate. Each plate in SFE contains
12.61 gm of U 235 and one SFE comprises
of 23 such fuel plates which are
supported by two aluminum side
plates as shown in Figure 2. Length of
fuel meat in fuel meat is 62.75 mm is
each fuel plate, whereas, length of a
fuel plate between the side plates is
66.92 mm. Adjacent fuel plates in a
SFE as well as adjacent SFEs are
separated by water channels. Moreover,
the outermost fuel plates of SFE
have 0.115 mm of extra clad thickness
as compared to rest of the fuel plates.
The standard fuel element was
modeled with three regions, fuel
plate region with dimensions 62.75 x
81.00 mm 2 , and two side regions with
dimensions 7.18 x 81.00 mm 2 as
shown in Figure 3. The side regions
comprise of side plates, half water
channel between two adjacent SFEs
and fuel plate’s clad only portion i.e.
other than fuel meat length.
1.5 Control Fuel Element (CFE)
Model
The PARR-1 core contains five CFEs
where fuel plates of each CFE are
distributed in two sections containing
six and seven plates separated by a
follower region (Figure 4). Two identical
side plates support the fuel plates
where each side plate is 2.585 mm
more thick at the follower region.
Additionally, two dummy aluminum
plates of thickness 1.5 mm separate the
two fuel plate sections from the control
rod follower region. Control rod comprising
of silver, indium and cadmium
is guided into the core through follower
region of cross section 61.75 x
28.6 mm 2 . Upon withdrawal of control
rod, the region is replaced by water.
| | Fig. 3.
Planar model for SFE (left) and CFE (right) (all dimensions in cm).
| | Fig. 4.
Fig. 4: Top view of CFE (all dimensions in mm).
| | Fig. 5.
1D model for fuel region (all dimensions in mm).
The control fuel element has been
modeled with overall dimensions of
77.1 x 81.0 mm 2 in five regions as
shown in Figure 5. Two fueled regions
with dimensions 25.34 x 62.75 mm 2
and 21.97 x 62.75 mm 2 , two side
regions with dimensions 7.175 x
81.00 mm 2 and a follower region with
RESEARCH AND INNOVATION 331
Research and Innovation
Reactivity Feedback Coefficients Pakistan Research Reactor-1 Using PRIDE Code ı Ali Mansoor, Siraj-ul-Islam Ahmed, Inam-ul-Haq and Rustam Khan

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RESEARCH AND INNOVATION 332
dimensions 33.70 x 62.75 mm 2 .
Follower region (FR) comprises of two
dummy aluminum side plates, extra
aluminum extending from side plates
Region of Interest
towards follower region, water in
follower region and two semi-water
channels of each fuel section. The
extended portion of aluminum side
Slab Thickness (mm)
SFE Side Plate (Regions 2 & 3) 9.262
CFE Side Plate (Regions 3 & 4) 9.262
ER for CFE Six Fuel Plates Portion (Region 1) 0.146
ER for CFE Seven Fuel Plates Portion (Region 2) 0.125
CFE Follower Portion (Region 5)
Moderator 1.05
Dummy Plate 1.5
Central Follower Region 14.3
| | Tab. 3.
Thicknesses for Regions of Interest.
plate and water in FR are considered
as homogenous mixture of water and
aluminum on the same lines described
by S.I. Ahmad [4].
1.6 One Dimensional Model
The lattice cell model for fueled
portion of SFE is shown in Figure 6.
The cell consists of four regions;
uranium silicide fuel with aluminum
mesh, aluminum cladding, light water
moderator and an extra region
containing mixture of aluminum and
water. The extra region comprises
of extra aluminum clad thickness
of outer fuel plates (greater than
0.38 cm), the semi-water channel
between adjacent SFEs and extra
water channel width with outer most
fuel plates. Volume of extra region is
equally divided among 23 fuel plates
and the water between fuel plates
ends (greater than 6.275 cm). Extra
region (ER) slab thickness for two CFE
fueled regions, slab thickness for CFE
follower region, slab thickness for side
plate regions of SFE & CFE is presented
in Table 3. Lattice cell model for
follower region is shown in Figure 7,
in this regard, ‘REIGON’ card was
used for extraction of cross section of
CFE follower region as utilized by
S.I. Ahmad [4].
| | Fig. 6.
Lattice cell model for CFE follower region (all dimensions in mm).
Z-Plane Modeling
of PARR-1 Core
SFE has been divided into nine planes
as shown in Fig. 7, which include
water reflector at top & bottom, fuel
meat region, region containing only
side and outer plates in upper and
lower portions of fuel element, region
with inner plates containing clad only
(above and below meat length),
chamfer section, and grid plate section.
Similarly, CFE has been divided
into eleven planes with additional
slices of control rod guide region and
side plates region with no outer plates
in parallel. Lattice cell model for calculation
of group constants is shown
in Figure 8 where ‘X’ is the region of
interest.
| | Fig. 7.
Axial models for SFE (left), CFE (middle), WB (right) (figure not scaled).
| | Fig. 8.
Lattice cell model for axial model regions
(all dimension in mm).
Research and Innovation
Reactivity Feedback Coefficients Pakistan Research Reactor-1 Using PRIDE Code ı Ali Mansoor, Siraj-ul-Islam Ahmed, Inam-ul-Haq and Rustam Khan

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Results and Discussion
Five energy groups, three fast and
two thermal, were considered for the
simulations of reactivity feedback
coefficients as shown in Table 4. K eff
computed using ENDFB7 library yield
the least percentage difference from
the experimental value. However,
IAEA library was utilized for further
calculations.
Energy
Groups
Energy Boundaries
(eV)
1 10.0 x 10 6 – 1.35300 x 10 6
2 1.35300 x 10 6 – 9.11800 x 10 3
3 9.11800 x 10 3 – 7.80000 x 10 -1
4 7.80000 x 10 -1 – 1.80000 x 10 -1
5 1.80000 x 10 -1 – 5.00000 x 10 -3
| | Tab. 4.
Energy groups for first high power core analysis.
Among the simulated feedbacks, overall
strongest feedback was observed
with the change in water density.
Reactivity against change in temperature
of fuel & water, change in water
density and simultaneous change in
water temperature are plotted in
Figure 9. These simulated trends of
the feedbacks captures the reference
[8] behavior of fuel & moderator
temperature, moderator density and
void effects on reactivity.
Rate of loss of reactivity is plotted
in Figure 10 and computed feedback
reactivity coefficients are shown in
Table 5, along with the results
published by Liaquat Ali Khan [3],
computed results fall in range of
the published material. In addition,
simultaneous change in density and
temperature of water is also considered
for which the reactivity feedback
coefficient is -1.72E-05 pcm/°C. This
presents more realistic effect of temperature
change in water because
density change is always strongly coupled
with change in temperature,
when the system is not pressurized
It can be concluded from the plots
that fuel temperature feedback effect
becomes less reflector at higher temperatures
while the water temperature
and water density feedback causes
loss of reactivity at more significant
rate at higher temperatures.
For first high power core configuration
with all sides reflected with
water, Figure 1, is modeled with X, Y
and Z-axis having 84, 70 and 126
mesh points respectively. Flux distribution
at mid horizontal plane of the
active core at full operational power of
10 MW th for all five energy groups
with all control rods withdrawn is
| | Fig. 9.
Reactivity change against the fuel, water temperature, water density and % void.
| | Fig. 10.
Rate of reactivity loss.
Reactivity Coefficient Computed Ph.D. Thesis [3]
Fuel Temperature (pcm/°C) -1.50E-06 -1.52E-06
Water Temperature (pcm/°C) -1.65E-06 -1.26E-05
Void (pcm/°C) -2.81E-04 -2.38E-04
| | Tab. 5.
Feed-back reactivity coefficients for first high power core.
RESEARCH AND INNOVATION 333
Research and Innovation
Reactivity Feedback Coefficients Pakistan Research Reactor-1 Using PRIDE Code ı Ali Mansoor, Siraj-ul-Islam Ahmed, Inam-ul-Haq and Rustam Khan

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
RESEARCH AND INNOVATION 334
| | Fig. 11.
First high power core radial flux profiles for energy group-1.
| | Fig. 12.
First high power core radial flux profiles for energy group-2.
plotted in Figures 11 to 15. Where
maximum thermal flux of 1.46E+
14 n/cm 2 .s is in water box 2 (W2) and
average value of thermal flux in active
core region is 6.54E+13 n/cm 2 .s.
Whereas, maximum and average
values of fast flux are 2.45E+
14 n/cm 2 .s & 1.62E+14 n/cm 2 .s
respectively.
Conclusion
Effective multiplication factor of
the first high power core of PARR-1
was computed using different data
libraries and compared with experimental
value mentioned in reference
[4], and result is in close agreement
with the stated value, where minimum
percentage difference between
experimental & computed values is
0.0549 % with ENDFB7 library.
The simulated results of Fuel
temperature, water temperature and
void coefficients for first high
power core configuration -1.50 x
10 -6 pcm/°C, -1.65 x 10 -6 pcm/°C,
-2.81 x 10 -4 pcm/°C , while simultaneous
effect of change in temperature
and density provide feedback coefficient
of -1.72 x 10 -5 pcm/°C. Results
are in good agreement with published
results.
Initial feedback due to rise in
temperature produces significant
negative reactivity via fuel, however,
further increase in temperature FTC
gets less significant and contribution
due to MTC becomes more significant.
2. E.E.Lewis, Nuclear Power Reactor Safety,
Wiley Interscience, NY, 1977.
3. L. A. Khan, Study of Reactor Design
Parameters, PhD Thesis, Department of
Physics, University of Punjab, Lahore,
Pakistan, 1999.
4. Siraj-ul-Islam Ahmad, Nasir Ahmad,
Effect of updated WIMSD libraries on
neutron energy spectrum at irradiation
site of Pakistan Research Reactor-1 using
3D modeling, Annals of Nuclear Energy,
Volume 32, 2005, Pages 521-548.
5. IAEA-TECDOC-643, Research reactor
core conversion guidebook, Volume 2:
Analysis (Appendices A-F).
6. Farhan Muhammad, Reactivity feedback
coefficients of a low enriched
uranium fuelled material test research
reactor at end-of-life, Annals of Nuclear
Energy, Volume 38, 2011, Pages 2836-
2839.
7. Siraj-ul-Islam Ahmad, Nasir Ahmad,
Aslam Effects of different cross-sections
data sets on reflectors of a typical
material test research reactors, Progress
in Nuclear Energy, Volume 48, 2006,
Pages 155-164.
8. R. Khan, T. Hamid, S. Bakhtyar, Feedback
reactivity coefficients and their
coupling, Int. Journal of Nuclear
Engineering and Design, 237(9):972-
977, May 2007.
Authors
Ali Mansoor
Siraj-ul-Islam Ahmed
Rustam Khan
Department of Nuclear
Engineering,
Pakistan Institute of Engineering
and Applied Sciences
Lehtrar Road, Nilore, Islamabad,
Pakistan
| | Fig. 13.
First high power core radial flux profiles for energy group-3.
References
1. L.A. Khan, M. Israr, M. Arshad, A. Karim,
K.M. Akhtar, A. Moquit, Pakistan
Research Reactor-1: final safety analysis
report for conversion to LEU fuel and
power up gradation, Nuclear
Engineering Division, Pakistan Institute
of Nuclear Science and Technology,
Islamabad”.
Inam-ul-Haq
Department of Physics
Comsats Institite of of information
Technology
Islamabad, Pakistan
| | Fig. 14.
First high power core radial flux profiles for energy group-4.
| | Fig. 15.
First high power core radial flux profiles for energy group-5.
Research and Innovation
Reactivity Feedback Coefficients Pakistan Research Reactor-1 Using PRIDE Code ı Ali Mansoor, Siraj-ul-Islam Ahmed, Inam-ul-Haq and Rustam Khan

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
336
EVENTS
6. Essener Fachgespräch Endlagerbergbau:
Aufbruchstimmung
Ganz im Zeichen der anstehenden gesetzlichen und organisatorischen Veränderungen rund um die Entsorgung und
Endlagerung radioaktiver Abfälle stand das 6. Essener Fachgespräch Endlagerbergbau, das am 9. März 2017 bei der
DMT stattfand. Ein besonderer Schwerpunkt lag dabei auf den Herausforderungen für die Branche, die heute
vorhandene Kompetenz in den neuen Strukturen weiterzutragen, beim anstehenden Start des Jahrhundertprojektes
„Standortauswahlverfahren“ und bei Entwicklungen in anderen Ländern.
| | Dr. Paul Althaus, DMT GmbH & Co. KG eröffnete das 6. Essener
Fachgespräch Endlagerbergbau. (Foto: Stefan Weber, GNS, Essen)
Nachdem im Juli 2016 die Kommission
Lagerung hoch radioaktiver Abfall stoffe
ihren Abschlussbericht vorgelegt hat,
wird das Jahr 2017 von der gesetzlichen
Umsetzung der Empfehlungen
sowie von grundlegenden Veränderungen
der Organisationsstruktur in
der Entsorgung radioaktiver Abfälle
geprägt. Die neue Bundesgesellschaft
für Endlagerung (BGE) ist einzurichten,
in der die bisherige DBE mbH,
die Asse GmbH und die Betreiberteile
des BfS zusammenzuführen sind.
Kompetenzen müssen für einen zeitnahen
Start des Projekts „Standortauswahlverfahren“
gebündelt und
das Bundesamt für kerntechnische
Entsorgungssicherheit (BfE) als neue
Aufsichtsbehörde aufgebaut werden.
Vor dem Hintergrund dieser
grundlegenden Verschiebungen der
Zuständigkeiten ist der Know-how-
Transfer eine wesentliche Herausforderung
für die nächsten Jahre.
Informations- und Erfahrungsaustausch
stand auch beim 6. Essener
Fachgespräch Endlagerbergbau im Vordergrund,
zu dem rund 150 Spezialisten
aus Industrie, Forschung und
Behörden folgten.
