atw - International Journal for Nuclear Power | 06.2024

ISSN: 1431-5254 (Print) | eISSN: 2940-6668 (Online) 

32.50 € 

International Journal for Nuclear Power 

2024 6 

Die Herausforderung der Systemstabilität: 

Wie der Übergang zu erneuerbaren 

Energien unser Stromnetz revolutioniert – 

und welche Risiken dabei drohen 

The EPR2: 

A Short Presentation 

nucmag.com 

Small Modular Reactors (SMR) and 

Persistent Challenges 

Seit 68 Jahren im Dienste der Kerntechnik

www.ktg.org 

Jetzt Mitglied werden 

Wenn Ihnen die sachliche Auseinandersetzung mit der Kernenergie 

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

in Deutschland werden möchten oder wenn Ihnen einfach Ihr persönliches 

Engagement für Ihre Überzeugungen wichtig ist, sollten Sie nicht länger zögern! 

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

Wofür wir stehen 

Wir engagieren uns dafür, Wissen zu vermitteln und weiterzugeben, 

um die sachliche Auseinandersetzung mit der Kerntechnik zu fördern. 

Dabei liegen die Schwerpunkte auf: 

! Erörterung wissenschaftlicher und technischer Fragestellungen 

! Förderung der Diskussion unter verschiedenen Disziplinen und Einrichtungen 

! Erfahrungsaustausch mit Organisationen im In- und Ausland 

! Zusammenarbeit mit öffentlichen und privaten Institutionen 

! Wissenschaftliche, gesellschaftliche und berufliche Weiterbildung 

unserer Mitglieder 

! Nachwuchsförderung 

Unser ganz persönliches Willkommensgeschenk an Bord der KTG: 

3 Ein Abonnement der beliebten Fachzeitschrift 

atw – International Journal for Nuclear Power. 

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

Editorial 

3 

Internationaler Trend 

zur Kernenergie etabliert sich 

Die Kernenergie ist in der Kommunikation und diskursiven Auseinandersetzung mit dem Problem belastet, 

dass Projekte und Programme eine lange Zeit benötigen und oft noch zusätzlich eines großen Vorlaufs 

bedürfen. Das gilt zwar auch in anderen Bereichen, ist dort aber oft weniger sichtbar. Auch im gegen wärtigen 

globalen Aufschwung der Kernenergie besteht diese Schwierigkeit und das einfachste Argument von Gegnern der 

Entwicklung ist es, danach zu fragen, was denn nun konkret gebaut werde, verbunden mit der Unterstellung, dass 

jede positive Entwicklung der Kernenergie nur eine Schimäre unverbesserlich Gestriger wäre. 

Umso interessanter sind einige Entwicklungen der 

jüngeren Zeit, die in Richtung einer strukturellen Verfestigung 

des internationalen Trends zur Kernenergie 

wirken. So bildet sich in den Vereinigten Staaten ein neuer 

Konsens zur Einschätzung des künftigen Strom bedarfs 

heraus, bei dem nun eine deutlich stärkere Steigerung 

in den kommenden Jahrzehnten ange nommen wird. 

Diese Steigerung des Strombedarfs ist nicht nur von 

Elektrifizierung in Mobilität, Raumwärme und Industrie 

getrieben, sondern auch von ganz klassischem Wachstum 

in einer dynamischen Zukunftsbranche wie es 

zumindest jenseits des Atlantiks für die wirtschaftliche 

Entwicklung als unverzichtbar ange sehen wird. Dabei 

geht es natürlich um die Tech-Konzerne und die ganze 

Palette der IT einschließlich des boomenden KI-Sektors. 

Da für solche Anwendungen nicht nur viel und immer 

mehr Strom, sondern auch verlässlich verfügbarer 

Strom erforderlich ist, wenden sich die kapitalkräftigen 

Tech-Unternehmen zunehmend der Kernkraft zu. So 

macht ein Power Purchase Agreement mit Microsoft, das 

über 20 Jahre läuft, die Inbetriebnahme des im Jahr 2019 

abgeschalteten Block eins des Kernkraftwerks Three 

Mile Island als Crane Clean Energy Center durch den 

Betreiber Constellation möglich. 

Wenig später und kurz hintereinander haben Google 

bzw. Amazon Ankündigungen gemacht, allerdings in 

Richtung von Reaktoren der Generation IV. Google 

hat mit Kairos Power eine langfristige Vereinbarung 

getroffen, dass Google den Strom sowie anfallende 

Umweltzertifikate von 500 MW elektrischer Erzeugungskapazität 

in Form von Modulen des salzschmelzegekühlten 

Kugelhaufen-Hochtemperaturreaktors (KP-FHR) 

von Kairos kauft und die Entwicklung des Projekts bis 

zur kommerziellen Optimierung des Anlagen konzepts 

in den dreißiger Jahren begleitet. Amazon investiert 

zusammen mit anderen Partnern 500 Millionen US- 

Dollar in X-energy, den Entwickler eines heliumgekühlten 

Kugelhaufen-Hochtemperaturreaktors (Xe- 

100), der ebenso mit TRISO-Brennstoff bestückt werden 

soll wie der KP-FHR und sich wie dieser in einem 

Prüfverfahren im Vorlauf zu einem Genehmigungsantrag 

der US-Atomaufsicht NRC befindet. Das Geld 

soll der weiteren Entwicklung des Reaktors und der 

Errichtung einer ersten Ausbaustufe einer Brennelementfertigung 

dienen. Zusätzlich kooperiert Amazon 

mit X-energy im Hinblick auf die Errichtung von insgesamt 

5 Gigawatt installierter Leistung bis 2039 zunächst 

für Amazon-Projekte. Künftig sollen aber auf Grundlage 

von standardisierten Bau- und Finanzierungsmodellen 

Projekte für Dritte realisiert werden. 

Auch in Europa schreitet die Entwicklung der Kernenergie 

voran. In Finnland hat inzwischen die dritte 

Kommune Interesse an der nuklearen Fernwärmebereitstellung 

bekundet, die von Steady Energy ent wickelt 

wird. In Schweden verfolgt der Reaktorentwickler 

Blykalla die Erzeugung von CO2-armer Biokohle oder 

Bioöl mit Hilfe thermochemischer Prozesse, die ausgekoppelte 

Wärme aus dem in Entwicklung befindlichen 

bleigekühlten Reaktor nutzen soll. Hier soll eine Dekarbonisierungsalternative 

zu grünem Wasserstoff für 

industrielle Prozesse entwickelt werden. In jüngerer Zeit 

wurden mehrere große Wasserstoffprojekte aus Kostengründen 

oder wegen fehlender Versorgungs perspektive 

aufgegeben. In Tschechien ist der staatliche Energieversorger 

CEZ eine strategische Partnerschaft mit der britischen 

Rolls Royce SMR eingegangen, die die Errichtung 

einer Anlage in den dreißiger Jahren sowie eine wichtige 

Rolle für tschechische Unter nehmen als Zulieferer für 

Rolls Royce vorsieht. Im Rahmen der europäischen SMR- 

Industrieallianz wurde die erste Gruppe von neun Projekten 

für die Ein richtung von europäischen Projektarbeitsgruppen 

ausgewählt. Dabei sind sowohl Leichtwasserreaktor- 

als auch Generation-IV-Designs sowie ein 

Fernwärmereaktorkonzept berücksichtigt. 

Natürlich können sich solche Projekte wie in anderen 

Bereichen auch – man denke aktuell an grünen Wasserstoff 

oder ehrgeizige Vorhaben der Offshore-Windenergie 

in den Vereinigten Staaten und in Dänemark – 

auch als nicht gangbar erweisen. Aber die Menge und 

Vielfalt von Projekten sowie die internationale Studienlage 

hinsichtlich der Vorteile der Nutzung von Kernenergie 

im Strom- und Energiesystem sprechen doch sehr 

stark gegen eine Eintagsfliege oder eine Illusion, sondern 

für eine robuste Wiederbesinnung auf die Vorzüge und 

Möglichkeiten der Kernkraft, die die Mühe bei der 

Projekt- und Programmrealisierung allemal wert sind. 

Nicolas Wendler 

– Chefredakteur – 

Vol. 69 (2024)

4 

Contents 

Editorial 

Internationaler Trend zur Kernenergie etabliert sich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 

Inhalt 

Did you know? 