Ganzheitliche Planung und
Optimierung der Betriebsabläufe
des Endlagers Konrad
mithilfe eines diskreten Zeitereignis-Simulationstools
Das Projekt Optimierung der
Betriebs abläufe des Endlagers
Konrad war Thema des Vortrags von
Dr. Philip Harding und Jost Kolb, DBE
GmbH. Mit einer Simulationssoftware
auf Basis eines Java-Frameworks wird
der gesamte Prozess, der Antransport
von Konrad-Containern und Tauschpaletten
mit LKW oder per Bahn an das
Endlager Konrad, die Hand habung in
der Pufferhalle sowie der Transport
nach unter Tage simuliert. Dabei
können alle relevanten Para meter wie
z.B. Zeitbedarfe von Einzelprozessen
variiert werden. Aus den Simulationsergebnissen
werden Rand bedingungen
zur optimalen Auslastung des Endlagers
abgeleitet, die von den Ablieferungspflichtigen
bei der Auswahl und
Bereitstellung ihrer Abfälle für das
Endlager Konrad genutzt werden
können. Es wurde gezeigt, dass der im
Planfeststellungsbeschluss festgelegte
Durchsatz von 17 Transporteinheiten
pro Einlagerungsschicht realisiert
werden kann.
Sicherheits- und Nachweiskonzept
im Endlagerbergbau
Christina Löffler, DMT GmbH & Co. KG,
stellte in ihrem Vortrag das Sicherheits-
und Nachweiskonzept für den
neu geplanten Schacht Asse 5 zur
Rückholung der radioaktiven Abfälle
aus der Schachtanlage Asse II vor.
Es wurde deutlich, dass es
zwischen dem vorgestellten, sehr
konkreten Sicherheits- und Nachweiskonzept
für die Erstellung und
den Betrieb eines Schachts für die
Förderung rückzuholender Abfälle
und den bisherigen, eher generischen
Konzepten für die Endlagerung
hochradioaktiver Abfälle wesentliche
Unter schiede gebe. Eine z. B. in untergesetzlichen
Regelwerken festgelegte
grundsätzliche Vorgehensweise zur
Erstellung von Sicherheits- und Nachweiskonzepten
für die Endlagerung
radioaktiver Abfälle gebe es weder
für generische Konzepte noch für
konkrete Fragestellungen. Zumindest
ein Leitfaden zu Zielen und Inhalten
von Sicherheits- und Nachweiskonzepten
wäre für zukünftige Planungen
im Endlagerbergbau daher hilfreich.
Endlageroptionen für Länder
mit geringem Abfallaufkommen
Dr. Jörg Feinhals, DMT GmbH & Co.
KG, beschrieb die Herausforderungen
im Hinblick auf die Endlagerung
radioaktiver Abfälle für Länder,
die keine Leistungsreaktoren, aber
zum Beispiel Forschungsreaktoren
betreiben. Grundsätzlich bieten sich
hier multinationale Endlagerprojekte,
oberflächennahe Endlagerung, eine
gemeinsame Lagerung mit chemotoxischen
Abfällen, Bohrlochlagerung
oder die Nutzung von bestehenden
Bergwerken, Bunker oder Tunneln
an. Auch Kombinationen der einzelnen
Entsorgungsmöglichkeiten seien
denkbar. Eine Bearbeitung dieser
Thematik wird von einem Konsortium
aus DMT und einem tschechischen
Forschungszentrum sowie Organisationen
der Länder Griechenland,
Österreich, Portugal und Zypern
im Rahmen von drei Projekten
angestrebt. Die Möglichkeiten und
Risiken jeder Option wurden im
Vortrag aufgezeigt.
Das Endlager für Stilllegungsabfälle
am Standort Kozloduy,
Bulgarien
International ist die DBE TECHNOLOGY
GmbH aktiv an der Umsetzung von
Lösungen für die Entsorgung radioaktiver
Abfälle beteiligt. Gerald-Hans
Nieder-Westermann, DBE TECHNOLOGY
GmbH, informierte über das Endlager
für Stilllegungsabfälle am bulgarischen
Kernkraftwerkstandort Kozloduy, wo
DBE für die Entwicklung der Aus legung
und der Langzeitsicherheitsanalyse
sowie die Erstellung aller relevanten
technischen Genehmigungsunterlagen
verantwortlich war. Das Oberflächenendlager
orientiert sich am Endlagerkonzept
des spanischen Lagers El
Cabril und ist für mehr als 18.000
Gebinde und eine Betriebszeit von
60 Jahren ausgelegt. Die Geneh migungserteilung
und somit der Baubeginn
für das Endlager wird in Kürze
erwartet.
Standortauswahl in Deutschland
– Wie geht es weiter?
Darüber, wie es mit der Standortauswahl
eines Endlagers in Deutschland
weiter geht, referierte Ursula
Heinen- Esser, Geschäftsführerin der
Events
Experts Meeting on Waste Disposal

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Bundes gesellschaft für Endlagerung
(BGE). Neben zentralen Punkten des
Stand ortauswahlgesetzes und behördlichen
Strukturen im Standortauswahlverfahren
gab sie einen Überblick
über den Gesamtablauf des geplanten
Standortauswahlverfahrens und Maßnahmen
zur Vermeidung bzw. Korrektur
von Fehlern. Das auf Basis der Empfehlungen
der Endlagerkommission
weiterentwickelte Standortauswahlgesetz
wurde am Vortag der Veranstaltung
in 1. Lesung vom Bundestag
behandelt. Es soll bis Ende dieses
Monats von Bundestag und Bundesrat
verabschiedet werden, so dass die BGE
im April mit den Arbeiten zum Start
des Verfahrens beauftragt werden
kann. Frau Heinen-Esser betonte, dass
sie am gesetzlich fest gelegten Ziel, bis
zum Jahr 2031 einen Endlagerstandort
für insbesondere hochradioaktive
Abfälle zu identifi zieren, festhalte.
Auch im nächsten Jahr findet
wieder ein Essener Fachgespräch
Endlagerbergbau statt. Die siebte
Auflage der Veranstaltung ist für den
1. März 2018 geplant.
337
KTG INSIDE
Inside
Wichtige Terminhinweise in eigener Sache
Ankündigungen zum Vortag unserer diesjährigen
Jahrestagung, dem 48 th Annual Meeting on Nuclear
Technology (AMNT 2017) vom 16. bis 17. Mai 2017 in
Berlin (Estrel):
KTG-Mitgliederversammlung
• Wann? 15. Mai 2017, 16:30 bis 18:15 Uhr
• Wo? Estrel Convention Center, Raum ECC 4,
Sonnenallee 225, 12057 Berlin
Get-together der KTG (auch für Nicht-Mitglieder)
• Wann? 15. Mai 2017, 18:30 bis 21:00 Uhr
• Wo? Estrel Convention Center, Orangerie,
Sonnenallee 225, 12057 Berlin
Redakteur gesucht
Liebe KTG-Mitglieder,
wie im Geschäftlichen und Privaten, so auch im Vereinsleben:
Es kommt auf eine gute Kommunikation an!
Die inhaltliche und operative Ausgestaltung unserer
Kommunikation, sowohl für den fachlichen Austausch
innerhalb unserer KTG, aber auch für den gesellschaftlichen
Dialog, ist dem KTG-Vorstand wichtig.
Zur Unterstützung in diesem für unsere Vereinsarbeit
unverzichtbaren Aspekt suchen wir eine/einen Redakteurin/Redakteur,
der unsere Leidenschaft für die „Faszination
Kerntechnik“ teilt.
Das Spektrum der zu betreuenden Themen reicht
dabei von stetigen Aufgaben wie der redaktionellen und
content- management-seitigen Betreuung unserer Homepage
„www.ktg.org“, der Verantwortung für „KTG Inside“
in der atw sowie einer Schnittstellenfunktion im Sinne
der Teilhabe aller Mitglieder an den Aktivitäten der Untergliederung,
bis hin zu Projekten wie unserem Tätigkeitsbericht
oder die Berichterstattung zu den KTG-Veranstaltungen
im Rahmen unserer Jahrestagung.
Der zeitliche Umfang für dieses als „Home“-Office
vor gesehene Profil liegt bei etwa 2 Personentagen im
Monat. Eine Aufwandsentschädigung ist vorstellbar.
Wenn Sie Spaß am vereinsinternen und -externen Vernetzen
unserer Themen haben, über eine gute Schreibe
verfügen, eigeninitiativ aber dennoch teamorientiert sind
und das Internet für Sie keine neue Erfindung ist – kurzum,
wenn Ihnen unsere KTG am Herzen liegt, kontaktieren Sie
bitte den Vorstand unter info@ktg.org. Wir freuen uns auf
Ihre Unterstützung.
Herzlichst, Ihr Frank Apel
Vorsitzender
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Aus- und Fortbildung in der kerntechnik
Wir unterstützen Sie bei
• der Kenntnisvermittlung und dem Kenntniserhalt der sonst tätigen Personen,
• dem Fachkundeerwerb und dem Fachkundeerhalt der verantwortlichen Personen sowie
• in vielen anderen Bereichen
während des Betriebs, der Nachbetriebsphase und der Stillegung.
KRAFTWERKSSCHULE E.V. – KompETEnT WEiTEREnTWiCKLUng SiCHERn
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Zertifiziert nach
DIN EN ISO 9001:2015
KTG Inside

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
338
KTG INSIDE
Wenn Sie keine
Erwähnung Ihres
Geburtstages in
der atw wünschen,
teilen Sie dies bitte
rechtzeitig der KTG-
Geschäftsstelle mit.
KTG Inside
Verantwortlich
für den Inhalt:
Die Autoren.
Lektorat:
Sibille Wingens,
Kerntechnische
Gesellschaft e. V.
(KTG)
Robert-Koch-Platz 4
10115 Berlin
T: +49 30 498555-50
F: +49 30 498555-51
E-Mail: s.wingens@
ktg.org
www.ktg.org
Herzlichen Glückwunsch
Mai 2017
93 Jahre wird
22. Prof. Dr. Fritz Thümmler
89 Jahre wird
10. Dr. Heinz Büchler, Sankt Augustin
88 Jahre werden
19. Dr. Klaus Schinke, Hattingen
31. Dipl.-Ing. Werner P. Kürsten, Mannheim
87 Jahre wird
9. Dr. Hans-Jürgen Hantke, Kempten
84 Jahre werden
4. Dr. Klaus Wiendieck, Baden-Baden
25. Dr. Reinhold Mäule, Walheim
25. Georg von Klitzing, Bonn
83 Jahre werden
11. Dr. Eckhart Leischner, Rodenbach
13. Dr. Klaus Maubach, Karlsruhe
14. Dr. Alexander Warrikoff, Frankfurt/M.
26. Dr. Günter Kußmaul, Manosque/F
82 Jahre werden
1. Dr. Willi Bermel, Jülich
8. Dipl.-Ing. Klaus Wegner, Hanau
22. Dr. Heinz Vollmer, Lampertheim
28. Dipl.-Ing. Anton Zimmermann,
Hamburg
29. Dipl.-Phys. Siegfried Justus, Freiburg
29. Dipl.-Ing. Karlheinz Orth, Marloffstein
81 Jahre werden
3. Ewald Jurisch, Erlangen
10. Dr. Peter Reinke, Röttenbach
18. Dipl.-Ing. Gerhard Lorenz, Bochum
29. Dipl.-Ing. Karl-Heinz Hammelmann,
Jülich
80 Jahre werden
1. Prof. Dr. Dietrich Munz, Graben-Neudorf
3. Dipl.-Ing. Harald Enderlein, Karlsruhe
6. Dr. Peter Strohbach, Mainaschaff
7. Prof. Dr. Werner Lutze, Chevy Chase/USA
20. Dr. Norbert Krutzik, Frankfurt/M.
26. Dipl.-Ing. Rüdiger Müller, Heidelberg
27. Dr. Johannes Wolters, Düren
28. Dipl.-Ing. Heinz E. Häfner, Bruchsal
75 Jahre werden
5. Hans-Bernd Maier, Aschaffenburg
9. Dr. Egbert Brandau, Alzenau
11. Dr. Erwin Lindauer, Köln
17. Dr. Heinz-Peter Holley, Forchheim
18. Dipl.-Ing. Josef Koban, Buckenhof
28. Dr. Wolf-Dieter Krebs, Bubenreuth
70 Jahre werden
9. Dipl.-Ing. Alfons Blessing, Hemhofen
17. Dipl.-Ing. Detlef Brehm, Ratingen
24. Ulrich Waas, Röttenbach
65 Jahre werden
2. Dr. Eckhard Krepper, Dresden
17. Heinrich Schumm, Herzogenaurach
22. Dipl.-Ing. Klaus Streit, Röttenbach
60 Jahre werden
3. Dr. Rüdiger Meiswinkel,
Enkenbach-Alsenborn
26. Dipl.-Ing. (FH) Friedrich Engelhard,
Dombühl
50 Jahre werden
4. Dipl.-Ing. Olaf Hessler, Weinheim
9. Ralf P. Zilezinski, Berlin
10. Dr. Petra-Britt Hoffmann, Leinburg
22. Markus Hellwig, Würselen
Juni 2017
91 Jahre wird
27. Dipl.-Ing. Heinz-Arnold Leising,
Bergisch Gladbach
89 Jahre wird
3. Dr. Claus Berke, Kronberg im Ts.
85 Jahre werden
2. Dr. Friedrich Löffler, Wesseling
28. Hans Schuster, Aachen
84 Jahre wird
12. Prof. Dr. Carsten Salander, Bad Sachsa
83 Jahre werden
15. Dr. Robert Hock, Dietzenbach
23. Dipl.-Ing. Horst Kappauf, Monheim
30. Dr. Hermann Rininsland, Waldbronn
82 Jahre werden
4. Dr. Johannes Schriewer, Alzenau
8. Dr. Heinrich Löffler, Wennigsen
8. Ing. Karl Rudolph, Wettingen
17. Dipl.-Ing. Peter Gottlob, Stutensee
22. Dipl.-Ing. Johann Pisecker, Tulln
23. Dipl.-Ing. Werner Schultz, Hirschberg
81 Jahre werden
6. Dr. Manfred Paschke, Langerwehe
12. Dipl.-Ing. Heinz Malmström, Ahaus
24. Dipl.-Ing. Christian-Theodor Körner,
Breitenbronn
28. Dr. Klaus Kroeger, Hasselroth
30. Kai-Michael Pülschen, Erlangen
80 Jahre werden
10. Dipl.-Phys. Reinhard Wolf,
Großkrotzenburg
24. Dipl.-Ing. Georg Hölzer, Erlangen
79 Jahre werden
8. Rolf Meyer, Greifswald
12. Dr. Reiner Lehmann, Blankenfeld
12. Dr. Klaus Melchior, Frankfurt/M.
19. Dr. Willi Frisch, Vaterstetten
25. Dipl.-Ing. Horst Roepenack,
Bruchköbel
Die KTG gratuliert ihren Mitgliedern sehr herzlich zum Geburtstag
und wünscht ihnen weiterhin alles Gute!
78 Jahre werden
2. Dr. Friedrich Bennewitz, Erlangen
6. Dr. Peter Drehmann, Kornwestheim
7. Dr. Peter Antony-Spies, Liederbach
9. Dr. Karl H. Schedl, Langenhagen
10. Dipl.-Ing. Reinhard Seepolt, Hamburg
14. Dr. Gustav Meyer-Kretschmer, Jülich
20. Dipl.-Ing. Günter Philippi, Frankenthal
23. Dr. Rolf Krieg, Karlsruhe
30. Prof. Dr. Klaus Böning, Garching
30. Dipl.-Phys. Helmut Elbel, Stutensee
77 Jahre werden
4. Dipl.-Phys. Hans-Peter Dyck, Forchheim
13. Dr. Heinz Hoffmann, Einhausen
22. Dipl.-Phys. Margarete Mattes, Köngen
76 Jahre werden
9. Dipl.-Ing. Ulrich Fischer,
Hessdorf-Hannberg
10. Dr. Walter Uebelhack, Bad Nauheim
15. Dr. Frank Depisch, Erlangen
16. Prof. Dr. Horst P. Wölfel, Höchberg
23. Dipl.-Ing. Volker Brodale, Brunsbüttel
75 Jahre wird
10. Ing. Wolfgang Feltes, Bergisch Gladbach
70 Jahre wird
11. Wolfgang von Heesen, Gelsenkirchen
65 Jahre wird
14. Dr. Peter Fritz, Weingarten
60 Jahre werden
2. Dipl.-Ing. Peter Schimann, Röttenbach
14. Dr. Ludger Mohrbach, Essen
17. Dipl.-Ing. Holger Aust, Dillingen
50 Jahre werden
1. Dipl.-Ing. (FH) Betram Niklas, Hannover
6. Dr. Dietmar Senghaas, Heilbronn
17. Claudia Umbreit, Nordhorn
19. Dipl.-Ing. Nils Förtsch,
Eggenstein-Leopoldshafen
21. Thomas Röder, Biblis
März 2017
Prof. Dr. Günter Halbritter
Dießen am Ammersee
7. Februar 2017
Dipl.-Ing. Erhard Müller
Gründau
Die KTG verliert in ihnen langjährige
aktive Mitglieder, denen sie ein
ehrendes Andenken bewahren wird.
Ihren Familien gilt unsere Anteilnahme.
KTG Inside

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Top
Design acceptance for the
AP1000® reactor
(onr) The AP1000® nuclear reactor,
designed by Westinghouse, is suitable
for construction in the UK said the
regulators today following completion
of an in-depth assessment of the
reactor design.
The Office for Nuclear Regulation
(ONR), the Environment Agency and
Natural Resources Wales, the regulators
who undertake the Generic Design
Assessment of new reactor designs, are
satisfied that the reactor meets expectations
on safety, security and environmental
protection at this stage of the
regulatory process.
ONR has issued a Design Acceptance
Confirmation (DAC) to Westinghouse
and the environment agencies
have issued a Statement of Design
Acceptability (SoDA).
Dr Richard Savage, ONR’s Chief
Nuclear Inspector, said: “The closure
of our assessment of the generic
design of the AP1000® reactor is a
significant step in the process, ensuring
the design meets the very high
standards of safety we expect.
“We will now focus our regulatory
attention on site specific assessments,
and NuGen’s application for a nuclear
site licence.”
Dr Jo Nettleton, Deputy Director
for Radioactive Substances and Installations
Regulation at the Environment
Agency said: “Successfully completing
GDA means that the AP1000 is capable
of meeting the high standards of
environment protection and waste
management that we require.
We’re already working with NuGen,
as it develops its proposals to build and
operate three AP1000 reactors at
Moorside in Cumbria, to ensure that
those high standards are delivered.”
The regulators required 51 GDA
Issues to be resolved before confirming
the suitability of the AP1000.
All of the issues have been addressed
to the regulators’ satisfaction enabling
the DAC and SoDA to be issued. The
regulators’ assessment reports are all
available online.
| | onr.org.uk
World
How States are backing
pro-nuclear energy policies
(nei) As energy systems and markets
evolve throughout the country, state
legislators are increasingly recognizing
the value of nuclear power plants in
providing reliable, clean and affordable
electricity – and are working out
policies to preserve that value. NEO
guest columnist Matt Wald explains.
Illinois and New York have moved
to stabilize the economics of their
nuclear reactors, and proposals are
under consideration in Connecticut
and Ohio and expected in New Jersey
and in Pennsylvania. The new laws
and regulations mix nuclear energy
policy with provisions on solar and
wind energy and energy efficiency.
What’s going on?
Call it intelligent market design.
It’s an element in the continuing
evolution of the electricity system.
Electricity generation and consumption
are organized in different ways in
different parts of the country. Refinements
are incorporated in a continuing
effort to meet a variety of goals:
Electricity that is reasonably priced;
secure, reliable and clean; minimally
intrusive to land, water and the
atmosphere itself; and generated in a
way that creates quality jobs alongside
millions in payroll and property tax
revenue. Over the decades, these
goals have come into conflict with
each other. New technologies for
producing fuel or energy enter the
market and advance one goal but –
without intending to – block another.
Geopolitical changes turn yesterday’s
no-brainer solutions into today’s
headaches. Patterns of use shift faster
than the builders can pour concrete
and weld steel.
So every now and then, policymakers
rethink the rules. Today’s
system is not cast in stone and nobody
thinks it is beyond what humans can
improve upon. It is a response to past
crises, but problems now require a
new look at how we do things.
Here’s how the system works now:
In much of the country, the current
system rests on an auction for energy.
The auction started out running hour
by hour but the period has been
shortened to accommodate intermittent
renewables, solar and wind,
whose output is hard to predict more
than a few minutes ahead. A computer
calculates the amount of demand in
the upcoming period and lists all of
the offers to provide energy, ranked by
price. When the computer establishes
the amount of supply needed to meet
demand, it orders just enough generation
to meet that. And the price asked
for the last megawatt-hour needed
becomes “clearing price,” the price
that all users will pay and all generators
will receive.
| | ONR design acceptance for the AP1000® reactor.
Artist’s view of the reactor design. (Westinghouse)
That last megawatt-hour, by definition,
is the most expensive, since the
generators are chosen in order of
price. And that “clearing price” has
been pushed down sharply in the past
10 years because that last price- setting
megawatt-hour is usually made with
natural gas, and fracking has brought
so much natural gas into the market
that the price of that fuel is down by
75 percent in some regions.
More wind and solar energy have
entered the market, much of it because
of state mandates. Because the fuel is
free, the “marginal cost” for these generators
– the cost to make the next bit
of energy – is usually zero. This, too,
has pushed down the clearing price.
On top of all this, overall demand
hasn’t grown very much, because of
increased efficiency and because so
much energy-hungry industry has
shut down around the country. With
lower demand, that last, most expensive
price-setting megawatt-hour is
now at a lower level of demand, so
prices are lower.
The current setup is designed to
meet the first goal listed for the
system: low price for the consumer. In
fact, electricity is now a smaller
portion of household expenses than at
any time in the last few decades.
Yet it conflicts with most of the
other goals. Generation during hours
when the sun is not shining (which is
most of the time) or the wind is not
blowing much (more than 60 percent
of the time) is essential, but if that
electricity comes from burning fossil
fuels instead of splitting atoms, the
system gets dirtier. Plus it gets increasingly
reliant on a smaller set of
resources, or maybe just one resource,
natural gas. That works well until it
doesn’t; a pipeline bottleneck of the
kind that has hit New England when
temperatures turn cold and icy – or a
gas leak of the kind that hit the Aliso
Canyon storage plant near Los Angeles
– becomes a much bigger problem if
the system is over-reliant on gas.
339
NEWS
News

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Operating Results November 2016
340
NEWS
Plant name Country Nominal
capacity
Type
gross
[MW]
net
[MW]
Operating
time
generator
[h]
Energy generated. gross
[MWh]
Month Year Since
commissioning
Time availability
[%]
Energy availability
[%] *) Energy utilisation
[%] *)
Month Year Month Year Month Year
OL1 Olkiluoto BWR FI 910 880 720 648 531 6 628 105 246 553 912 100.00 92.06 98.35 90.90 98.98 90.59
OL2 Olkiluoto BWR FI 910 880 720 663 524 6 982 130 237 233 549 100.00 96.28 99.94 95.33 101.27 95.43
KCB Borssele PWR NL 512 484 720 368 372 3 578 439 154 422 564 99.99 88.42 99.97 88.08 99.93 88.24
KKB 1 Beznau 1,2,7) PWR CH 380 365 0 0 0 124 746 087 0 0 0 0 0 0
KKB 2 Beznau 7) PWR CH 380 365 720 276 309 2 889 954 127 946 295 100.00 96.14 100.00 95.92 100.99 94.59
KKG Gösgen 6,7) PWR CH 1060 1010 720 766 807 7 872 363 295 814 870 100.00 93.14 99.98 92.72 100.47 92.37
KKM Mühleberg BWR CH 390 373 720 277 290 2 791 160 120 925 785 100.00 92.24 99.46 91.31 98.75 89.02
CNT-I Trillo PWR ES 1066 1003 720 765 247 7 761 611 229 702 462 100.00 91.68 99.95 91.52 99.28 90.06
Dukovany B1 PWR CZ 500 473 720 361 022 3 443 876 105 440 982 100.00 86.75 99.98 86.40 100.28 85.93
Dukovany B2 PWR CZ 500 473 0 0 2 521 816 101 322 628 0 64.52 0 64.14 0 62.92
Dukovany B3 PWR CZ 500 473 720 361 967 2 114 815 99 252 134 100.00 53.33 100.00 52.61 100.55 52.76
Dukovany B4 PWR CZ 500 473 720 360 618 2 760 029 100 156 477 100.00 70.58 100.00 69.79 100.17 68.86
Temelin B1 PWR CZ 1080 1030 0 0 5 955 857 97 472 257 0 70.91 0 70.75 0 68.80
Temelin B2 PWR CZ 1080 1030 712 766 727 5 224 608 93 051 368 98.89 59.84 97.87 59.29 98.60 60.35
Doel 1 PWR BE 454 433 658 298 582 2 831 322 130 274 443 91.42 78.77 90.95 77.77 91.04 77.33
Doel 2 PWR BE 454 433 720 332 087 2 864 759 128 311 082 100.00 78.51 99.99 78.04 100.88 77.92
Doel 3 PWR BE 1056 1006 0 0 7 091 127 243 838 373 0 83.51 0 83.11 0 83.08
Doel 4 PWR BE 1084 1033 716 771 012 8 458 771 245 860 536 99.44 98.82 98.21 97.85 98.28 96.46
Tihange 1 PWR BE 1009 962 0 0 3 005 326 287 263 074 0 37.64 0 36.98 0 37.12
Tihange 2 PWR BE 1055 1008 720 760 779 8 164 960 240 729 640 100.00 96.73 100.00 96.09 100.78 96.79
Tihange 3 PWR BE 1089 1038 720 784 512 7 417 046 258 671 224 100.00 85.55 99.93 84.91 99.99 84.65
*)
Net-based values
(Czech and Swiss
nuclear power
plants gross-based)
1)
Refueling
2)
Inspection
3)
Repair
4)
Stretch-out-operation
5)
Stretch-in-operation
6)
Hereof traction supply
7)
Incl. steam supply
8)
New nominal
capacity since
January 2016
9)
Data for the Leibstadt
(CH) NPP will
be published in a
further issue of atw
BWR: Boiling
Water Reactor
PWR: Pressurised
Water Reactor
Source: VGB
New York decided last year to
recognize the clean air benefits of
nuclear in the form of zero emissions
credits (ZECs). ZECs are a nuclear
version of the renewable energy
credits that wind and solar projects
receive. ZECs will keep in service
several reactors that are threatened by
low energy prices. Because nuclear
reactors help hold down the clearing
price of electricity, directing revenue
to them through the ZECs will actually
keep consumer prices down.
The decision came with some side
benefits. Nuclear reactors provide
benefits over a broad area, because they
generate around-the-clock. But they
are crucial locally, forming the backbone
of the small communities in which
they operate, providing employment,
property taxes and local economic stimulus.
Nationally they produce about
$60 billion in economic benefits.
Illinois passed legislation in 2016
recognizing the value of two nuclear
plants – Clinton and Quad Cities – that
are particularly threatened by the
current economics. That new law also
sets state policies for increased use of
solar and wind and increased efficiency.
A proposal now before the Connecticut
General Assembly would
allow the two reactors at the Millstone
Power Station to bid into a market
currently limited to wind and solar.
That would raise the plant’s revenue.
The same bill would increase the
amount of renewable energy that the
state must use over time.
Seeking to balance all the competing
goals we want from the electric
system does not make everybody
happy. (In truth, discussion of energy
policy seldom makes everybody
happy.) One school of thought follows
the 18th century Scottish economist
Adam Smith, who wrote that the
“ invisible hand” of the marketplace
will use prices to match supply to
demand, and do it better than any
government policy could hope to.
Smith might be right, but his worry
was limited to price and supply. Our
demands today are a lot more sophisticated.