Bericht zur Realisierung eines KKW-Neubauprogramms 

des US-Energieministeriums . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 

Calendar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 

Ausgabe 6 

2024 

November 

Feature: Energy Policy, Economy & Law 

Die Herausforderung der Systemstabilität: Wie der Übergang zu erneuerbaren 

Energien unser Stromnetz revolutioniert – und welche Risiken dabei drohen . . . . . 9 

Daniel Bleich 

Energy Policy, Economy and Law 

Minenfeld Strommarktdesign der Zukunft – die energiepolitische Schussfahrt 

in den Abgrund . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 

Ulrich Begemann, Christof von Branconi, Robert Koch, Bernhard Leidinger, Herbert Saurugg 

Normung: wirtschaftliche Bedeutung, Normungsprozess und 

aktuelle Entwicklungen in der kerntechnischen Normung . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 

Janine Winkler 

Spotlight on Nuclear Law 

Radioaktive Reststoffe, radioaktive Abfälle, Entsorgung – die Terminologie . . . . . . 38 

Christian Raetzke 

Operation and New Build 

The EPR2: A Short Presentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 

Mykhaylo Gopych 

Small Modular Reactors (SMR) and Persistent Challenges . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 

Naima Amrani, Akira Tokuhiro 

Entwicklung und Validierung einer Rechenkette zur Simulation 

von Micro Modular Reactors . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 

Andreas Schaffrath, Jérémy Bousquet, Daniel Eckert, Norman Dünne, Andreas Wielenberg, 

Fabian Weyermann, Jörg Starflinger, Jakub Dariusz Bronik, Michael Buck, Viktoriia Gasanova, 

Markus Hofer, Rudi Kulenovic, Ruggero Meucci, Matthias Peiretti 

Cover: Darstellung der zwei künftigen EPR2-Reaktoren am Standort Gravelines, Frankreich, 

© DF/Santer Van Hoof Architecture 

Education and Training 

FH AAchen: Studiengang Nuclear Applications M.Sc. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 

Westphälische Hochschule: 

Weiterbildungsangebot Sicherheit in der kerntechnischen Entsorgung . . . . . . . . 67 

Environment and Safety 

Selection of Severe Accident Prevention and Mitigation Features 

and Evaluation of Cooling Performance of 3,800 MWt TRU-Contained 

Sodium-Cooled Fast Reactor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 

Hyunwoo Lee, Ji-Woong Han, Sun Rock Choi, Huee-Youl Ye, Jaehyuk Eoh 

Nuclear power plants: Operating results 2023 

Nuclear power plants worldwide: 2023 compact statistics . . . . . . . . . . . . . . . . 79 

Operating results 2023 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 

KTG-Fachinfo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 

Vor 66 Jahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 

KTG Inside 

Wir haben den Weltmeister! . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 

Bericht zur Nachwuchstagung 2024 der Jungen Generation . . . . . . . . . . . . . . . 101 

Das Heatpipe, der Mikroreaktor und der Weltraum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 

Report 

Women in Nuclear (WiN) Germany zu Gast bei Urenco in Gronau . . . . . . . . . . . . 109 

Impressum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 

Ausgabe 6 › November

Did you know? 

5 

Did you know? 

Bericht zur Realisierung 

eines KKW-Neubauprogramms 

des US-Energieministeriums 

Das US-Energieministerium hat im September 2024 ein Update zum Bericht „Pathways to Commercial 

Liftoff: Advanced Nuclear“ veröffentlicht, der wie seine Pendants zu anderen Energietechnologien eine 

gemeinsame Faktengrundlage mit dem Privatsektor über Wege zum kommerziellen Ausbau relevanter 

sauberer Technologien herstellen soll. Ziel ist ein schnelleres und koordiniertes Handeln über die gesamte 

Wertschöpfungskette für die Errichtung entsprechender Anlagen. Im Rahmen des Berichts erstreckt sich der 

Begriff „Advanced Nuclear“ auch auf große Kernkraftanlagen der Generation III+. Als Hintergrund des Ausbaus 

der Kernenergie werden im Bericht die Dekarbonisierung der Stromerzeugung und die Erwartung eines deutlich 

stärkeren Wachstums des Stromverbrauchs genannt, das sich von durchschnittlich einem Prozent Wachstum 

pro Jahr im Zeitraum von 2000 bis 2024 auf 3 Prozent pro Jahr im Zeitraum 2025 bis 2050 beschleunigen soll. Die 

Kostensenkung der Dekarbonisierung im Vergleich zum vorwiegenden Ausbau volatiler erneuerbarer Energien 

und Speicher durch Nutzung regelbarer sauberer Energiequellen wie der Kernenergie wird als weitere wichtige 

Motivation der Kernenergienutzung genannt. 

Als Zielgröße für die Entwicklung der Kernenergie in 

den Vereinigten Staaten wird die Errichtung von neuen 

Kraftwerken mit einer installierten Leistung von insgesamt 

200 GW bei gleichzeitiger Laufzeitverlängerung 

der meisten Bestandsanlagen auf 80 Jahre Betriebszeit 

und die Nutzung von Leistungssteigerungen benannt, 

was sich in Modellrechnungen als wirtschaftlich sinnvoll 

gezeigt hat und mit dem Ziel der Verdreifachung 

der Kernenergie im Rahmen der nuclear pledge auf der 

COP28 übereinstimmt. Dabei werden die Technologiebereiche 

große Leichtwasserreaktoren der Generation 

III+, SMR auf LWR-Basis sowie Generation IV und Mikroreaktoren 

differenziert. Die Aufteilung der Rollen 

der Technologien erfolgt funktional, also Netzstromerzeugung 

für große LWR für Dekarbonisierung und 

wachsenden Strombedarf, Versorgung von Industrieanlagen 

mit Strom und Wärme sowie direkter lokaler 

Ersatz älterer, kleiner Kohlekraftwerke für SMR sowie 

Anwendungen in den Bereichen Militärstützpunkte, 

entfernte Gebiete einschließlich Minenbetriebe, 

ländliche Gemeinden, besondere und ggf. autarke 

Industriebetriebe sowie Notfallstromversorgung nach 

Naturkatastrophen für transportable Mikroreaktoren. 

Einmal mehr werden die Kostensenkungspotentiale 

der Konzentration auf ein Design, durch Mehrblockanlagen, 

Erfahrungsgewinn und eine etablierte Lieferkette 

betont sowie herausgestellt, dass die Kostenangabe 

gemäß LCOE den Wert der Langlebigkeit von 

Kernkraftwerken sowie der regelbaren Bereitstellung 

von Leistung nicht angemessen abbilde. Als Beleg 

für die Realisierbarkeit von Kostensenkungen bei 

Neubau-Folgeprojekten wird die Errichtung von 

Vogtle 4 angeführt, das 30 Prozent effizienter und 

20 Prozent kostengünstiger ausgeführt worden sei als 

Block 3 sowie wesentliche Marksteine des Projekts 

zwischen 38 und 76 Prozent schneller erreicht habe. Es 

wird festgestellt, dass ein rascher Beginn der Errichtung 

neuer Kernkraftwerke nicht nur zur Erreichung der 

Klima ziele besser beitragen könne, sondern auch wirtschaftlicher 

als ein verzögerter Beginn eines Neubauprogramms 

sei, da dabei die Gefahr bestehe, die 

Lieferkette zu stark auszubauen und nur wenige Jahre 

in voller Kapazität zu nutzen. Zur erfolgreichen Realisierung 

eines kommerziellen Bauprogramms wird 

empfohlen, dass es für jeden Reaktortyp einen Bestand 

von fünf bis zehn festen Bestellungen geben müsse und 

dass der Kostennachteil bei Errichtung der ersten 

Anlagen durch Konsortialbildung einschließlich großer 

Stromkunden reduziert werden sollte, indem die 

höheren Kosten der erste(n) Anlage(n) auf die verschiedenen 

Besteller und Projekte verteilt werden. 

Für die Umsetzung des Ausbaus müssten in der Spitze 

pro Jahr 13 GW Kapazität in Betrieb gesetzt und die Zahl 

der Arbeitsplätze in der kerntechnischen Branche um 

375.000 Beschäftigte erhöht werden, zusätzlich zu den 

100.000 von heute. Der Bedarf in der Brennstoffversorgung 

wird auf 55.000 bis 75.000 Tonnen U 3 O 8 

geschätzt, die zu 70.000 bis 95.000 Tonnen UF 6 

konvertiert werden und mit 45.000 bis 55.000 Tonnen 

Urantrennarbeit angereichert werden müssen – 

einschließlich HALEU – um 6.000 bis 8.000 Tonnen 

Kernbrennstoff pro Jahr zusätzlich zu erzeugen. 

Vol. 69 (2024)

6 

 

Did you know? 

LCOE nach NREL-Modell $/MWh (2024) 

200 

50-prozentige Anpassung 

für Inflation und Zinsen 

50-prozentige Reduktion 

durch Vergünstigungen 

des Inflation Reduction Act und 

Bundesbürgschaften 

180 

185 

160 

140 

120 

126 

165 

154 

40-prozentige Reduktion 

durch kürzere Bauzeit 

und niedrigere Kosten 

100 

80 

102 

96 

86 

60 

40 

60 

20 

0 

Vogtle 3+4 

Inflation 

5 % Zinsen 

80 % Fremdkapital 

40 % ITC 

5 Jahres 

MACRS 

6 Jahre 

Bauzeit 

8.300$/kW 

NOAK 

Vogtle 3+4 Inflation 5 % Zinsen 80 % 

Fremdkapital 

40 % 

Steuerkredit 

5-jährige 

Sonderabschreibung 

6 Jahre 

Bauzeit 

$8.300/kW 

Kapitalkosten 

(overnight) 

$11.000 $15.000 $15.000 $15.000 $15.000 $15.000 $15.000 $8.300 

Bauzeit 11 Jahre 11 Jahre 11 Jahre 11 Jahre 11 Jahre 11 Jahre 6 Jahre 6 Jahre 

Zinsen für 

Fremdkapital 

Anteil 

Fremdkapital 

3,50 % 3,50 % 5 % 5 % 5 % 5 % 5 % 5 % 

60 % 60 % 60 % 80 % 80 % 80 % 80 % 80 % 

Steuerkredit PTC (alt) PTC (alt) PTC (alt) PTC (alt) 40 % ITC 40 % ITC 40 % ITC 40 % ITC 

Abschreibungszeitraum 

15 Jahre 15 Jahre 15 Jahre 15 Jahre 15 Jahre 5 Jahre 5 Jahre 5 Jahre 

Neben den bekannten Vorteilen der Kernenergie in 

Bezug auf CO2-Emissionen, Flächenbedarf oder gute 

Integrierbarkeit in bestehende Netzinfrastruktur wird 

auch auf die große Zahl lokaler Arbeitsplätze und Wertschöpfung 

hingewiesen, die den Standortgemeinden 

und -regionen zugutekommen sowie – insbesondere 

mit Blick auf Generation IV – die Möglichkeit der 

Wärme nutzung. Es wird empfohlen, mit dem Ausbau 

an bestehenden Kernkraftstandorten zu beginnen, da 

sich die Projekte dort schneller und leichter realisieren 

ließen. In den Vereinigten Staaten bestehe dort ein 

Potential für 60 bis 95 GW an Neubauten. 

Quelle: Pathways to Commercial Liftoff: Advanced Nuclear, U.S. Department of Energy, September 2024 


Fortbildungskurse zum Kompetenzerhalt 

in Deutschland 

Die Hochschule Mannheim vermittelt in Kooperation mit dem Steinbeis-Transferzentrum Radiochemie & 

Strahlenschutz praxisorientiertes Wissen an Ihre Mitarbeiter*innen in den Bereichen: 

Strahlenschutz (S4.2 & S4.3) 

Strahlenschutzkurs S4.2 

Dauer: 7 Tage, Preis: 1750 € 

Teilnehmerzahl: 10 - 24 Personen 

Geplante Termine: 

Winter: 03.02.2025 bis 11.02.2025 

Sommer: Termin auf Anfrage 

Aufbaukurs für das Modul Kritikalität (S4.3) 

Dauer: 1 Tag, Preis: 400 € 


Geplanter Termin: 

12.02.2025 

Aktualisierung der Fachkunde 

Dauer: 1 Tag, Preis: 300 € 


Termine nach individueller Vereinbarung 

Nuklearer Rückbau & Entsorgung 

Umfangreiche Kenntnisse zu den wichtigen Themen zum nuklearen Rückbau & Entsorgung werden von 

Dozenten der Hochschule und der einschlägigen Industrie in einem dreiwöchigen Kurs vermittelt. Dieser Kurs 

hat auch praktische Anteile. Dieser Kurs kann auf Anfrage auch modular angeboten werden. 



Geplante Termine: 

Winter: 17.02.2025 bis 07.03.2025 

Sommer: 08.09.2025 bis 26.09.2025 

Strahlungsmesstechnik 

Das Angebot umfasst die Einführung sowie die Erweiterung der Kenntnisse in den Messtechniken 

ionisierender Strahlung. Neben theoretischen Grundlagen werden umfangreiche praktische Kenntnisse erworben. 

Teilnehmerzahl: 3-6 Personen, Termine für diese Kurse können individuell vereinbart werden. 

Grundlagen der Strahlungsmesstechnik 

Alphaspektrometrie 

Gammaspektrometrie 



Grundkurs: Dauer: 3 Tage, Preis: 1100 € 

Aufbaukurs: Dauer: 2 Tage, Preis: 770 € 

Wir freuen uns darauf Sie bei unseren Kursen begrüßen zu dürfen. 

Anfragen und Anmeldungen: kursstaette@hs-mannheim.de

8 

Calendar 

Kalender 2024/2025 

3. – 7.11.2024 

Nuclear Inter Jura 2024. 

Warsaw, Polen 

https://dise.org.pl/en/inter-jura-2024/ 

11. – 15.11.2024 

International Conference on Research 

Reactors: Achievements, Experience and 

the Way to a Sustainable Future. 

Vienna, Austria 

https://www.iaea.org/events/conferenceon-research-reactors-2024 

12. – 15.11.2024 

DigiDECOM24 

Halden, Norway 

https://ife.no/en/event/digidecom-2024/ 

13. – 14.11.2024 

ENES 2024 – European Nuclear Energy 

& SMR Conference. 

Prague, Czech Republic 

https://europe-nuclear-smr.ltsinnovate. 

com/ 

16.11.2024 

Karriereportal Kerntechnik. 

Ruhr-Universität Bochum, Germany 

https://karriereportal.actimondo.com/ 

2. – 6.12.2024 

lnternational Conference on Enhancing 

Nuclear Safety and Security Through 

Technical and Scientific Support 

Organizations (TSOs). 

Vienna, Austria 

https://www.iaea.org/events/tso-2024 

3. – 5.12.2024 

NES 2024 – Global Nuclear Energy & 

Safety Conference/Exhibition. 

Gyeongju, South Korea 

https://www.nesconfex.com/ 

3. – 6.12.2024 

ISOFIC 2024. 

Jeju-do, Republic of Korea 

https://www.isofic.org/venue.php 

5.12.2024 

Nuclear 2024. 

London, UK 

https://www.niauk.org/nuclear-2024/ 

2025 

22. – 24.1.2025 

Nuclear Power Plant Long-Term 

Operation Summit 2025. 

Andermatt, Switzerland 

https://swissnuclear.ch/ 

7. – 12.4.2025 

KI zur Automatisierung von (Kern-) 

Kraftwerken, am Beispiel des ‚500%‘ 

gaufreisicheren HTR. 

Braunlage/Harz. 

Teilnahme kostenfrei, Details und 

Anmeldung bei Tagungsveranstalter 

Prof. Helmut Keutner, keu1@gmx.net 

4. – 8.5.2025 

Nuclear and Emerging Technologies 

for Space (NETS 2025). 

Huntsville, AL, USA 

https://www.ans.org/meetings/nets2025/ 

23. – 26.6.2025 

SOFE 2025 Symposium on Fusion 

Engineering. 

Boston, MA, USA 

https://www.psfc.mit.edu/sofe2025 

20. – 23.7.2025 

Advances in Nuclear Fuel Management 

(ANFM 2025). 

Clearwater Beach, FL, USA 

https://www.ans.org/meetings/anfm2025/ 

10. – 15.8.2025 

SMiRT28 - Structural Mechanics in 

Reactor Technology. 

Toronto, Canada 

https://smirt28.com/ 

18. – 21.11.2024 

ICOND 2024. 

Aachen, Germany. 

www.icond.de 

3. – 6.2.2025 

Conference on Nuclear Training and 

Education: A Biennial International Forum 

(CONTE 2025). 

Amelia Island, FL, USA 

https://www.ans.org/meetings/conte2025/ 

31.8. – 5.9.2025 

NURETH-21 – International Topical 

Meeting on Nuclear Reactor Thermal 

Hydraulics. 

Busan, South Korea 

https://www.nureth-21.org/ 

19. – 20.2.2025 

Binding.Energy 

Aachen, Germany 

https://binding.energy/ 

17. – 19.9.2025 

KONTEC 2025. 

Dresden, Germany 

https://www.kontec-symposium.com/ 

19.11.2024 

Nuclear Lifting 2024. 

Manchester, UK 

https://eventsportal.imeche.org/event/ 

sessions?id=Nuclear_Lifting_2024 

19. – 21.11.2024 

29 th International QUENCH Workshop. 

Karlsruhe, Germany 

https://quench.forschung.kit.edu 

9. – 13.3.2025 

WM Symposia 2025. 

Phoenix, AZ, USA 

https://www.wmsym.org/conferenceinformation/wm2025-conference/ 

5. – 9.10.2025 

TopFuel 2025. 

Nashville, TN, US 

https://www.ans.org/meetings/view-435/ 

22. – 23.11.2024 

3. Forum Endlagersuche. 

Würzburg 

https://www.base.bund.de/SharedDocs/ 

Kurzmeldungen/BASE/DE/2024/ 

0509- save-the-date-3-forumendlagersuche.html 

25. – 28.11.2024 

Clay Conference 2024. 

Hannover, Germany 

https://www.bge.de/de/endlagersuche/ 

clay-conference/ 

27.11.2024 

NERS 2024 – 16 th Annual International 

Conference on Nuclear Energy. 