There are a lot of goods and
services whose supply we don’t determine
by price. For example, we could
make cars cheaper to buy and operate
if we let factories build them without
pollution controls or crash protection,
but we don’t.
Simply stated, a system optimized
for price alone will not meet our needs.
| | www.nei.org
Company News
GNS casks meet British conditions
for geological disposal
(gns) Radioactive Waste Management
Ltd., the NDA’s subsidiary in charge of
preparing for disposal of intermediate
and high level waste in the planned
geological disposal facility (GDF),
has issued a “final stage Letter of
Compliance” for intermediate level
waste resins packaged into 55 GNS
MOSAIK® casks in 2013 and 2014 at
Sizewell B nuclear power station.
The resins were packaged and
dewatered by GNS using their waste
treatment facilities FAFNIR and
NEWA and have been under scrutiny
by RWM and ONR since final transfer
to the on site interim store. After
closing out a few remaining action
points from the interim stage Letter of
Compliance RWM recently issued the
final document to GNS’s customer
EDF Energy. This marks the successful
completion of an 8-year-project which
in addition to the production and
management of the LoC submission,
comprised the design and installation
of new pipework within the station's
resin transfer system, modifications to
the stations SCADA system and development
of the safety case.
| | www.gns.de
Siemens sets milestone with
first 3D-printed part operating
in nuclear power plant
(siemens) Following the integration
of 3D printing as part of its digital
services portfolio, Siemens has
achieved an industry breakthrough
with the first successful commercial
installation and continuing safe
News

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
operation of a 3D-printed part in a
nuclear power plant. Because of
the stringent safety and reliability
requirements in the nuclear sector,
achieving this qualification is a
significant accomplishment.
The replacement part produced
for the Krško nuclear power plant
in Slovenia is a metallic, 108 mm
diameter impeller for a fire protection
pump that is in constant rotating operation.
The water pump provides
pressure for the fire protection system
at the plant. The original impeller was
in operation since the plant was
commissioned in 1981; its original
manufacturer is no longer in business.
Obsolete, non-OEM parts are particularly
well-suited for this new
technology as they and their designs
are virtually impossible to obtain. This
technology thus allows mature operating
plants to continue operating
and achieving or, as in the Krško
case, even extending, their full life
expectancy.
Siemens’ team of experts in
Slovenia reverse-engineered and
created a “digital twin” of the part.
The company’s additive manufacturing
(AM) facility in Finspång,
Sweden, then applied its advanced
AM process using a 3D printer to
produce the part.
Meeting the Krško NPP’s stringent
quality and safety assurance requirements
required extensive testing that
was performed jointly with the Krško
operations team over several months,
ensuring that the new 3D-printed part
would perform safely and reliably.
Further material testing at an independent
institute as well as a CT scan,
showed that the material properties of
the 3D-printed part were superior to
those of the original part.
“The better than expected performance
of this 3D-printed part gave us
confidence that we can reach the full
life expectancy from our asset,” said
Vinko Planinc, Head of Maintenance
at the Krško plant. “Siemens has a
long history of innovation in this area
and their dedication to providing their
customers with the latest, proven
innovations made them an excellent
partner for this project.”
The Krško plant is among the
highest- ranked of European nuclear
power plants by the European Nuclear
Safety Regulators Group in terms
of safety according to assessments
following Fukushima. It provides more
than one-quarter of Slovenia’s and
15 percent of Croatia’s power, making
it vitally important to the region.
| | www.siemens.com
Basler Forschungsreaktor vor
der Stilllegung
(uniba) Die Universität Basel hat beim
Eidgenössischen Departement für
Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation
(UVEK) ihr Gesuch zur
Stilllegung des ehemaligen Forschungsreaktors
am Departement
Physik eingereicht. Es beschreibt das
geplante Vorgehen zur sicheren
Demontage und Entsorgung der
Anlage. Nach Prüfung durch die
Behörden soll bis Ende 2018 die Stilllegungsverfügung
erteilt werden.
Die Universität Basel hatte 2013
entschieden, den Reaktor AGN-211-P
stillzulegen, der seit Ende der 1950er-
Jahre am Departement Physik primär
für Ausbildungszwecke diente. Der
Reaktor wurde bereits 2015 ausser
Betrieb genommen und die Brennelemente
zurück in die USA überführt.
Die Unterlagen des Stilllegungsprojekts
beruhen auf sorgfältigen
Analysen. Diese haben ergeben, dass
die Anlage kontaminationsfrei ist und
radioaktive Stoffe ausschließlich in
gebundener Form vorkommen. Die
Analysen und Berechnungen – auch
für Störfälle wie etwa einen Flugzeugabsturz
– kommen zum Schluss, dass
das Gefährdungspotenzial bei der
Stilllegung vernachlässigbar klein ist.
Ein Umweltverträglichkeitsbericht,
der Teil des Stilllegungsgesuchs ist,
beurteilt die nichtnuklearen Auswirkungen
der Rückbauarbeiten. Er
weist nach, dass dadurch keine bzw.
nur vernachlässigbare Auswirkungen
auf die Umwelt entstehen.
Die Universität Basel wird die Stilllegung
nach dem Stand von Wissenschaft
und Technik durchführen. Der
Rückbau beginnt mit der Demontage
und Zerlegung von aktivierten Teilen
des Reaktors und endet mit dem messtechnischen
Nachweis, dass die Baustrukturen
aus dem Kernenergiegesetz
entlassen werden können. Anschließend
lässt sich der Reaktorraum
für andere Zwecke nutzen.
Für den Schutz von Mensch und
Umwelt sorgen verschiedene Vorkehrungen,
die sicherstellen, dass
während der Stilllegung keine radioaktiven
Stoffe freigesetzt werden.
Dazu zählen unter anderem die
Trennung in verschiedene Strahlenschutzbereiche,
Rückhalteeinrichtungen
und Kontaminationskontrollen.
Die Abluft wird überwacht.
Bei der Stilllegung der Anlage AGN-
211-P fallen ausschließlich schwachradioaktive
und inaktive Abfälle an.
Ziel ist es, die Abfall mengen weitestgehend
zu reduzieren. Die Abfälle
werden soweit möglich freigemessen
oder für die Abkling- bzw. geologische
Tiefenlagerung vorbereitet. Insgesamt
rechnen die Projektverantwortlichen
mit ca. zehn Fässern (zu je 200 Liter)
Material.
Die Universität Basel geht davon
aus, dass das Departement für
Umwelt, Verkehr, Energie und
Kommunikation (UVEK) bis Ende
2018 die Stilllegungsverfügung
erteilt. Bis dahin können im Rahmen
der bestehenden Bewilligung vorbereitende
Arbeiten durchgeführt
werden. Die Rückbauarbeiten sollen
bis Ende 2020 abgeschlossen sein,
und auch die Entlassung der Anlage
aus der Kernenergiegesetzgebung soll
bis zu diesem Zeitpunkt erfolgen.
Die Kosten für die Stilllegung und
den Rückbau inklusive der bereits
erfolgten Rückführung der Brennelemente
belaufen sich auf rund
10 Mio. Franken. Diese werden auf
Basis des Staatsvertrags der Kantone
Basel-Stadt und Basel-Landschaft
über die gemeinsame Trägerschaft der
Universität ausschließlich durch den
Kanton Basel-Stadt finanziert.
| | www.unibas.ch
Market data
(All information is supplied without
guarantee.)
Nuclear fuel supply market data
Information in current (nominal)
U.S.-$. No inflation adjustment of
prices on a base year. Separative work
data for the formerly “secondary
market”. Uranium prices [US-$/lb
U 3 O 8 ; 1 lb = 453.53 g; 1 lb U 3 O 8 =
0.385 kg U]. Conversion prices [US-$/
kg U], Separative work [US-$/SWU
(Separative work unit)].
January to December 2013
• Uranium: 34.00–43.50
• Conversion: 9.25–11.50
• Separative work: 98.00–127.00
January to December 2014
• Uranium: 28.10–42.00
• Conversion: 7.25–11.00
• Separative work: 86.00–98.00
January to June 2015
• Uranium: 35.00–39.75
• Conversion: 7.00–9.50
• Separative work: 70.00–92.00
June to December 2015
• Uranium: 35.00–37.45
• Conversion: 6.25–8.00
• Separative work: 58.00–76.00
2016
January to June 2016
• Uranium: 26.50–35.25
341
NEWS
News

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
342
NEWS
| | Uranium spot market prices from 1980 to 2017 and from 2007 to 2017. The price range is shown.
In years with U.S. trade restrictions the unrestricted uranium spot market price is shown.
The Settlement Price for peak load
contract (Phelix Futures) with delivery
in 2018 amounted to 38.57 €/MWh.
On the EEX Market for emission
allowances, a total volume of 91.7 million
tonnes of CO 2 was traded in February
which represents a year-on-year
increase of 6 % (February 2016: 86.4
million tonnes of CO 2 ). In particular,
this development was driven by the
EUA Derivatives Market which increased
by 14 % to 20.7 million tonnes
of CO 2 (February 2016: 18.2 million
tonnes of CO 2 ). The primary market
auctions contributed 69.0 million
tonnes of CO2 to the total volume.
The E-Carbix amounted to 5.14 €/
EUA, the EUA price with delivery in
December 2016 amounted to
4.94/5.39 €/ EUA (min./max.).
| | www.eex.com
| | Separative work and conversion market price ranges from 2007 to 2017. The price range is shown.
)1
In December 2009 Energy Intelligence changed the method of calculation for spot market prices. The change results in virtual price leaps.
• Conversion: 6.25–6.75
• Separative work: 58.00–62.00
July 2016
• Uranium: 26.50–27.80
• Conversion: 6.00–6.50
• Separative work: 58.00–62.00
August 2016
• Uranium: 22.25–26.40
• Conversion: 5.50–5.75
• Separative work: 58.00–62.00
September 2016
• Uranium: 22.25–22.75
• Conversion: 5.50–5.75
• Separative work: 52.00–55.00
October 2016
• Uranium: 19.60–22.90
• Conversion: 5.50–5.75
• Separative work: 49.00–53.00
November 2016
• Uranium: 18.50–18.90
• Conversion: 5.50–5.75
• Separative work: 48.00–51.00
December 2016
• Uranium: 18.75–21.50
• Conversion: 5.50–5.75
• Separative work: 47.00–50.00
2017
January 2017
• Uranium: 20.25–25.50
• Conversion: 5.50–6.75
• Separative work: 47.00–50.00
February 2017
• Uranium: 23.50–26.50
• Conversion: 5.50–6.75
• Separative work: 48.00–50.00
| | Source: Energy Intelligence
www.energyintel.com
Cross-border price for hard coal
Cross-border price for hard coal in
[€/t TCE] and orders in [t TCE] for
use in power plants (TCE: tonnes of
coal equivalent, German border):
2012: 93.02; 27,453,635
2013: 79.12, 31,637,166
2014: 72.94, 30,591,663
2015: 67.90; 28,919,230
2016: 67.07; 29,787,178
I. quarter: 56.87; 8,627,347
II. quarter: 56.12; 5,970,240
III. quarter: 65.03, 7.257.041
IV. quarter: 88.28; 7,932,550
| | Source: BAFA, some data provisional
www.bafa.de
EEX Trading Results
in February 2017
(eex) In February 2017, the European
Energy Exchange (EEX) has reached a
volume of 200.8 TWh on its power derivatives
markets (February 2016:
300.3 TWh). In a shrinking overall
market, EEX reached a volume of 22.1
TWh in Italy (previous year: 44.0
TWh) and 12.3 TWh in France (previous
year: 32.6 TWh). Furthermore,
151.0 TWh were traded in the German
market (previous year: 205.0 TWh).
The February volumes comprised
101.0 TWh registered at EEX for
clearing. Clearing and settlement of
all transactions was executed by
European Commodity Clearing (ECC).
The Settlement Price for base load
contract (Phelix Futures) with delivery
in 2018 amounted to 30.40 €/MWh.
MWV crude oil/product prices
in February 2017
(mwv) According to infor mation and
calculations by the Association of the
German Petroleum Industry MWV e.V.
in February 2017 the prices for super
fuel and heating oil noted again
( slightly) higher for fuel oil sligthly
lower compared with the previous
month January 2017. The average gas
station prices for Euro super consisted
of 139.39 €Cent (January 2017: 138.82
€Cent, approx. +0.41 % in brackets:
each information for previous month
or rather previous month comparison),
for diesel fuel of 118.27 €Cent (118.76;
-0.41 %) and for heating oil (HEL) of
59.28 €Cent (59.02, +0.44 %).
The tax share for super with a
consumer price of 139.39 €Cent
(138.82 €Cent) consisted of
65.45 €Cent (46.95 %, 65.45 €Cent)
for the current constant mineral oil
tax share and 22.26 €Cent (current
rate: 19.0 % = const., 22.16 €Cent) for
the value added tax. The product
price (notation Rotterdam) consisted
of 39.59 €Cent (28.40 %, 38.81 €Cent)
and the gross margin consisted of
12.09 €Cent (8.7 %; 12.40 €Cent).
Thus the overall tax share for super
results of 66.0 % (66.1 %).
Worldwide crude oil prices
( monthly average price OPEC/Brent/
WTI, Source: U.S. EIA) were approx.
+1.85 % (+1.02 %) higher in February
compared to January 2017 due to the
decision of the OPEC to restrict and
lower the crude oil production. The
market showed a stable development
with sligthly higher prices; each in
US-$/bbl: OPEC basket: 53.37 (52.40);
UK-Brent: 54.87 (54.58); West Texas
Inter mediate (WTI): 53.47 (52.50)
| | www.mwv.de
News

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
Time for Nuclear to Hold its Nerve
at this Pivotal Time for the Industry
John Shepherd
Recent weeks have been tough for the world’s nuclear energy industry.
A chain reaction of unfortunate events started in January
2017 when the president of Japanese behemoth Toshiba
Corporation, Satoshi Tsunakawa, said “substantial changes”
were needed to the corporation’s nuclear power business.
Tsunakawa revealed the company faced a loss of as
much as 700 billion Japanese yen – equivalent to around
EUR 6 bn – on nuclear construction projects in the US.