Prague, Czech Republic 

https://ners2024.jmm.cz/en/ 

Fachtag der KTG-Fachgruppe 

„Internationale Entwicklungen innovativer Reaktorsysteme“ 

Das Heatpipe, der 

Mikroreaktor und 

der Weltraum 

20. – 21.3.2025 

Stuttgart, Germany 

www.ktg.org 



9 

Die Herausforderung der Systemstabilität: 

Wie der Übergang zu erneuerbaren Energien 

unser Stromnetz revolutioniert – und welche 

Risiken dabei drohen 

Mit einem ausführlichen Grundlagenkapitel 

zu den technischen und physikalischen Grundlagen 

der Systemstabilität 

› Daniel Bleich 

Ende 2022 waren die Begriffe „Energiekrise“ und „Blackout“ in aller Munde. Medial stark 

aufgeheizt entstand der Eindruck, dass die Stabilität unseres Energienetzes bedroht sei. 

Mit dem Wegfall der Gasimporte aus Russland, so die damalige Sorge, stünde 

möglicherweise nicht mehr genügend Brennstoff zur Versorgung von Gaskraftwerken zur 

Verfügung, die vor allem durch ihre schnelle Regelfähigkeit für die Netzstabilität essenziell 

sind. 

Tatsächlich bestand ein gewisses Risiko, dass Gasvorräte 

zur Versorgung von Kraftwerken hätten 

rationiert werden müssen. Trotzdem war die Sorge vor 

einem Blackout, angesichts der verfügbaren thermischen 

Kraftwerkskapazitäten, übertrieben. Davon 

unabhängig war die Stabilität des Energienetzes zum 

Thema geworden und das hat sich auch bis heute nicht 

geändert. 

In diesem Zusammenhang ist auch die im Dezember 

2023 vom BMWK veröffentlichte Roadmap Systemstabilität 

von Bedeutung. Diese soll als Fahrplan zur 

Erreichung „eines sicheren und robusten Betriebs des 

zukünftigen Stromversorgungssystems mit 100 % Erneuerbaren 

Energien“ gelesen werden. Auf mehr als 

100 Seiten werden Problemstellungen umrissen, die bis 

heute größtenteils ungeklärt sind und zum Großteil 

in den nächsten 6 Jahren in Forschungs- und Entwicklungsaufträgen 

abgehandelt und idealerweise in 

praktische Lösungen überführt werden sollen. Das ist 

nachvollziehbar: Seit vielen Jahren wird nämlich in 

Fachkreisen angemerkt, dass mit dem zunehmenden 

Umstieg auf leistungselektronische Erzeugeranlagen 

der Systemstabilität immer größere Bedeutung zukommt. 

Diesem, bisher größtenteils vernachlässigten, 

Thema trägt die Roadmap nun Rechnung. Technisch 

und strukturell ist das Papier dabei von solider Qualität. 

Es lässt jedoch auch erheblichen Raum für Kritik und 

lässt zentrale Problemstellungen ungelöst. Das soll im 

vorliegenden Artikel ausgeführt werden. 

Der Beitrag gliedert sich in vier Abschnitte: 

⁃ Im ersten Abschnitt werden die technischen und 

physikalischen Grundlagen des Begriffs „Systemstabilität“ 

detailliert erläutert. Dabei wird tiefgehend 

auf Stabilitätskonzepte, wie Frequenz- und 

Spannungsgleichgewicht, sowie die Rolle von Synchronmaschinen 

eingegangen. 

⁃ Der zweite Abschnitt beschäftigt sich mit den 

Unter schieden bei der Netzankopplung von 

Synchronmaschinen und Leistungselektronik. 

⁃ Der dritte Abschnitt ist als Exkurs zu verstehen, 

der sich mit linearen und nichtlinearen Systemen 

beschäftigt und hilfreich ist, um ein tiefgreifenderes 

Verständnis für die Problemstellungen und Herausforderungen 

zu entwickeln. 

⁃ Der vierte und umfassendste Abschnitt analysiert, 

bewertet und kommentiert die „Roadmap 

Systemstabilität“. Außerdem werden strukturelle 

und technische Vorschläge formuliert, um den 

Anforderungen an die Netzstabilität und den Transformationsprozess 

besser zu erfüllen. 

Vorab: Wenn im Artikel von „Energienetzen“ die Rede 

ist, dann ist das elektrische Wechselspannungs(AC)- 

Energienetz gemeint. 

Vol. 69 (2024)

10 

 


1. Technische Grundlagen, Netzphysik und 

Netzstrukturen 

Was bedeutet eigentlich „Systemstabilität“? 

Betrachten wir einmal ein Kartenhaus, das direkt 

neben einem massiv gemauerten Einfamilienhaus 

steht. Im Vakuum und ohne externe Einflüsse wären 

die beiden Systeme „Kartenhaus“ und „gemauertes 

Haus“ statisch stabil und würden bis in alle Ewigkeit 

fortbestehen. Kommt nun auch nur geringer Wind 

hinzu, wird das Kartenhaus umfallen, während 

das gemauerte Haus die kinetische Belastung unproblematisch 

übersteht. Das System „gemauertes 

Haus“ ist robust gegen den äußeren Einfluss, sprich 

widerstandsfähig. Tritt nun ein massiver Orkan 

oder Wirbelsturm auf, wird auch das gemauerte Haus 

irgendwann an Belastungsgrenzen kommen und 

zerstört werden. Die Robustheit des Systems „gemauertes 

Haus“ hat somit Grenzen, bis zu denen 

äußere Einflüsse dem System keinen Schaden zufügen 

können. 

Während sich im vorgenannten Beispiel lediglich eine 

Einflussgröße, der Wind, ändert, ist das elektrische 

Energienetz ungleich komplexer. Im Energienetz interagieren 

eine Vielzahl von Erzeugern und Verbrauchern, 

wobei sich Erzeugung und Verbrauch ständig 

ändern, aber gleichzeitig permanent ausgeglichen sein 

müssen. Weiterhin tritt Blindleistungspendelung auf, 

die zwar in gewissem Maße gewünscht ist, zeitgleich 

aber das Netz sowie die angeschlossenen Betriebsmittel 

belasten kann und somit in der Gesamtbetrachtung 

berücksichtigt werden muss. Hier sind zunächst einige 

mit dem Begriff „Netzstabilität“ assoziierte Begriffe zu 

definieren: 

Leistungsgleichgewicht 

Zur Wahrung der Frequenz- und Spannungsstabilität 

muss die eingespeiste Leistung in einem elektrischen 

Netz zu jedem Zeitpunkt der abgenommenen Leistung 

entsprechen. Weiterhin müssen Transportkapazitäten 

gegeben sein, um die benötigte Leistung im Netz zu 

verteilen. Das Vorhalten hinreichender und steuerbarer 

Erzeugerleistung wird als Erzeugeradäquanz, das 

Vorhalten von Transportkapazitäten als Netzadäquanz 

bezeichnet. 

Es ist offensichtlich, dass diese Aufgabe durch fluktuierende 

Einspeisung zusätzlich erschwert wird. Je 

höher der Anteil fluktuativer Erzeuger ist, desto bedeutender 

ist die Netzzustandsanalyse. 

Dynamische Stabilität und Anpassungsfähigkeit 

Das Energienetz ist ein dynamisches System, dessen 

Zustand sich permanent ändert. Ziel des Systems ist es, 

für jeden Leistungsbedarfszustand eine auskömmliche 

Speisung unter Einhaltung von technischen Restriktionen 

sicherzustellen. Hieraus ergibt sich ein dynamisches 

Gleichgewicht. 

Ein System ist dann stabil, wenn dieses, innerhalb 

gewisser Randbedingungen, auf jede zu erwartende 

und unerwartete Zustandsänderung/Störung eine 

angemessene, robuste Reaktion zeigen kann, ohne, 

dass das System instabil wird. Maßgeblich sind hier 

die in der IEC 60038 sowie EN 50160 definierten Kenngrößen 

und insbesondere die Netzfrequenz von 50 Hz. 

Hierzu muss jederzeit sichergestellt werden können, 

dass das System auch bei einer Störung oder Zustandsänderung 

kontrollierbar bleibt und nicht eskaliert, 

sprich keine Kettenreaktion ausgelöst wird, die zum 

Zusammenbruch des Systems führen könnte. Abweichungen 

und Pendelbewegungen, wobei das 

System in der Nähe des idealen Betriebspunktes 

gehalten wird, sind bewusst vorgesehen. Ein solches 

System wird als Lyapunov-stabil bezeichnet. 

Das gesamte System muss zudem in der Lage sein, 

sich kontinuierlich so anzupassen, dass es für jeden 

vorgesehenen Betriebs- und Bedarfszustand einen 

Arbeitspunkt erreicht, der das System in der Nähe des 

theoretischen Optimums hält. Es muss also adaptiv, 

sprich anpassungsfähig sein. 

Schnell wird klar, dass zwischen den einzelnen 

Aspekten ein direkter Zusammenhang besteht. Zusammenfassend 

sollte der Begriff „Systemstabilität“ daher 

weit gefasst die Aspekte Adäquanz, Lyapunov-Stabilität 

und Adaptivität berücksichtigen. 

Netzdienstleistungen, Power Quality und 

Betriebssicherheit 

Aus den zuvor beschriebenen, größtenteils theoretischen 

Darstellungen und Erwägungen folgen im 

realen Netzbetrieb eine Reihe an Anforderungen. Auf 

einige Aspekte soll im Folgenden eingegangen werden. 

Neben einigen weiteren Aspekten sind die nachfolgend 

aufgeführten vier Punkte maßgebliche Kenngrößen 

der „Power Quality“: 

⁃ Strom und Spannung im Wechselspannungssystem 

werden über eine Sinus-Kurve beschrieben. Spannungshaltung, 

sprich die Einhaltung der vorgesehenen 

jeweiligen Nennspannung, ist elementar 

um die bedarfsgerechte Versorgung von Verbrauchern 

sowie einen betriebsmittelgerechten 

Betrieb sicherzustellen. 

⁃ Die Netzfrequenz ist die wichtigste Kenngröße des 

Energienetzes, da die meisten Verbraucher auf sie 

ausgerichtet sind. Das bedeutet, dass die Verbraucher 

nur bei einer Frequenz von 50 Hz innerhalb 

eines bestimmten Toleranzbandes bestimmungsgemäß 

arbeiten. Sinkt oder steigt die 

Netzfrequenz außerhalb des vorgesehenen Bandes, 

können zahlreiche Geräte nicht mehr ordnungsgemäß 

arbeiten und es kommt zu Störungen oder 

im schlimmsten Fall Schäden und Ausfällen. Dies 

betrifft insbesondere auch die netzeinspeisenden 

Synchronmaschinen thermischer Kraftwerke selbst. 

Die Netzfrequenz fällt ab, wenn die benötigte 



11 

Leistung höher ist, als die erzeugte Leistung und 

steigt an, wenn die erzeugte Leistung höher ist als 

die benötigte Leistung. Bis ein solcher Effekt im Netz 

spürbar wird, vergehen nur wenige Millisekunden. 

Das zulässige Frequenzband ist 50,2 bis 49,8 Hz. Auf 

Schwankungen wird mit so genannter Regelleistung 

reagiert. Hierbei wird zwischen der instantan 

reagierenden Momentanreserve, der automatisiert 

eingesetzten Primärregelleistung und der manuell 

aktivierten Sekundär- und Tertiärregelleistung 

unterschieden. Kann das Frequenzband trotz dieser 

Maßnahmen nicht eingehalten werden, erfolgt ein 

automatisierter Lastabwurf, bis die Stabilität 

wiederhergestellt ist. Sollte dies bis 47,5 Hz nicht 

gelingen, würden sich alle Betriebsmittel zum 

Eigenschutz abschalten und es käme zu einem 

Systemzusammenbruch, einem sogenannten Blackout. 

Damit nicht das gesamte System kollabiert, gibt 

es bereits weit vorher Sollbruchstellen, die die 

Ausbreitung der Großstörung und des Blackouts 

begrenzen sollen. 

⁃ Damit sich Betriebsmittel im Verbund auslegungsgemäß 

verhalten, dies können sowohl Erzeuger, 

Verbraucher aber auch sonstige Komponenten sein, 

ist die Reinheit der Sinuswelle von großer Bedeutung. 

Neben der Ermöglichung eines ausgleichsstromfreien 

Zuschaltens im Nulldurchgang 

betrifft dies auch den Betrieb im synchronen 

Zustand. Relevant sind hierbei vor allem sogenannte 

Harmonische oder Oberwellen (häufig 

synonym genutzt mit Oberschwingungen). Dies sind 

ganzzahlige Vielfache der Grundschwingung, die 

als unerwünschte Einkopplung ins Netz die Sinuswelle 

verzerren. Ursächlich hierfür sind Bauteile 

mit nichtlinearen Kenngrößen, Komponenten mit 

nicht-sinusförmigen Strömen oder auch Leistungselektronik 

wie Gleich- und Wechselrichter. Viele 

Anlagen besitzen heute Filteranlagen und können 

so mit verzerrten Sinuswellen in einem gewissen 

Rahmen arbeiten. Es gilt: Je unsauberer die Sinuswelle 

ist, desto wahrscheinlicher wird es, dass 

Anlagen nicht mehr auslegungsgemäß arbeiten und 

mit dem Netz synchronisiert werden können oder 

aber ihre Synchronität verlieren. 

⁃ Im dreiphasigen Netz besteht folglich eine Sinuskurve 

je Phase. Diese Phasen sind um jeweils 120° 

gegeneinander verschoben und symmetrisch. Um 

eine auslegungsgemäße Funktion von Anlagen im 

Drehstromsystem zu gewährleisten, muss somit 

der Reinheit jeder der drei Sinuskurven sowie der 

Phasensymmetrie Rechnung getragen werden. 

Der Aufbau des Energienetzes hat verschiedene 

Ebenen, die kurz vereinfacht beschrieben werden. 

⁃ Die Höchstspannung (Netzebene 1), also die 380/220 

kV-Ebene, dient der Übertragung von Leistung über 

große Distanzen im europäischen Verbundsystem 

sowie dem Anschluss thermischer Großkraftwerke, 

beispielsweise Kernkraftwerke. 

⁃ Die Hochspannung, die 110 kV-Ebene (Netzebene 2), 

dient der Verteilung über regionale Distanzen sowie 

der Versorgung großer Industriekunden. Weiterhin 

werden auf dieser Ebene Kraftwerke mittlerer Leistungsklasse 

angeschlossen. 

⁃ Darunter folgen verschiedene Mittelspannungsebenen 

(Netzebene 5), deren Spannungsniveau sich 

häufig nach regionalen Anforderungen richtet und/ 

oder historische Gründe hat und deren Zweck 

die Versorgung von Industriekunden sowie der 

nachgelagerten Ortsnetze ist. Weiterhin sind hier 

städtische und kleinere Kraftwerke angeschlossen. 

⁃ Die niedrigste Spannungsebene, die 400 Volt 

(Netzebene 7), versorgt Haushalte sowie kleinere 

Betriebe. Ein Anschluss von Einspeisern war auf 

dieser Ebene ursprünglich nicht vorgesehen. Dies 

hat sich jedoch mit dem Ausbau von Photovoltaikanlagen 

massiv geändert. 

⁃ Die Netzebenen 2, 4 und 6 beschreiben die Umspannung 

zwischen der jeweils genannten höheren 

und niedrigeren Spannungsebene. 

Die hierarchische und historisch aus der Zeit der 

Großkraftwerke stammende Planungslogik des 

Energienetzes war jene, dass idealerweise ein 

Abb. 1 

Beeinflussungen der Power Quality und Auswirkungen auf den Sinusverlauf 

Links: Verschiebung der Amplitude (rot) zeigt Unterspannung gegenüber der Sollspannung an. 

Mitte: Verschiebung des Sinus nach links zeigt Frequenzüberhöhung gegenüber der Sollfrequenz an. 

Rechts: Verlagerungen der Sinuskurve (rot) zeigen erhebliche harmonische Verzerrungen an. 

Vol. 69 (2024)

12 

 


leistungstechnisches Top-Down-Prinzip verfolgt wird, 

sprich Leistung aus überlagerten Netzebenen runtergespannt 

wird und so Netzebenen niedriger Spannungsniveaus 

versorgt. Idealerweise sollte es nicht zu 

einer Rückspeisung aus unterlagerten Netzebenen in 

vorgelagerte Netzebenen kommen. Der Ausbau der 

jeweiligen Netzebenen sowie die vorgehaltene Netzadäquanz 

richtete sich hierbei nach dem historisch 

begründeten Zweck. 

Mit dem Aufkommen dezentraler Energiequellen wie 

Photovoltaikanlagen, Windkraftanlagen und kleinen 

Blockheizkraftwerken verändert sich diese Dynamik 

grundlegend. Diese Einspeiser befinden sich häufig auf 

den unteren Spannungsebenen, wie der Mittel- oder 

sogar Niederspannungsebene, was das klassische Top- 

Down-Prinzip aushebelt. Die Rückspeisung von Energie 

in höhere Spannungsebenen, die in der Vergangenheit 

vermieden wurde, ist heute gang und gäbe, da viele 

kleine, dezentrale Quellen oft mehr Energie produzieren, 

als lokal benötigt wird. 

Es ist daher offensichtlich, dass hieraus gänzlich neue 

Anforderungen an die Betriebsführung sowie das Netzmonitoring 

folgen, die in Kapitel 2 im Kontext der 

Roadmap Systemstabilität diskutiert werden. 

Das europäische ENTSO-E Netz wurde bisher zu einem 

Großteil über thermische Kraftwerke bzw. Synchronmaschinen 

gespeist. Die Regelbarkeit sowie die 

Leistungsfähigkeit der Kraftwerke liefern die zuvor 

beschriebene Erzeugeradäquanz und Adaptivität. 