Tsunakawa, who took over as president last summer in
the wake of an accounting scandal, made it clear that positioning
nuclear power as the core of the company’s energy
business would change and Toshiba expected to see a contraction
of its nuclear business overseas as a result of the loss.
This announcement made for uncomfortable headlines
around the world.
According to the Japan Atomic Industrial Forum,
Toshiba's move dated back to 2015, when the assets were
valued of CB&I Stone and Webster – the nuclear construction
arm of CB&I that was acquired in 2015/2016 by Toshiba's
US subsidiary, the Westinghouse Electric Company.
Fast forward to March, and the enormity of problems
Toshiba was facing were laid bare when it was announced
that Westinghouse and certain of its subsidiaries and
affiliates had filed voluntary petitions under Chapter 11 of
the US Bankruptcy Code.
Westinghouse said it was “seeking to undertake a
strategic restructuring as a result of certain financial and
construction challenges in its US AP1000 power plant
projects”. However, Westinghouse said it had obtained
$ 800 million in debtor-in-possession (DIP) financing from
a third-party lender to help fund and protect its core
businesses during its reorganisation.
Meanwhile, Westinghouse said operations in its Asia and
Europe, the Middle East and Africa regions were not impacted
by the Chapter 11 filings – stressing customers in those
regions would continue to receive “the high-quality products
and services they have come to expect in the usual course as
the regions will also be supported by the DIP financing”.
In addition, Westinghouse said it had reached an agreement
with each owner of the US AP1000 projects to
continue these projects during an initial assessment period.
The company reiterated its commitment to its AP1000 technology
“as the industry’s premier Gen III+ nuclear power
plant design, and will continue its existing projects in China
as well as pursuit of other potential projects in the future”.
The world’s first eight AP1000 units are currently being
delivered at four sites in the US and China. Two units each
are in the final stages of completion at the Sanmen and
Haiyang sites in China, with an additional two units each under
construction at the V C Summer and Vogtle sites in the US.
Westinghouse interim president and CEO José Emeterio
Gutiérrez pledged the company’s moves would put the
company “on a path to resolve our AP1000 financial
challenges while protecting our core businesses”. In
addition, Gutiérrez said the company was “focused on
developing a plan of reorganisation to emerge from
Chapter 11 as a stronger company while continuing to be a
global nuclear technology leader”.
However, Gutiérrez’s optimism was not enough to stop
French utility Engie offloading its share of a project to build
three AP1000 nuclear reactor units at the highly- anticipated
Moorside site in northwest England to Toshiba. Engie said it
was exercising its contractual rights to transfer its
40 percent share to Toshiba because it was “facing some
significant challenges”.
Engie's decision means, as this article goes to press,
Toshiba is the sole owner of NuGen, the company behind
the Moorside project. Nevertheless, Engie said it remained
willing to deploy its know-how and expertise to help NuGen
with “any restructuring with new potential partners for the
development, construction and operation” of Moorside.
But there has since been better news to cheer nuclear’s
fortunes and lift some of the gloom surrounding Westinghouse,
with the confirmation by UK nuclear regulators
of the acceptability of the AP1000 reactor design to be
deployed at Moorside.
The decision is noteworthy because the AP1000 reactor
design has now become only the second of the new
generation of reactors to be confirmed by regulators to be
acceptable for deployment in the UK.
NuGen CEO Tom Samson welcomed the news “as a major
step forward for Moorside and for the UK’s mission to deliver
secure, low-carbon electricity for generations to come”.
Toshiba and Westinghouse are of course not the only
nuclear giants to have faced difficulties of late. Last year,
France’s Areva group detailed plans to raise as much as
EUR 8 billion in a restructuring of the state-controlled
nuclear-engineering group after years of losses. The
restructuring is ongoing.
Whatever the difficulties, the nuclear industry can and
must prosper and recent events should not be exaggerated.
The world still needs nuclear to succeed and for nuclear
technologies to be developed for the future. That’s the
opinion of organisations independent of industry. For
example, in March, the International Energy Agency said
increased investment in nuclear power and other lowcarbon
technologies was needed over the next 30 years to
limit the global mean temperature rise to below 2 °C.
Meanwhile, in a soon-to-be new nuclear nation, an
opinion poll on nuclear energy in the United Arab Emirates
(UAE), which is building four South Korean APR-1400
reactors, indicated that 83 percent of UAE residents were in
favour of the programme. The poll, commissioned by the
Emirates Nuclear Energy Corporation and conducted by the
independent global market research specialists Kantar
TNS, indicated 92 percent of residents believed the UAE's
first civil nuclear project to be important for the UAE.
The nuclear industry has seen setbacks before. And it is
the nature of this inter-connected global industry to find
itself in the international media spotlight when “bad news”
strikes. The task for the industry now is to pick itself up and
face the economic challenges head-on. As one English
proverb notes, “fortune favours the brave”.
Author
John Shepherd
nuclear 24
41a Beoley Road West
St George’s
Redditch B98 8LR, United Kingdom
Links to reference
sources:
Westinghouse
announces strategic
restructuring:
http://bit.ly/2og2njt
NuGen welcomes
AP1000 design
acceptance:
http://bit.ly/2ov3a2g
343
NUCLEAR TODAY
Nuclear Today
Time for Nuclear to Hold its Nerve at this Pivotal Time for the Industry ı John Shepherd

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
344
Operating results 2016 – Part I*
REPORT
In 2016 the German nuclear power plants generated
84.63 billion kilowatt hours (kWh) of electricity gross.
No nuclear power plant ceased operation in 2016 due to
the revision of the German Atomic Energy Act in the political
aftermath of the accidents in Fukushima, Japan, in
2011. Eight nuclear power plants with an electric gross
output of 11,357 MWe were in operation on 31 December
2016 (in 2015, see Table, including KKG Grafenrheinfeld,
nine plants: 12,702 MWe).
Six power plants in operation until 31 December 2016
achieved operating results with a gross production greater
than 10 billion kilowatt hours and again four power plants
even produced more than 11 billion kilowatt hours.
German nuclear power plants achieved three of the
world’s ten best production results in 2016. At the end of
2016, 450 reactor units were in operation in 31 countries
and 65 were under construction in 15 countries. With 450
units the most quantity of plants has been in operation for
the first time in the history of peaceful use of nuclear power
in energy generation than in any other year before. The
share of nuclear power in world electricity production was
around 11 %. German nuclear power plants have been occupying
top spots in electricity production for decades thus
providing an impressive demonstration of their efficiency,
availability and reliability.
The Palo Verde 2 nuclear power plant in the United
States of America (capacity: 1,414 MWe gross) achieved
the world record in electricity production in 2016 with
12,495,000 MWh. The German nuclear power plants Isar
2 (KKI 2, 11,990,925 MWh) Brokdorf (KBR,
11,503,003 MWh) and Neckarwestheim II (GKN II,
11,391,770 MWh) took the third, sixth and eighth place.
* The reports with additional operating results of European
nuclear power plants will be published in a further
issue of atw.
D
German nuclear power plant
Top Ten: Electricity production 1981 to 2016
Top Ten: Nuclear Power Plants
Year
World's
best
2 3 4 5 6 7 8 9 10
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
D
D
D
D
D
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D
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D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
2010
D D D D D D
2011 D D D D
2012
D D D
D
2013 D D D
2014
D D D D
2015 D D D D
2016 D D D
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
345
Operating results of nuclear power plants in Germany 2015 and 2016
Nuclear power plant Rated power Gross electricity generation
in MWh
Availability
factor*
in %
Energy availability
factor**
in %
REPORT
gross
in MWe
net
in MWe
2015 2016 2015 2016 2015 2016
Brokdorf KBR 1,480 1,410 11,181,334 11,503,003 93.72 93.28 92.89 93.08
Emsland KKE 1,406 1,335 10,954,690 11,113,993 91.09 94.25 90.59 94.13
Grafenrheinfeld KKG**** (1,345) (1,275) 4,360,793 0.0 94.75 0.0 93.84 0.0
Grohnde KWG 1,430 1,360 10,444,821 8,903,639 89.41 75.11 88.45 73.08
Gundremmingen KRB B 1,344 1,284 10,872,481 10,015,303 93.98 89.81 93.52 89.30
Gundremmingen KRB C 1,344 1,288 10,348,139 9,396,741 90.18 85.98 89.49 85.46
Isar KKI 2 1,485 1,410 11,107,228 11,990,925 89.01 95.86 88.74 95.68
Neckarwestheim GKN II 1,400 1,310 11,212,950 11,391,770 93.13 94.69 92.96 94.26
Philippsburg KKP 2 1,468 1,402 11,303,875 10,318,992 90.55 82.32 90.39 82.19
Total*** 11,357 10,799 91,786,310 84,634,367 91.76 88.91 91.77 88.40
* Availability factor (time availability factor) k t = t N /t V : The time availability factor k t is the quotient of available time of a plant
(t V ) and the reference period (t N ). The time availability factor is a degree for the deployability of a power plant.
** Energy availability factor k W = W V /W N : The energy availability factor k W is the quotient of available energy of a plant (W V )
and the nominal energy (W N ). The nominal energy W N is the product of nominal capacity and reference period. This variable
is used as a reference variable (100 % value) for availability considerations. The available energy W V is the energy which can
be generated in the reference period due to the technical and operational condition of the plant. Energy availability factors in
excess of 100 % are thus impossible, as opposed to energy utilisation.
*** Inclusive of round up/down, rated power in 2016.
**** The Grafenrheinfeld NPP was permanently shut-down in 2015 due to the revision of the German Atomic Energy Act in 2011.
All data in this report as of 31 March 2017.
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
346
Brokdorf
REPORT
Operating sequence in 2016
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Electrical output in %
January February March April May June July August September October November December
The Brokdorf nuclear power plant remained in constant power
operation with the exceptions of the annual outage and an
11.5 h period to repair a leakage on the generator circuit breaker
AQ01H001. On order of the grid operator grid supporting
services were often provided.
With an annual result of 11,503,003 MWh (gross) Brokdorf
nuclear power plant achieved a top result.
Power reductions above 10 % and longer than for 24 h
See operating diagram: Load following for grid supporting.
WANO Review/Technical Support Mission
From 29 February 2016 until 18 March 2016 the World
Association of Nuclear Operators (WANO) carried out a Peer
Review at the Brokdorf nuclear power plant.
Planned shutdowns
The plant was shut down on 11 June 2016 after a 21-day stretchout
operation for the 28 th overall maintenance inspection and
refuelling.
100 Focus points were:
• Reactor cooling system
80 Complete core discharge, inspection of fuel elements, etc.,
• 60 Reactor coolant pumps YD10
40
plug testing DE10, eddy current testing DE30/40.
Ring exchange of main coolant pump motors,
eddy current testing of pump shaft,
inspection of the axial bearings.
20
• Generator
Exchange of generator rotor.
0
• Cooling water system
Maintenance of the pump channel head VE30/40,
pressure test of secured secondary cooling water pipes, return
flow line and lead flow line.
Positionierung:
Bezug, links, unten
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2
VGB: HKS6K 30 %
atw: 100 60 0 0
• Transformer
Exchange of the low-voltage auxiliary
power transformer CS42/CT21.
• Block protection
Optimisation of the phase failure detection..
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip
On 27 February 2016, during the period from 03:54 until
15:33 h the generator was taken from the grid to repair a leak
from one of the coolant hose screw connections of the generator
circuit breaker AQ01H001. The reactor was shutdown to the
minimum load point.
Delivery of fuel elements
During the reporting year 32 fresh uranium fuel elements were
delivered.
Waste management status
By the end of the year 2016 29 loaded CASTOR © casks were
located at the on-site intermediate storage Brokdorf.
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
347
Operating data
Review period 2016
REPORT
Plant operator: PreussenElektra GmbH
Shareholder/Owner: PreussenElektra GmbH (80 %),
Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH (20 %)
Plant name: Kernkraftwerk Brokdorf (KBR)
Address: PreussenElektra GmbH, Kernkraftwerk Brokdorf,
25576 Brokdorf
Phone: 04829 752560, Telefax: 04829 511
Web: www.preussenelektra.de
100
90
80
94
Availability factor in %
Capacity factor in %
93
79
84
92
93
93
93
70
First synchronisation: 10-14-1986
Date of commercial operation: 12-22-1986
Design electrical rating (gross):
1,480 MW
Design electrical rating (net):
1,410 MW
Reactor type:
PWR
Supplier:
Siemens/KWU
The following operating results were achieved:
Operating period, reactor:
8,208 h
Gross electrical energy generated in 2016:
11,503,003 MWh
Net electrical energy generated in 2016:
10,938,011 MWh
Gross electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
334,413,912 MWh
Net electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
317,930,466 MWh
Availability factor in 2016: 93.28 %
Availability factor since
date of commercial operation: 91.09 %
Capacity factor 2016: 93.08 %
Capacity factor since
date of commercial operation: 90.48 %
Downtime
(schedule and forced) in 2016: 6.72 %
Number of reactor scrams 2016: 0
60
50
40
30
20
10
0
10
9
8
7
94
2009
94 84
2010 2011
84
2012
93
2013
93
2014
Collective radiation dose of own
and outside personnel in Sv
93
2015
93
2016
Licensed annual emission limits in 2016:
Emission of noble gases with plant exhaust air:
Emission of iodine-131 with plant exhaust air:
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium):
1.0 · 10 15 Bq
6.0 · 10 9 Bq
5.55 · 10 10 Bq
6
5
4
Proportion of licensed annual emission limits
for radioactive materials in 2016 for:
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.025 %
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 0.002 %
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium): 0.000 %
Collective dose:
0.142 Sv
3
2
1
0
0.28
2009
0.18 0.22
2010 2011
0.13
2012
0.22
2013
0.17
2014
0.14
2015
0.14
2016
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
348
Emsland
REPORT
Operating sequence in 2016
Electrical output in %
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
January February March April May June July August September October November December
Apart from the overall maintenance outage in May and June
and the refuelling outage by the end of the year the Emsland
nuclear power plant has been operating uninterruptedly and
mainly at full load during 2016.