Das Trägheitsmoment der rotierenden Masse bietet 

durch die physikalisch direkte, synchrone Koppelung 

mit dem Netz eine inhärente Momentanreserve und 

wirkt somit bei kurzzeitigen Leistungsschwankungen 

stabilisierend (Leistungsgradient positiv & negativ). 

Die Synchronmaschine wandelt, bedingt durch die 

physikalische Masse, im Falle eines zusätzlichen 

Leistungsbedarfs kinetische Energie in elektrische 

Energie und ebenso, im Falle eines übermäßigen 

Leistungsangebotes, elektrische Energie in kinetische 

Energie um. 

Weiterhin sind Synchronmaschinen in hohem Maße 

überstromfähig und können daher im Fehlerfall hohe 

Kurzschlussströme liefern, die die Fehlererkennung 

verbessern. Zusätzlich sorgt die mechanische und elektromagnetische 

Dämpfung in Synchronmaschinen für 

eine Gegenkraft gegenüber unerwünschten Schwingungen 

und „glätten“ somit die Sinuswelle. Mechanische 

Dämpfung führt dazu, dass die Oberwellen im 

Rotor durch Widerstand und Trägheit gedämpft werden, 

und die dabei absorbierte Energie in Wärme umgewandelt 

wird. Elektromagnetische Dämpfung wirkt 

auf die Wechselwirkung zwischen elektrischen Strömen 

und Spannungen im Stator und Rotor, was ebenfalls 

zu einer Dämpfung führt. Der auf Synchronmaschinen 

gestützte Netzbetrieb ist heute essenziell dafür, 

dass das System Lyapunov-stabil bleibt. 

Mit dem zunehmenden Ausbau von Erneuerbaren 

Energie(EE)-Anlagen wird das Gesamtsystem immer 

komplexer. Diese sind, anders als bisher dominierende 

konventionelle thermische Kraftwerke mit rotierenden 

Generatoren, über Leistungselektronik mit dem Netz 

gekoppelt. Hierbei kommt es zu einer Reihe von elektrotechnischen 

dynamischen Phänomenen, deren Auswirkungen 

auf die Stabilität im Gesamtverbund deutlich 

intensiver untersucht und überwacht werden 

müssen, als dies bei konventionellen Kraftwerken bisher 

der Fall war. Leistungselektronik verursacht durch 

nicht-sinusförmige Schaltvorgänge, nichtlineare Bauelemente, 

Streukapazitäten sowie schnelle Strom- und 

Spannungsänderungen Oberwellen/harmonische Einkopplungen 

im Energienetz. Diesen kann in bedingtem 

Maße über Oberwellenfilter begegnet werden, insgesamt 

beeinflussen diese die Power Quality jedoch in 

erheblichem Maße. 

Weiterhin sind die für den Bau von Leistungselektronik 

verwendeten Halbleiter nur in einem sehr engen Maße 

überstromfähig. Im Kurzschlussfall steht daher nur ein 

gegenüber der Synchronmaschine deutlich reduzierter 

Kurzschlussstrom zur Verfügung. Dies ist nicht nur für 

die Erkennung von Kurzschlüssen im Netz nachteilig, 

es drohen auch erhebliche Spannungseinbrüche im 

Netz, die zu Spannungstrichtern und somit massiven 

Leistungstransiten führen können. Während sich, bedingt 

durch die direkte Kopplung zum Netz, bei einer 

Synchronmaschine physikalisch automatisch ein Fehlerstrom 

einstellt, muss der fehlerhafte Netzzustand 

von leistungselektronischen Komponenten erkannt 

werden, um Fehlerströme zu speisen. 

Gezeigt wird ein klassisches 3-BUS („ein Anschluss“) 

System mit zwei Einspeisern (Abbildung 2). Zwischen 

jedem Bus liege eine komplexe Impedanz X, jeder BUS 

habe eine variierende Leistungsabnahme. 

Im konventionellen Speisefall, unter Vernachlässigung 

der Netzverluste, über zwei Kraftwerke war das Gleichgewicht 

definiert als 

–(BUS 1 + BUS 2 + BUS 3) + KW 1 + KW 2 = 0 

Jedes Kraftwerk speist auf eine komplexe Impedanz, 

wobei sich die gespeiste Impedanz bei synchronem 

Betrieb beider Kraftwerke nicht ändert. Über den 

Erregerstrom der Synchronmaschine wird die zur 

Spannungshaltung notwendige Blindleistung zur Verfügung 

gestellt. Bei einer Veränderung der Leistungsbilanz 

(BUS 1 bis BUS 3) resultiert eine Veränderung 

der Netzfrequenz, die Massenträgheit der Synchronmaschine 

bietet den notwendigen Zeitpuffer, um 

seitens des Kraftwerksbetriebs hierauf zu reagieren. 

Stellen wir uns nun vor, dass jeder BUS volatil ebenfalls 

zu einem Einspeiser werden kann, bspw. in Form einer 

großen PV-Anlage. In Abhängigkeit der zur Verfügung 

gestellten Systemdienstleistungen sind verschiedene 

Szenarien vorstellbar. 



13 

von konventionellen Kraftwerken 

sowie modernen, auf Leistungselektronik 

basierenden Erneuer baren 

Energieerzeugern (kurz EE-Anlagen). 

Angenommen, BUS 1 speist intermittierend hohe 

Wirkleistung. Es resultiert eine Spannungshebung an 

BUS 1, die Kraftwerk 1 dazu zwingt, instantan in den 

Phasenschieberbetrieb zu wechseln, Kraftwerk 2 wäre 

gezwungen, ebenfalls den Winkel zu korrigieren 

und die Leistungsbilanz des BUS-Systems auszugleichen. 

Für die regelbaren Kraftwerke ändert sich 

die zu speisende komplexe Impedanz nahezu unprognostizierbar. 

Während Synchronmaschinen die zuvor beschriebene 

Netzrobustheit durch Massenträgheit und Dämpfung 

erlauben, erfordert der beschriebene Ausgleich über 

Leistungselektronik ein erhebliches Maß an zusätzlichen 

Informationen sowie Puffern, um natürliche 

Erzeugungsschwankungen bei Wind und PV (Photovoltaik) 

auszugleichen. Weiterhin muss das genaue 

Verhalten der leistungselektronischen Komponenten 

in jedem Arbeitspunkt spezifiziert sein. Dies umfasst 

auch den Beitrag an notwendigen Systemdienstleistungen 

jedes Einspeisers. 

2. Netzankopplung: 

Synchronmaschine vs. Leistungselektronik 

Der nachfolgende Abschnitt beschreibt vereinfacht 

die schematische Anbindung sowie die technischen 

Grundlagen und Unterschiede bei der Netzankopplung 

Abb. 2 

3 BUS-System 

Bei thermischen (konventionellen) 

Kraftwerken wird ein Wasser-Dampf- 

Kreislauf genutzt, um ein Gefälle 

zwischen hohem und niedrigem 

Druck zu erzeugen (Kraft/Energie), 

welches eine Turbine antreibt (Abbildung 

3). Der obere Teil der Grafik 

zeigt den grundsätzlichen physikalischen 

Aufbau, der untere Teil 

überträgt diesen auf konventionelle 

Kraftwerke. Der hohe Druck wird 

im durch den Brennstoff beheizten 

Verdampfer hergestellt. Hinter der 

Turbine wird die nicht in mechanische 

Energie umwandelbare Abwärme durch einen 

Kondensator entnommen. Der mit der Turbine auf 

einer gemeinsamen Welle drehende Generator (die 

Synchronmaschine) wandelt die mechanische Energie 

sodann in elektrische Energie um und ein Blocktransformator 

bringt diese dann auf das Spannungsniveau 

des Netzes. Wirkleistung (P) und Blindleistung (Q) 

werden hierbei in Abhängigkeit vom Polradwinkel und 

Erregerstrom an das Stromnetz abgegeben. 

Durch die Rotation der Synchronmaschine, die eine 

Kreisbewegung vollführt, entsteht ein idealer sinusförmiger 

Wechselstrom. Entscheidend ist, dass die physikalische, 

direkte Ankopplung der Synchronmaschine 

erhebliche netzdienliche Eigenschaften aufweist. Die 

Rotation der Synchronmaschine speichert kinetische 

Energie, die im Bedarfsfall an das Stromnetz abgegeben 

werden kann. Übersteigt der Energiebezug aus 

dem Stromnetz die Energie aus dem Primärkreislauf, 

sinkt die Rotationsgeschwindigkeit der Synchronmaschine 

allmählich. Dies würde zu einem langsamen 

Absinken der Netzfrequenz führen. 

Bei einem Leistungsüberangebot im Stromnetz nimmt 

die Synchronmaschine elektrische Energie auf und 

wandelt diese in Rotationsenergie um, wodurch die 

Drehzahl der Maschine steigt. Dies führt zu einem 

allmählichen Anstieg der Netzfrequenz. 

Abb. 3 

Konventionelle Kraftwerke 

Vol. 69 (2024)

14 

 


Abb. 4 

Leistungselektrische Anlagen 

Im Fehlerfall, beispielsweise bei einem Kurzschluss, 

kann kurzfristig eine sehr hohe Leistung bereitgestellt 

werden. Dies resultiert in hohen Fehlerströmen und 

unterstützt die Fehlererkennung. Die Abgabe dieser 

hohen Fehlerströme erfolgt sofort, da die Synchronmaschine 

physikalisch direkt angebunden ist. Die im 

Fehlerfall abgegebene Leistung kann dabei deutlich 

über der Nennleistung der Synchronmaschine liegen. 

Diese Fähigkeit wird als Überlastfähigkeit bezeichnet. 

Wird eine PV-Anlage (PVA), ein Batteriespeicher oder, 

mit Einschränkungen, eine Windkraftanlage (WKA) 1 an 

das Stromnetz angeschlossen (Abbildung 4), so liegt in 

der Regel zunächst eine Gleichspannung (DC) vor. Diese 

DC-Spannung wird mithilfe eines Wechselrichters in 

eine AC-Spannung umgerichtet. Hierbei werden Halbleiterbauteile 

über Pulse angesteuert und die Sinusform 

des Wechselspannungsnetzes nachmodelliert. Die 

Granularität der Schrittweiten bestimmt, wie fein die 

Nachbildung der Sinuskurve gelingt. Physikalisch 

handelt es sich jedoch um eine Treppenform und 

die Ausgangsspannung ist im Prinzip eine gepulste 

Gleichspannung, deren Amplitude möglichst ideal der 

Sinuskurve nachempfunden ist. Abbildung 5 zeigt 

einen idealtypischen Sinus gegenüber einem modellierten, 

treppenstufenartigen Sinus. Es sei angemerkt, 

dass die Abbildung der Veranschaulichung dient, die 

bei modernen Wechselrichtern real vorzufindende 

Modellierung der Sinuskurve ist bedeutend granularer 

und feiner. 

Harmonische Verzerrungen tragen zur Abweichung 

vom Ideal-Sinus bei. Diese entstehen (Abbildung 1, 

Grafik rechts) unter anderem bei der Umwandlung 

von DC-Spannung in AC-Spannung. Verzerrungen 

resul tieren aus der Tatsache, dass die erzeugte Wechselspannung 

nicht nur die Grundfrequenz des Netzes 

enthält (z. B. 50 Hz in Europa), sondern auch zusätzliche 

Frequenzanteile, sogenannte Oberwellen. Diese 

Oberwellen sind Vielfache der Grundfrequenz (100 Hz, 

150 Hz, 200 Hz usw.) und entstehen durch das 

pul sierende Schalten der Halbleiterbauteile im 

Wechselrichter. Da die Nachbildung der Sinuskurve 

auf schnellen Ein- und Ausschaltvorgängen basiert, 

führt dies zu sprunghaften Änderungen der Spannung, 

die wiederum zusätzliche Frequenzen erzeugen. 

Diese Oberwellen verzerren die ideale Sinusform und 

Abb. 5 

Ideal Sinus gegenüber modelliertem Sinus 

sind ein unvermeidbarer Nebeneffekt des Schaltprozesses. 

Die Aufgabe der Filter besteht darin, diese Oberwellen 

möglichst effektiv zu unterdrücken, sodass die 

resultierende Wechselspannung der Sinuskurve so 

nahe wie möglich kommt. Trotz dieser Filter bleibt 

jedoch immer eine geringe harmonische Verzerrung 

bestehen, da die hochfrequenten Schaltvorgänge nie 

vollständig eliminiert werden können. Ein perfekter 

Sinus kann daher niemals erreicht werden. 

Halbleiter sind nicht überlastfähig, weiterhin richtet 

sich die maximale Leistungsabgabe nach der zur 

Verfügung stehenden, primären DC-Leistung, die 

wiederrum abhängig ist von der Sonneneinstrahlung 

oder der Windgeschwindigkeit. Eine theoretische, 

größere Überlastung von Halbleitern führt zur Zerstörung 

dieser. Folglich ist ersichtlich, dass die der 

Synchronmaschine inhärenten, netzdienlichen Eigenschaften 

nicht gegeben sind. Weder wird die Sinus welle 

durch die Rotation automatisch erzeugt, noch kann im 

Fehlerfall ein hoher Fehlerstrom gespeist werden. 

Moderne Wechselrichter sind heute in der Regel mit 

einer Fault Ride-Through (FRT) Funktionalität ausgestattet, 

um im Falle kurzzeitiger Netzfehler, beispielsweise 

bei Spannungseinbrüchen, am Netz zu bleiben 

und einen netzstabilisierenden Leistungsbeitrag zu 

liefern. 

1 Bei der Netzankopplung von Windkraftanlagen bestehen verschiedene Konzepte, wobei die doppelt gespeisten Asynchrongeneratoren (DFIG) 

sowie Vollumrichter derzeit dominieren. Bei DFIG besteht eine partielle AC-Direktankopplung an das Netz, zur Veranschaulichung der Funktionsweise 

von Leistungselektronik wird auf ausführlichere Erklärungen, die hier den Umfang sprengen würden, verzichtet. 



15 

Sofern darüber hinaus ein Fehlerstrombeitrag gefordert 

würde, müsste hierzu: 

1. Die Anlage selbst oberhalb der Nennleistung 

ausgelegt sein, sodass im Fehlerfall zusätzliche 

Leistungsreserven zur Verfügung stehen. 

2. Eine Energiequelle vorgehalten werden, beispielsweise 

in Form einer Batterie, um im Fehlerfall 

unabhängig von volatilen Quellen Leistung zu 

speisen. 

3. Technische Vorrichtungen bestehen, um einen 

Fehlerzustand im Netz zu erkennen. Dies erfordert 

präzises Monitoring und eine zielgerichtete 

Regelung, die nach Erkennen des Fehlerfalls die 

Schaltung des entsprechenden Fehlerstrombeitrags 

veranlasst. Ein physikalisch bedingter Fehlerstrom, 

wie bei der Synchronmaschine, ist nicht gegeben. 

Trotz der genannten Vorteile der Synchronmaschine, 

wie der Überlastfähigkeit und der netzstützenden 

Eigenschaften, bringt sie auch Nachteile mit sich. 

Synchronmaschinen sind mechanisch komplex und 

erfordern eine kontinuierliche Wartung. Zudem sind 

sie träge in ihrer Reaktionszeit auf Regelkreis- oder 

Arbeitspunktänderungen, da die Rotationsenergie 

nur allmählich angepasst werden kann. Dies kann in 

modernen Stromnetzen, die zunehmend schnelle 

Reaktionen erfordern, zu Nachteilen führen. 

Im Gegensatz dazu bieten leistungselektronische 

Systeme wie Wechselrichter eine deutlich flexiblere 

und präzisere Steuerung der Energieeinspeisung. 

Sie können Arbeitspunktänderungen und Regelkreisoptimierungen 

nahezu in Echtzeit kompensieren und 

ermöglichen eine präzise Regelung der Einspeisung, 

unabhängig von der mechanischen Trägheit. Leistungselektronik 

ist somit, bezogen auf die Lastfolgefähigkeit, 

deutlich reaktionsschneller. Zeitgleich erfordern leistungselektronische 

Komponenten hochkomplexe Regelungsalgorithmen, 

um bedarfsgerecht auf unterschiedliche 

Netzzustände zu reagieren. Um das Verhalten 

von leistungselektronischen Anlagen vorab 

untersuchen zu können, sind komplexe Modelle der 

Anlagenregelung notwendig. Hierbei ist zwingend das 

Verhalten im Millisekunden-Zeitbereich zu untersuchen, 

da die Anlagen, wie zuvor beschrieben, keine 

inhärente, physikalische Glättung bieten und so 

eine Spezifizierung des Reaktionsverhaltens („der 

Regelung“) erfordern. In Kapitel 4 wird hierauf intensiv 

eingegangen. 

3. Exkurs: Lineare und nichtlineare Systeme 

Aus den bisherigen Beschreibungen folgt, dass das 

beschriebene Zukunftsszenario in einem erheblichen 

Maße von leistungselektronischen Anlagen dominiert 

wird, die wiederrum über ein Softwaremodul geregelt 

sind. Weiterhin ist zu erkennen, dass diese Anlagen 

eben nicht über inhärente, physikalisch stabilisierende 

Eigenschaften verfügen, sondern dass der Stabilitätsbeitrag 

aus der Qualität der Regelung selbst abzuleiten 

ist. 

In einem klassischen Netzverbund liefern Synchronmaschinen, 

wie bereits beschrieben, netzstabilitätsdienliche 

Beiträge. Betrachten wir den stabilen Netzzustand 

nun als einen vektoriellen Arbeitspunkt 

mit einer Vielzahl an Parametern. Verändern sich 

einzelne Parameter, so stellt die Synchronmaschine in 

einem gewissen Rahmen sicher, dass die Anpassungsgeschwindigkeit 

der anderen Parameter des Vektors 

nicht eskalativ geschieht, sondern das Gesamtsystem: 

a) im Intervall der beherrschbaren Vektorzustände 

gehalten wird und 

b) das System einen neuen stabilen, prognostizierbaren 

Arbeitspunkt anfahren kann. 