Producing a gross power of 11,113,993 MWh with a capacity
factor of 94.13 %, the power plant achieved again a very good
operating result.
Delivery of fuel elements
• 24 Uranium-fuel elements.
Waste management status
During 2016 no CASTOR © cask loading was carried out. There
were still 38 loaded casks in the local interim storage facility at
the end of the year.
Planned shutdowns
28 th refuelling and overall maintenance inspection:
The annual outage was scheduled for the period 21 May to
6 June. The outage took 15.9 days from high-voltage breaker
100 opening to breaker closing. In addition to the replacement of 16
fuel assemblies the following major maintenance and inspection
activities 80 were carried out:
• Inspection of core and reactor pressure vessel internals.
• 60 Inspection of a reactor coolant pump.
• Inspection of pressurizer valves.
•
40
Pressure test on different coolers and tanks.
• Inspection of a main condensate pump.
20
• Maintenance works on different transformers.
• Different automatic non-destructive examinations.
0
29 th refuelling outage:
By the end of the year, KKE stopped operation for a second refuelling
outage, starting on 21 December 2016. Main task was the
replacement of 24 fuel assemblies.
Positionierung:
Bezug, links, unten
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2
VGB: HKS6K 30 %
atw: 100 60 0 0
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip
None.
Power reductions above 10 % and longer than for 24 h
Stretch-out operation from 20 March to 21 May.
Stretch-out operation from 11 October to 26 December.
General points
On 22 December 2016 an early license application according to
§7.3 Atomic Law on closing and dismantling of the KKE nuclear
power plant was submitted to the ministry from Lower Saxony
of Environment, Energy and Climate Protection. Planned shutdown
date is 31 December 2022.
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
349
Operating data
Review period 2016
REPORT
Plant operator: Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH
Shareholder/Owner: RWE Power AG (87,5 %),
PreussenElektra GmbH (12,5 %)
Plant name: Kernkraftwerk Emsland (KKE)
Address: Kernkraftwerk Emsland,
Am Hilgenberg , 49811 Lingen
Phone: 0591 806-1612
Web: www.rwe.com
100
90
80
93
Availability factor in %
Capacity factor in %
94 95 95
95
95
91
94
First synchronisation: 04-19-1988
Date of commercial operation: 06-20-1988
Design electrical rating (gross):
1,406 MW
Design electrical rating (net):
1,335 MW
Reactor type:
PWR
Supplier:
Siemens/KWU
70
60
50
40
The following operating results were achieved:
Operating period, reactor:
8,285 h
Gross electrical energy generated in 2016: 11,113,993 MWh
Net electrical energy generated in 2016:
10,539,681 MWh
Gross electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
323,999,579 MWh
Net electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
307,163,345 MWh
Availability factor in 2016: 94.25 %
Availability factor since
date of commercial operation: 94.07 %
Capacity factor 2016: 94.13 %
Capacity factor since
date of commercial operation: 93.93 %
Downtime
(schedule and forced) in 2016: 5.75 %
Number of reactor scrams 2016: 0
Licensed annual emission limits in 2016:
Emission of noble gases with plant exhaust air:
Emission of iodine-131 with plant exhaust air:
(incl. H-3 and C-14)
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium):
1.0 · 10 15 Bq
5.0 · 10 9 Bq
3.7 · 10 10 Bq
30
20
10
0
10
9
8
7
6
5
4
94
2009
95 95 95
2010 2011 2012
95
2013
95
2014
Collective radiation dose of own
and outside personnel in Sv
91
2015
94
2016
Proportion of licensed annual emission limits
for radioactive materials in 2016 for:
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.097 %
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 0.0 %
(incl. H-3 and C-14)
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium): 0.00 %
Collective dose:
0.054 Sv
3
2
1
0
0.09 0.15 0.07 0.09
2009
2010 2011 2012
0.08
2013
0.06
2014
0.10
2015
0.05
2016
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
350
Grohnde
REPORT
Operating sequence in 2016
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Electrical output in %
January February March April May June July August September October November December
During the reporting year 2016 the nuclear power plant Grohnde
was taken off the grid for a 75-day revision with refuelling.
It achieved an availability factor of 75.1 %.
The gross production amounted to 8,903,638.8 MWh.
The scheduled 16-day downtime for the revision had to be
extended by 59 days due to a failure at the rotor assembly of
the residual-heat removal pump TH40 D001, thus requiring an
extensive inspection programme. The plant was additionally
taken from the grid for 16 days in July/August due to the repair
of a small leak at the pressure head measurement system of one
of the reactor coolant pumps.
100 Planned shutdowns
2 April to 16 June: 33 rd fuel element exchange and plant revision:
After 80 a 19-days stretch-out operation the nuclear power plant
Grohnde was shut down as scheduled for a its annual revision
and
60
the 33 rd fuel element exchange on 2 April. Restart was on
June 15.
40
Significant works during the overall maintenance inspection
were:
20
• Fuel element exchange.
• Inspection of fuel elements and spacers.
0
• Eddy current and visual testing of control rods.
• Visual testing of 15 flow restrictor assemblies.
• Ultrasonic testing on all four main coolant pipes YA10 to 40.
• Diesel engine replacement and axial bearing revision.
• Internal examination of the nuclear intercooler, the flooding
tanks TH30 B001/2 and of the accumulator TH36/37 B001.
• Internal examination and pressure test of the residual heat
exchanger TA00 B001 and of the high-pressure pre-heater
TA11/12 B001.
• Inspection of pumps TF31 D001 and TH35 D001.
• Inspection of the valve S002 on the low-pressure TH11 injection
system.
• Pressure testing of the high-pressure pre-heaters.
Positionierung:
Bezug, links, unten
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2
VGB: HKS6K 30 %
atw: 100 60 0 0
In the course of the tests during restart of the plant for its 34 th
cycle, at 156 bars and a primary coolant temperature of approx.
296 °C, a leaking fitting was detected on 18 April at the TA
volume control system which required another controlled
shutdown to cold condition of the entire plant. A damage of
the residual heat removal system TH40D001 was verified
( material removal on the impeller and the stator of the pump).
As a consequence (in addition to the repair of the residual heat
removal pump), an extensive flushing and inspection programme
on the primary coolant system (including the reactor core and
all components of its adjacent systems) was initiated. Due to the
extension to 59 days the core loading was adapted for the
34 th cycle. The new core comprises only 16 fresh fuel elements.
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip
30 July to 15 August: Extraordinary shutdown for repair of
a small hot leak. The plant was extraordinarily shut down
on 30 July 2016, due to a small leak at the pressure head
measurement of the main coolant pump YD40. After the repair
of a defect weld seam and the inspection of further 23 weld
seams the plant was started-up again on 15 August 2016.
Power reductions above 10 % and longer than for 24 h
In January, June, July, August and December the unit was
operated in load following mode as required by the load
dispatcher.
Between 28 June and 13 July the maximum generator output
had to be limited to 1,220 MW (net) due to increased
temperatures at the mechanical seal of the main feed pump
RL22 D001.
26 August to 15 September: On 26 August a fatal accident
occurred in the tunnel between the (fossil-fired) auxiliary boiler
and the turbine, when a worker was scalded by leaking steam
after a pipe break due to a water hammer. The plant further
operated with a constant power of 1,100 MW net.
Delivery of fuel elements
In 2016 a total of 34 AREVA U-/U-Gd-fuel elements were
delivered to the unit.
Waste management status
During the period from August until October 2016 in total
three CASTOR®-V/19-vessel were loaded. Thus currently 30
CASTOR®-V/19-vessel are stored in the interim storage building.
General points
In October 2016 an audit of the quality management system
(ISO 9001), the environmental management system
(ISO 14001), the health and safety managements system
(OHSAS 18001) as well as a first certification of the energy management
system (ISO 50001) were successfully carried out.
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
351
Operating data
Review period 2016
REPORT
Plant operator: Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde GmbH & Co. OHG
Shareholder/Owner: PreussenElektra GmbH (83,3 %),
Stadtwerke Bielefeld (16,7 %)
Plant name: Kernkraftwerk Grohnde (KWG)
Address: Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde GmbH & Co. OHG,
P.O. bx 12 30, 31857 Emmerthal
Phone: 05155 67-1
Web: www.preussenelektra.de
First synchronisation: 09-05-1984
Date of commercial operation: 02-01-1985
Design electrical rating (gross):
1,430 MW
Design electrical rating (net):
1,360 MW
Reactor type:
PWR
Supplier:
Siemens/KWU
100
90
80
70
60
50
40
94
Availability factor in %
Capacity factor in %
94
84
95
89
84
89
73
The following operating results were achieved:
Operating period, reactor:
6,609 h
Gross electrical energy generated in 2016:
8,903,639 MWh
Net electrical energy generated in 2016: 8,415,909 MWh
Gross electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
356,942,689 MWh
Net electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
337,497,013 MWh
Availability factor in 2016: 75.10 %
Availability factor since
date of commercial operation: 91.90 %
Capacity factor 2016: 73.20 %
Capacity factor since
date of commercial operation: 91.6 %
Downtime
(schedule and forced) in 2016: 24.90 %
Number of reactor scrams 2016: 0
30
20
10
0
10
9
8
7
95 94 84 95
2009 2010 2011 2012
90
2013
84
2014
Collective radiation dose of own
and outside personnel in Sv
89
2015
75
2016
Licensed annual emission limits in 2016:
Emission of noble gases with plant exhaust air: 9.0 · 10 14 Bq
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 7.5 · 10 9 Bq
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium):
5.55 · 10 10 Bq
6
5
4
Proportion of licensed annual emission limits
for radioactive materials in 2016 for:
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.017 %
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 0.000 %
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium): 0.0006 %
Collective dose:
0.519 Sv
3
2
1
0
0.39 0.54 0.65 0.27
2009 2010 2011 2012
0.54
2013
0.25
2014
0.31
2015
0.52
2016
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
352
Gundremmingen B
REPORT
Operating sequence in 2016
Electrical output in %
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
January February March April May June July August September October November December
In the review year 2016, unit B of the Gundremmingen nuclear
power plant was operated at full load without any major
restrictions except for a 35-day outage for refuelling with an
overall maintenance inspection.
From 1 December 2015 to 7 April 2016, unit B was in stretch-out
operation. In spring, during the refuelling outage, a total of 119
fuel elements were unloaded and replaced with 84 fresh and 35
(12 MOX) partially irradiated fuel elements. With the support of
up to 1,200 additional external specialist workers the employees
of the plant accomplished roughly 4,700 work orders.
During the refuelling outage all safety-related relevant works
were monitored by the relevant nuclear authority, the Bavarian
100 State Ministry of the Environment and Consumer Protection
( StMUV), and consulted authorized experts. The inspection
of 80 the technical systems with regard to safety and reliability
confirmed the excellent condition of the plant.
From 60 16 November, unit B was in stretch-out operation because
of the refuelling in spring 2017. A gross total of 10,015,303
MWh 40 of electricity was produced.
20
Planned shutdowns
7 April to 12 May: 31 st refuelling outage and 20 th overall
0
maintenance inspection.
The following major activities were carried out:
• Refuelling and inspection of fuel elements.
• Non-destructive tests on stud bolts and holes of reactor pressure
vessel.
• Inspection of main isolation valves of the feed water, main
steam and residual heat removal systems.
• Emptying of redundancies 1 and 3 for preventive measures on
valves, motors, pumps and tanks.
• Emptying of reactor water cleanup system for inspection of
valves and tanks as well as pressure tests.
• Inspection of main transformers, circuit breakers and 400 kV
power grid.
• Pressure test and inner inspection of feed water tank.
• Motor exchange on service water pump.
• Extensive non-destructive testing on pipes and tanks.
Positionierung:
Bezug, links, unten
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2
VGB: HKS6K 30 %
atw: 100 60 0 0
Power reductions above 10 % and longer than for 24 h
None.
Delivery of fuel elements
None.
Waste management status
At the end of 2016, the local interim storage facility
accommodated 48 loaded CASTOR © casks with each 52 spent
fuel elements out of units B and C. No casks from unit B were
placed in or taken out of storage during the period under review.
General points
Managementsystems
From 24 to 28 October, a VGB-SBS event (safety culture
assessment system) took place in Gundremmingen. The final
evaluation report listed the various efforts for safety culture
and evaluated them as mainly positive developments in all
considered areas.
Twinning program
From 26 to 30 September, Gundremmingen was visited by
a delegation from Novovoronezh, Russia. An exchange of
experiences took place with colleagues from human resource
managements, economic and financial affairs, fire departments
and operating experience/incident investigations.
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip
13 May to 16 May: Reactor Scram (periodic test), sealing
replacement on a safety and relief valve.
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
353
Operating data
Review period 2016
REPORT
Plant operator: Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH
Shareholder/Owner: RWE Power AG (75 %),
PreussenElektra GmbH (25 %)
Plant name: Kernkraftwerk Gundremmingen B (KRB B)
Address: Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH,
Dr.-August-Weckesser-Straße 1, 89355 Gundremmingen
Phone: 08224 78-1, Telefax: 08224 78-2900
E-mail: kontakt@kkw-gundremmingen.de
Web: www.kkw-gundremmingen.de
100
90
80
70
92
Availability factor in %
Capacity factor in %
83
91
87
86
85
94
89
First synchronisation: 03-16-1984
Date of commercial operation: 07-19-1984
Design electrical rating (gross):
1,344 MW
Design electrical rating (net):
1,284 MW
Reactor type:
BWR
Supplier:
Siemens/KWU,
Hochtief
The following operating results were achieved:
Operating period, reactor:
7,889 h
Gross electrical energy generated in 2016:
10,015,303 MWh
Net electrical energy generated in 2016: 9,517,678 MWh
Gross electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
321,652,944 MWh
Net electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
305,318,785 MWh
Availability factor in 2016: 89.80 %
Availability factor since
date of commercial operation: 90.30 %
Capacity factor 2016: 89.30 %
Capacity factor since
date of commercial operation: 88.70 %
Downtime
(schedule and forced) in 2016: 10.20 %
Number of reactor scrams 2016: 0
60
50
40
30
20
10
0
10
9
8
7
93
2009
84 92 88
2010 2011 2012
87
2013
85
2014
Collective radiation dose of own
and outside personnel in Sv
94
2015
90
2016
Licensed annual emission limits in 2016
(values added up for Units B and C, site emission):
Emission of noble gases with plant exhaust air: 1.85 · 10 15 Bq
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 2.2 · 10 10 Bq
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium):
1.10 · 10 11 Bq
Proportion of licensed annual emission limits for radioactive
materials in 2016 for (values added up for Units B and C):
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.24 %
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 0.18 %
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium): 0.45 %
Collective dose:
0.99 Sv
6
5
4
3
2
1
0
1.48
2009
1.45 1.37
0.95
2010 2011 2012
0.83
2013
1.18
2014
0.74
2015
0.99
2016
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
354
Gundremmingen C
REPORT
Operating sequence in 2016
Electrical output in %
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
January February March April May June July August September October November December
In the review year 2016, unit C of the Gundremmingen nuclear
power plant was operated at full load without any major
restrictions except for two outages for refuelling.
From 8 March 5 July unit C was in stretch-out operation.
During the following shutdown a total of 107 fuel elements
were unloaded and replaced with 52 fresh and 55 (12 MOX)
partially spent fuel elements. With the support of over 1,000
additional external specialist workers the employees of the
plant accomplished roughly 3,400 work orders.
From 25 September to 11 December unit C was again in stretchout
operation. During the subsequent shutdown a total of 76
fuel elements were unloaded and replaced with 72 fresh and
100 4 partially irradiated fuel elements. With the support of up to
400 additional external specialist workers the employees of the
plant 80 accomplished roughly 750 work orders.
During both refuelling outages all safety-related relevant work
was 60 monitored by the relevant nuclear authority, the Bavarian
State Ministry of the Environment and Consumer Protection
40
( StMUV), and consulted authorized experts. The inspection
of the technical systems with regard to safety and reliability
20
confirmed the excellent condition of the plant.
In 2016, a gross total of 9,396,741 MWh of electricity was
0
produced.
Planned shutdowns
5 July to 5 August: 30 th refuelling outage.
The following major activities were carried out:
Positionierung:
Bezug, links, unten
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2
VGB: HKS6K 30 %
atw: 100 60 0 0
• Refuelling and sipping of all fuel elements inside the core;
result: One defective fuel element.
• Extensive testing and inner inspections of pumps and valves.
• Partial emptying of redundancy system 3.
• Emptying of cooling tower basins for replacement of cooling
tower internals.
• Sealing replacement of reactor water cleanup cooler.
• Exchange of pilot valves and check valves on main steam
isolation valves.
11 December, 2016 to 5 January, 2017:
Special shutdown for refuelling.
The following major activities were carried out:
• Refuelling and sipping of all fuel elements inside the core;
result: One defective fuel element.
• Mechanical seal replacement on a feed water pump and a
service water pump.
• Works in the condensation chamber.
• Clearing of main cooling water system.
• Repair works on service water and auxiliary steam system.
• Exchange of ground fault monitoring relay and works on
voltage regulators.
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip
None.
Power reductions above 10 % and longer than for 24 h
None.
Delivery of fuel elements
In 2016, for Gundremmingen unit C 80 fresh fuel elements were
delivered.
Waste management status
At the end of 2016, the local interim storage facility
accommodated 48 loaded CASTOR © casks with each 52 spent
fuel elements out of units B and C. No casks from unit C were
placed or taken out of storage during the period under review.
General points
Management systems
From 24 to 28 October, a VGB-SBS event (safety culture
assessment system) took place in Gundremmingen. The final
evaluation report listed the various efforts for safety culture and
evaluated them as mainly positive development in all considered
areas.
Twinning program
From September 26 to 30, Gundremmingen was visited by
a delegation from Novovoronezh, Russia. An exchange of
experiences took place with between colleagues from human
resource managements, economic and financial affairs, fire
departments and operating experience/ incident investigation
about their issues.
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
355
Operating data
Review period 2016
REPORT
Plant operator: Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH
Shareholder/Owner: RWE Power AG (75 %),
PreussenElektra GmbH (25 %)
Plant name: Kernkraftwerk Gundremmingen C (KRB C)
Address: Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH,
Dr.-August-Weckesser-Straße 1, 89355 Gundremmingen
Phone: 08224 78-1, Telefax: 08224 78-2900
E-mail: kontakt@kkw-gundremmingen.de
Web: www.kkw-gundremmingen.de
First synchronisation: 11-02-1984
Date of commercial operation: 01-18-1985
Design electrical rating (gross):
1,344 MW
Design electrical rating (net):
1,288 MW
Reactor type:
BWR
Supplier:
Siemens/KWU,
Hochtief
The following operating results were achieved:
Operating period, reactor:
7,553 h
Gross electrical energy generated in 2016: 9,396,741 MWh
Net electrical energy generated in 2016: 8,918,293 MWh
Gross electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
310,650,073 MWh
Net electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
295,845,815 MWh
Availability factor in 2016: 86.00 %
Availability factor since
date of commercial operation: 89.20 %
Capacity factor 2016: 85.50 %
Capacity factor since
date of commercial operation: 87.50 %
Downtime
(schedule and forced) in 2016: 14.00 %
Number of reactor scrams 2016: 0
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
10
9
8
7
91
92
2009
Availability factor in %
Capacity factor in %
92
84
91
93 85 92
2010 2011 2012
89
90
2013
90
90
2014
Collective radiation dose of own
and outside personnel in Sv
90
90
2015
86
86
2016
Licensed annual emission limits in 2016
(values added up for Units B and C, site emission):
Emission of noble gases with plant exhaust air: 1.85 · 10 15 Bq
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 2.20 · 10 10 Bq
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium):
1.10 · 10 11 Bq
Proportion of licensed annual emission limits for radioactive
materials in 2016 for (values added up for Units B and C):
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.24 %
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 0.18 %
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium): 0.45 %
Collective dose:
0.84 Sv
6
5
4
3
2
1
0
1.17
2009
1.59
0.89 0.78
2010 2011 2012
1.36
2013
1.14
2014
1.49
2015
0.84
2016
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
356
Isar 2
REPORT
Operating sequence in 2016
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Electrical output in %
January February March April May June July August September October November December
The Isar 2 nuclear power plant remained constantly on the grid
during the reporting year with the exception of one refuelling
with regular annual outage.
With achieving a boron concentration of 40 ppm on 8 May 2016
only a restricted standard operation was possible. The plant was
operated in “stretch-out operation (phase I)” during the period
from 22 May 2016 until 5 July 2016 as well as subsequently until
15 July 2016 in “stretch-out operation (phase 3)” mode.
After the outage, the plant remained in full-load operation from
1 August 2016 until 3 August 2016 for fuel element conditioning.
On 3 August 2016 the system services “primary and secondary
control” system services operation mode was granted. With
100 achieving q boron concentration of 40 ppm again on 25 October
2016 the scope of operation modes was again restricted.
Since 80 10 November 2016 the unit was in stretch-out operation of
phase I and logged out from secondary control. In coordination
with 60 the electricity trading floor the plant output was reduces
by approximately 350 MW during the low-demand Christmas
holidays
40
from 24 to 27 December 2016. On request of the grid
operator centre the unit output was raised by approximately
20
160 MW on 26 December 16. Since 29 December 2016 the Isar 2
nuclear power plant remained in stretch-out operation of phase 3.
0
Due to many primary and secondary load followings as well
as to the stretch-out operation (in total 107 days) the total
electricity production of 11.99 TWh represented a very good
operating result during the year 2016. Thus the plant is on top of
the German plants’ leaderboard.
Positionierung:
Bezug, links, unten
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2
VGB: HKS6K 30 %
atw: 100 60 0 0
Planned shutdowns
The refuelling took place from 16 to 31 July 2016 with duration
of 15.2 days. Eight fuel elements were exchanged during the
outage. The revision was completed 8 h ahead of the planned
date. The revision dose amounted to 42.2 mSv and was well
below the planned value of 66 mSv. This is the lowest revision
dose since the commissioning of the plant.
The responsible supervisory authority and its consulting experts
monitored all safety – relevant works. The audit on the systems
with regard to safety and reliability confirmed the very good
condition of the plant.
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip
None
Power reductions above 10 % and longer than for 24 h
None.
WANO Review/Technical Support Mission
The Follow-up for the WANO Peer Review 2014 was carried out
from 19 until 14 October 2016.
Delivery of fuel elements
During the reporting year 32 fresh Westinghouse uranium fuel
elements were delivered. In the dry storage area are currently
48 unirradiated uranium fuel elements stored as well as 36 new
uranium fuel elements in the wet storage for relooading in a
short shutdown in January 2017.
Waste management status
Currently 35 loaded CASTOR © V casks as well as one TN © 24E
cask are stored in the on-site intermediate storage.
The first transport and storage vessel TN24E from AREVA was
delivered to KKI-2 on 13 April 2016. The approval to carry out
a prototype “cold handling” was provided by the Bavarian
regulator StMUV on 12 April 2016. The procedure was carried
out inside the reactor building of KKI-2 between 13 and 27 April
2016. The approval for storing the TN24E inside the interim
storage building BELLA, was issued on 28 July 2016. The first
TN®24E vessel was stored on 26 September 2016.
The federal authorisation for the „constructional optimisation
of the storage building“ (erection of a separate outer concrete
wall to protect the building against missiles) was issued on the
20 June 2016. The construction licence was granted by the district
administration of the KKI host town Landshut on 9 November 2016.
The official start of construction followed on 14 November 2016.
General points
From 7 to 11 March 2016 recertification audits according to DIN
EN ISO 9001/14001/BS OHSAS 18001 as well as a revalidation
according to EMAS III (quality, environmental protection
industrial safety and health protection management system by
the “DNV GL BA Zertifizierung und Umweltgutachter GmbH”
were successfully carried out at the KKI.
Validation of the environmental management system and the
environmental statement according to EMAS III including
energy management was carried out on 25 October 2016.
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
357
Operating data
Review period 2016
REPORT
Plant operator: PreussenElektra GmbH
Shareholder/Owner: PreussenElektra GmbH (75 %),
Stadtwerke München GmbH (25 %)
Plant name: Kernkraftwerk Isar 2 (KKI 2)
Address: PreussenElektra GmbH, Kernkraftwerk Isar,
Postfach 11 26, 84049 Essenbach
Phone: 08702 38-2465, Telefax: 08702 38-2466
100
90
80
94
Availability factor in %
Capacity factor in %
93
96
94
94
90
89
96
Web: www.eon.com/isar
First synchronisation: 01-22-1988
Date of commercial operation: 04-09-1988
Design electrical rating (gross):
1,485 MW
Design electrical rating (net):
1,410 MW
Reactor type:
PWR
Supplier:
Siemens/KWU
70
60
50
40
The following operating results were achieved:
Operating period, reactor:
8,420 h
Gross electrical energy generated in 2016:
11,990,925 MWh
Net electrical energy generated in 2016:
11,338,879 MWh
Gross electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
330,074,810 MWh
Net electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
312,065,345 MWh
Availability factor in 2016: 95.86 %
Availability factor since
date of commercial operation: 93.26 %
Capacity factor 2016: 95.68 %
Capacity factor since
date of commercial operation: 92.31 %
Downtime
(schedule and forced) in 2016: 4.14 %
Number of reactor scrams 2016: 0
30
20
10
0
10
9
8
7
94
2009
93 96
2010 2011
94
2012
96
2013
95
2014
Collective radiation dose of own
and outside personnel in Sv
89
2015
96
2016
Licensed annual emission limits in 2016:
Emission of noble gases with plant exhaust air:
Emission of iodine-131 with plant exhaust air:
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium):
1.1 · 10 15 Bq
1.1 · 10 10 Bq
5.5 · 10 10 Bq
6
5
4
Proportion of licensed annual emission limits
for radioactive materials in 2016 for:
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.058 %
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: < limit of detection
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium): 0.0005 %
Collective dose:
0.057 Sv
3
2
1
0
0.09
2009
0.23 0.08 0.14
2010 2011 2012
0.08
2013
0.09
2014
0.25
2015
0.06
2016
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
358
Neckarwestheim II
REPORT
Operating sequence in 2016
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Electrical output in %
January February March April May June July August September October November December
In 2016 a gross total of 11,394,820 MWh was produced by
the Neckarwestheim II (GKN II) nuclear power plant. The
electrical net generation reached 10,687,230 MWh of which
10,295,540 MWh were fed into the public three-phase highvoltage
grid and 1,099,280 MWh into the single-phase system of
Deutsche Bahn AG via the static converter unit. The plant was
for 8,317.7 h on the grid. Thus an availability of 94.69 % was
achieved.
Since the commissioning of the unit in 1989, the threephase
generator has produced 309,585,684 MWh gross and
289,436,509 MWh net.
On top, further robustness improving measures (i.e. beyond
the scope of regulatory requirements) were developed in the
framework of a national action plan. E.g. in Baden- Württemberg
(where KKP is located), the recommendations from the national
action plan had been listed in a so-called „Action Plan“. All
recommended works are now completed on a voluntary basis
with the exception of single aspects of the plant-specific robustness
analyses. Furthermore, KKP-2 is mirrored with regards to
incident management in the context of the so-called “further
amended safety examinations Baden-Württemberg” on the new
safety requirements of nuclear power plants (SiANf).
100 Planned shutdowns
2 to 22 September 2016: 32 st overall maintenance inspection
with 80 refuelling.
Main inspection works were:
• 60 Refuelling and overall maintenance inspection.
• Maintenance of the oil cooler of one out of four main coolant
40
pumps.
• General overhaul of the primary relieve valves.
20
• Inner pressure testing of the feed-water tank.
• General maintenance of one out of three feed-water tanks.
0
• Exchange of three transformers of one out of four redundancies
of the power supply.
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip
None.
Positionierung:
Bezug, links, unten
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2
VGB: HKS6K 30 %
atw: 100 60 0 0
Power reductions above 10 % and longer than for 24 h
25 July to 2 September: Stretch-out operation.
24 to 27 December: Load sequence.
Safety reviews
Stress tests, initiated from the German Reactor Safety
Commission and the EU after Fukushima have confirmed the
high safety standards of German nuclear power plants. All plants
– including the decommissioned ones – possess significant safety
reserves beyond all anticipated scenario. All possess by design
especially sufficient, sometimes high margins against external
hazards such as flooding or earthquakes. Even more important,
the stress tests have confirmed that the design requirements
(e.g. flooding heights, design earthquakes) had been set up
correctly.
Integrated management system (IMS)
EnKK (NPP P, GKN, KWO)
The integrated management system (IMS) of the EnBW Kern kraft
GmbH EnKK with its sub-system for nuclear safety (SMS), quality
management (QMS/QSÜ) as well as the environ mental and
energy management (UMS, EnMS) was continuously improved
during the year 2016. Content and coverage of each process were
continuously adapted to the internal requirements and thus to
authorisation related requirements. For this reason a respective
adjustment concept for processes and indicators was developed.
In addition to the confirmation of conformity of the established
IMS, and an improvement of the energetic efficiency in 2016,
a the EnKK energy management system (ENMS) certificate
according to DIN EN ISO 50001 was renewed.
The completeness and effectiveness of the measures as well as the
status of the quality management system (QÜS) were approved
according to respective internal audits as well as with an on-site
inspections by the an expert organisation (KeTAG) at all three
sites of the EnKK. The modular design of the process-oriented
IMS according to nuclear standard KTA1402 enabled also in the
following year a continuous and efficient adaptation to the sitespecific
requirements of the post- operational/dismantling phase.
Waste management status
During the reporting year no further storage procedures were
carried out. Thus by the end of 2016, 53 loaded CASTOR ©
V/19 vessels were stored at the on-site intermediate storage
Neckarwestheim.
The cold handling for CASTOR © 440/84 mvK was successfully
carried out in November 2016.
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Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
359
Operating data
Review period 2016
REPORT
Plant operator: EnBW Kernkraft GmbH (EnKK)
Shareholder/Owner: EnBW Erneuerbare und Konventionelle
Erzeugung AG (98,45 %), ZEAG Energie AG, Deutsche Bahn AG,
Kernkraftwerk Obrigheim GmbH
Plant name: Kernkraftwerk Neckarwestheim II (GKN II)
Address: EnBW Kernkraft GmbH, Kernkraftwerk Neckarwestheim,
Im Steinbruch, 74382 Neckarwestheim
Phone: 07133 13-0, Telefax: 07133 17645
E-mail: poststelle-gkn@kk.enbw.com
Web: www.enbw.com/gkn
100
90
80
70
95
Availability factor in %
Capacity factor in %
89
95
92
90
93
93
94
First synchronisation: 01-03-1989
Date of commercial operation: 04-15-1989
Design electrical rating (gross):
1,400 MW
Design electrical rating (net):
1,310 MW
Reactor type:
PWR
Supplier:
Siemens/KWU
The following operating results were achieved:
Operating period, reactor:
8,324 h
Gross electrical energy generated in 2016:
11,394,820 MWh
Net electrical energy generated in 2016: 10,687,230 MWh
Gross electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
309,585,684 MWh
Net electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
289,436,509 MWh
Availability factor in 2016: 94.69 %
Availability factor since
date of commercial operation: 93.67 %
Capacity factor 2016: 94.26 %
Capacity factor since
date of commercial operation: 93.30 %
Downtime
(schedule and forced) in 2016: 5.31 %
Number of reactor scrams 2016: 0
60
50
40
30
20
10
0
10
9
8
7
95
2009
90 95 92
2010 2011 2012
90
2013
93
2014
Collective radiation dose of own
and outside personnel in Sv
93
2015
95
2016
Licensed annual emission limits in 2016:
Emission of noble gases with plant exhaust air:
Emission of iodine-131 with plant exhaust air:
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium):
1.0 · 10 15 Bq
1.1 · 10 10 Bq
6.0 · 10 10 Bq
6
5
4
Proportion of licensed annual emission limits
for radioactive materials in 2016 for:
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.0 %
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 0.0 %
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium): 0.0 %
Collective dose:
0.0782 Sv
3
2
1
0
0.10
2009
0.18 0.10 0.13
2010 2011 2012
0.08
2013
0.10
2014
0.12
2015
0.08
2016
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
360
Philippsburg 2
REPORT
Operating sequence in 2016
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Electrical output in %
January February March April May June July August September October November December
In 2016 the Philippsburg 2 nuclear power plant (KPP 2)
generated a gross amount of 10,318,992 MWh. The electrical
net generation amounted to 9,697,028 MWh. The plant was on
the grid for 7,230.75h. Thus an availability factor of 82.32 % was
calculated.
Since the plant’s commissioning 347,313,689 MWh gross and
329,372,390 MWh net were generated.
Planned shutdowns
8 April to 1 June: 31 st overall maintenance inspection with
refuelling.
Main inspection works were:
100 • Refuelling and inspection.
• Inspection of all four main coolant pumps.
• 80 Pressure testing of two out of four steam generators and of
the reactor pressure vessel.
• 60 Motor exchange of two out of six coolant water pumps.
• Inspection of one out of six main coolant trains.
•
40
Regular inspection of single emergency power generator.
20 to 31 December: Premature shutdown of the unit for the 32 nd
20
refuelling due to licence requirements’ mismatch on ventilation
tray holding devices inside the emergency diesel building ULB.
0
Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip
None.
Positionierung:
Bezug, links, unten
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2
VGB: HKS6K 30 %
atw: 100 60 0 0
Power reductions above 10 % and longer than for 24 h
5 March to 8 April: Stretch-out operation.
1 to 20 December: Stretch-out operation.
Safety reviews
Stress tests, initiated from the German Reactor Safety Commission
and the EU after Fukushima have confirmed the high safety
standards of German nuclear power plants. All plants – including
the decommissioned ones – possess significant safety reserves
beyond all anticipated scenario. All possess by design especially
sufficient, sometimes high margins against external hazards
such as flooding or earthquakes. Even more important, the stress
tests have confirmed that the design requirements (e.g. flooding
heights, design earthquakes) had been set up correctly.
On top, further robustness improving measures (i.e. beyond
the scope of regulatory requirements) were developed in the
framework of a national action plan. E.g. in Baden- Württemberg
(where KKP is located), the recommendations from the national
action plan had been listed in a so-called „Action Plan“. All
recommended works are now completed on a voluntary
basis with the exception of single aspects of the plant-specific
robustness analyses.
Furthermore, KKP-2 is mirrored with regards to incident
management in the context of the so-called “further amended
safety examinations Baden-Württemberg” on the new safety
requirements of nuclear power plants (SiANf).
Integrated management system (IMS) EnKK
(NPP P, GKN, KWO)
The integrated management system (IMS) of the EnBW Kernkraft
GmbH EnKK with its subsystem for nuclear safety (SMS), quality
management (QMS/QSÜ) as well as the environmental and
energy management (UMS, EnMS) was continuously improved
during the year 2016. Content and coverage of each process were
continuously adapted to the internal requirements and thus to
authorisation related requirements. For this reason a respective
adjustment concept for processes and indicators was developed.
In addition to the confirmation of conformity of the established
IMS, and an improvement of the energetic efficiency in 2016,
a the EnKK energy management system (ENMS) certificate
according to DIN EN ISO 50001 was renewed.
The completeness and effectiveness of the measures as well
as the status of the quality management system (QÜS) were
approved according to respective internal audits as well as with
an on-site inspections by the an expert organisation (KeTAG) at
all three sites of the EnKK. The modular design of the processoriented
IMS according to nuclear standard KTA1402 enabled
also in the following year a continuous and efficient adaptation
to the site-specific requirements of the post-operational/
dismantling phase.
Waste management status
In the year 2016 in total 18 transport and storage vessels
of the CASTOR © V/52 type were stored at the on-site
intermediate storage, containing all remaining spent fuel from
the decommissioned KKP-1.
By the end of 2016, 29 loaded CASTOR © V/19 (from KKP-2) and
29 loaded CASTOR © V/52- vessels (from KKP-1) were stored at
in the on-site interim storage building.
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Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
361
Operating data
Review period 2016
REPORT
Plant operator: EnBW Kernkraft GmbH (EnKK)
Shareholder/Owner: EnBW Erneuerbare und Konventionelle
Erzeugung AG (98,45 %), ZEAG Energie AG, Deutsche Bahn AG,
Kernkraftwerk Obrigheim GmbH
Plant name: Kernkraftwerk Philippsburg 2 (KKP 2)
Address: EnBW Kernkraft GmbH, Kernkraftwerk Philippsburg,
P.O. box 11 40, 76652 Philippsburg
Phone: 07256 95-0, Telefax: 07256 95-2029
E-mail: Poststelle-kkp@kk.enbw.com
Web: www.enbw.com/kkp
100
90
80
70
92
Availability factor in %
Capacity factor in %
93
90
86
73
82
90
82
First synchronisation: 12-17-1984
Date of commercial operation: 04-18-1985
Design electrical rating (gross):
1,468 MW
Design electrical rating (net):
1,402 MW
Reactor type:
PWR
Supplier:
Siemens/KWU
The following operating results were achieved:
Operating period, reactor:
7,240 h
Gross electrical energy generated in 2016: 10,318,992 MWh
Net electrical energy generated in 2016: 9,697,028 MWh
Gross electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
347,313,689 MWh
Net electrical energy generated since
first synchronisation until 12-31-2016:
329,372,390 MWh
Availability factor in 2016: 82.32 %
Availability factor since
date of commercial operation: 89.51 %
Capacity factor 2016: 82.19 %
Capacity factor since
date of commercial operation: 89.25 %
Downtime
(schedule and forced) in 2016: 17.68 %
Number of reactor scrams 2016: 0
60
50
40
30
20
10
0
10
9
8
7
93 93 90
2009 2010 2011
86
2012
73
2013
82
2014
Collective radiation dose of own
and outside personnel in Sv
91
2015
82
2016
Licensed annual emission limits in 2016:
Emission of noble gases with plant exhaust air:
Emission of iodine-131 with plant exhaust air:
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium):
1.1 · 10 15 Bq
1.1 · 10 10 Bq
5.5 · 10 10 Bq
6
5
4
Proportion of licensed annual emission limits
for radioactive materials in 2016 for:
Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.04 %
Emission of iodine-131 with plant exhaust air: < limit of detection
Emission of nuclear fission and activation products
with plant waste water (excluding tritium): 0.05 %
Collective dose:
0.179 Sv
3
2
1
0
0.30
0.16 0.14
2009 2010 2011
0.22
2012
0.16
2013
0.14
2014
0.15
2015
0.18
2016
Report
Operating results 2016 – Part I*

atw Vol. 62 (2017) | Issue 5 ı May
362
Kernenergie in Deutschland
Nuclear power in Germany
REPORT
Jülich
C
3)
Düsseldorf
Emsland
A
Lingen
A Gronau
C
Ahaus
Unterweser
NORDRHEIN-
WESTFALEN
Brokdorf
HESSEN
SCHLESWIG-
HOLSTEIN
Brunsbüttel
BREMEN
Hamm-
Uentrop
Stade
Kiel
HAMBURG
NIEDERSACHSEN
Hannover
Grohnde
Konrad
E
THÜRINGEN
Erfurt
Schwerin
Gorleben
E D C C
2)
Würgassen
1)
Asse
E
Krümmel
E
Morsleben
Magdeburg
SACHSEN-ANHALT
Greifswald/
Rubenow
MECKLENBURG-
VORPOMMERN
Potsdam
C
Rheinsberg
BERLIN
BRANDENBURG
SACHSEN
C
Dresden
Mülheim-
Kärlich
SAARLAND
Wiesbaden
Mainz
RHEINLAND-
PFALZ
Saarbrücken
Philippsburg
Hanau
A
Kahl
Biblis
B
Karlsruhe
BADEN-
WÜRTTEMBERG
Obrigheim
C
Großwelzheim
Stuttgart
Grafenrheinfeld
BAYERN
Neckarwestheim
Gundremmingen
C
Mitterteich
Isar
München
Niederaichbach
KKW in Betrieb
NPP in operation
Leistung
brutto
Rated
capacity
gross
(MWe)
Betriebsbeginn
(kommerziell)
Start of
commercial
operation
Brokdorf 1.480 1986
Emsland 1.406 1988
Grohnde 1.430 1985
Gundremmingen B 1.344 1984
Gundremmingen C 1.344 1985
Isar 2 1.485 1988
Neckarwestheim II 1.400 1989
Philippsburg 2 1.468 1985
Gesamt ı Total 11.357
Stand: Januar 2017 ı Status: January 2017
In Deutschland sind 8 Kernkraftwerke mit einer
Leistung von insgesamt 11.357 MWe (brutto)
in Betrieb.
In Germany 8 nuclear power plants are in operation
with a total gross installed capacity of 11,357 MWe
(gross).
Kernkraftwerk
Nuclear
power plant
In Betrieb
In operation
Kernbrennstoffversorgung
B arbeitungsanlage C Interim storage D Conditioning
Wiederauf-
Zwischenlager
Konditionierung
A E
Nuclear fuel
supply facility
Reprocessing
plant
Außer Betrieb gemäß Atomgesetz-Novelle (AtG)
von 2011 (dauerhafter Nicht leistungsbetrieb)
Taken out of service in acc. with amendment
to Atomic Energy Act (AtG) of 2011
facility
Stilllegung
Decommissioning
Rückbau
Dismantling
Errichtung
Construction
Endlager
Final repository
«Grüne Wiese»
«Greenfield site»
Bergwerk in Erkundung
(seit 2013 eingestellt)
Exploration mine
(discontinued since 2013)
1) Pilot-Konditionierungsanlage ı Pilot conditioning plant
2) Einlagerung nicht vor 2022 ı Emplacement not before 2022
3) AVR-Behälterlager ı AVR flask store
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