Weiterhin werden unerwünschte Resonanzeffekte 

gedämpft. Vereinfacht lässt sich aussagen, dass rotierende 

Masse in einem Netz das Verhalten des Netzes 

prognostizierbar macht und eine approximative, 

lineare Modellierung des Netzes zulässt. Zu beachten 

ist allerdings, dass auch in traditionellen Netzen unter 

bestimmten Bedingungen, beispielsweise bei Kurzschlüssen 

oder Überlastung, nichtlineare Effekte auftreten 

können. 

Als linear wird ein System bezeichnet, bei dem das 

Antwortverhalten immer die gleiche Proportionalität 

gegenüber der Eingangsgröße hat, ein klassisches 

Beispiel wäre die Funktion 

Betrachten wir in diesem Zusammenhang nun ein 

System mit mehreren Eingangsgrößen, also beispielsweise 

eine beliebige lineare Differentialgleichung mit 

einem mehrdimensionalen Eingangsvektor, wie dies 

in einem dynamischen elektrischen System unzweifelhaft 

der Fall ist, so lässt sich für jede Eingangsgröße 

einzeln die Ausgangsgröße ermitteln. Eine Addition der 

Ausgangssignale ergibt nun die Gesamtsystemantwort, 

was auch als Superpositionsprinzip bekannt ist. 

Im Gegensatz dazu ist ein nichtlineares System nun 

dadurch gekennzeichnet, dass das Antwortverhalten 

des Systems nicht proportional zu den Eingangsgrößen 

ist. Ein klassisches Beispiel sind hierbei etwa Hysteresekurven, 

wie in Abbildung 6 zu sehen. Der Begriff Hysterese 

stammt aus dem Altgriechischen und bedeutet 

„Zuspätkommen“, in einem physikalischen System ist 

hiermit gemeint, dass die Wirkung zeitversetzt gegenüber 

der Ursache auftritt und weiterhin vom Ausgangszustand 

des Systems abhängt. 

Ein solches Verhalten ist typisch für ferromagnetische, 

magnetisch-leitfähige Materialien und Legierungen 

(Abbildung 6). Wird im Umfeld eines im Ausgangszustand 

nicht magnetisierten, ferromagnetischen Stoffs 

die Feldstärke H erhöht, so resultiert eine Erhöhung 

der magnetischen Flussdichte B. Sofern anschließend 

die Feldstärke wieder auf 0 reduziert wird, sinkt die 

Flussdichte auf einen Wert ab, der über 0 liegt. Der im 

Material beobachtbare Restmagnetismus wird als 

Vol. 69 (2024)

16 

 


Remanenz bezeichnet. Somit ist ersichtlich, dass die 

Flussdichte B nicht nur von der Feldstärke H sondern 

auch dem Ausgangszustand abhängig ist. 

Betrachten wir die Magnetisierung eines Körpers einmal 

als System. Dann ist, anhand der Randlinien in 

Abbildung 6, gut zu erkennen, dass es in diesem System 

lineare (rot) und nichtlineare (grün) Abschnitte 

gibt. Das System ist „stückweise linear“ und zeigt zunächst 

lineares Verhalten, das dann in einen nichtlinearen 

Zustand übergeht. Die zu erkennenden Spitzen 

(blau) zeigen Sättigung an. Eine Erhöhung der Feldstärke 

führt nicht zu einer zusätzlichen Magnetisierung, 

es ist ein materialspezifischer Höchstwert erreicht. 

Zu beobachten ist dies bei einer Vielzahl von Bauteilen, 

beispielsweise Spulen mit Eisenkern. Je höher der 

Anteil an nichtlinearen Bauteilen ist, desto schwieriger 

ist es, das Antwortverhalten des Systems korrekt zu 

prognostizieren, da eben das Superpositionsprinzip 

keine Anwendung mehr findet. 

Hieraus ist abzuleiten, dass die Modellbildung zur 

Prognose des Gesamtsystemverhaltens umso schwieriger 

wird, je weniger selbststabilisierende Eigenschaften 

die einzelnen Bestandteile des Gesamtsystems 

aufweisen. Besonders zu berücksichtigen ist hierbei 

auch das Risiko einer unprognostizierbaren Instabilität. 

Die Änderung einzelner Parameter kann dazu 

führen, dass ein eigentlich als linear und stabil angenommenes 

System in einen instabilen Zustand überführt 

wird, der schließlich ein Systemversagen bedingen 

kann. Kritisch ist hierbei, dass die zunehmende 

Instabilität des Systems über lineare Modelle nicht 

erkannt werden kann. Eine bekannte Beschreibung des 

Phänomens ist der Schmetterlingseffekt oder aber, systematisiert, 

die insbesondere von René Thom und Wladimir 

Arnold entwickelte Katastrophentheorie. Diese 

beschreibt, wie kontinuierliche Veränderungen plötzlich 

drastische, sprunghafte Umbrüche zur Folge 

haben. Sie klassifiziert diese abrupten Übergänge in 

einfache mathematische Modelle, die in verschiedenen 

Bereichen genutzt werden. Die Theorie hilft zu verstehen, 

wie kleine Veränderungen in einem System 

unerwartet große, oft irreversible Effekte auslösen 

können, etwa bei einem Durchbruch der Isolierung, bei 

Naturkatastrophen oder wirtschaftlichen Krisen. 

Zur Abbildung sind daher zunehmend nicht lineare Simulationen 

und Modelle notwendig, die ein sehr tiefgreifendes 

Systemverständnis erfordern. 

4. Die Roadmap Systemstabilität 

Bis hierhin wurden im Beitrag technische und 

wissenschaftliche Grundlagen beschrieben. Im folgenden 

Abschnitt wird die Roadmap Systemstabilität nun 

kommentiert. Die Wertungen und Stellungnahmen 

sind Meinungen des Autors, abweichende Interpretationen 

sind möglich. 

Ich möchte hier noch einmal kurz die zentralen Aussagen 

des technischen Grundlagenkapitels zusammenfassen: 

Das Energienetz wird bis heute größtenteils über 

rotierende Synchronmaschinen gestützt. Synchronmaschinen 

bieten die notwendige Momentanreserve 

und dienen als Filter gegenüber unerwünschten physikalischen 

Effekten. Die Eigenschaften der Synchronmaschine 

erlauben ein gewisses zeitliches Delta, um 

auf Zustandsänderungen im Netz zu reagieren. Der 

Aufbau des Energienetzes folgt der Top-Down-Logik, 

die Einspeisung von Leistung erfolgt größtenteils auf 

den oberen Netzebenen. Die nachgelagerten Netzebenen 

wurden historisch so ausgelegt, dass diese den 

Transport von Leistung zum Verbraucher ermöglichen. 

Die Roadmap Systemstabilität definiert sich selbst als 

„Fahrplan für einen stabilen Netzbetrieb mit 100 % Erneuerbaren“. 

Der Fokus liegt hierbei auf der 

technischen Umsetzung, Fragestellungen des 

Netzausbaus oder der Energiekosten sind 

nicht Gegenstand des Zielbildes der Roadmap 

(Abschnitt 4) und werden entsprechend, unter 

Würdigung der Bedeutung, im vorliegenden 

Beitrag zunächst nicht diskutiert. 

Abb. 6 

Hysteresekurven im Vergleich 

Im Zielbild wird formuliert, dass das System 

„mit 100 % erneuerbaren Energien auch ohne 

konventionelle Kraftwerke betrieben werden 

kann“. Dies ist zunächst nicht mehr als eine 

Behauptung, soll jedoch für die Beurteilung der 

Roadmap als Diskussionsgrundlage dienen. Das 

hierbei beschriebene Zukunftsszenario weicht 

technisch und strukturell diametral vom zuvor 

beschriebenen, heutigen Ausgangszustand ab. 

In diesem hypothetischen Zukunftsnetz dominieren 

Stromrichter die Einspeisung, Synchronmaschinen 

sind entweder kaum oder gar nicht 

mehr im Betrieb. Das Top-Down-Prinzip der 



17 

Energienetze ist nahezu vollständig aufgehoben, Einspeisung 

von Leistung erfolgt auf allen Netzebenen. 

Anstatt aus wenigen, zentralen Einspeisern und Netzstützen 

besteht es aus einer sich ständig ändernden 

Vielzahl an Erzeugern unterschiedlicher Leistungsklassen, 

die gemeinsam über die jeweilige Regelung und 

das möglichst fehlerfreie Reaktionsverhalten die Netzstabilität 

gewährleisten. 

Hieraus folgen wichtige Erkenntnisse: 

Die Komplexität in diesem Netz der Zukunft wird 

in erheblichem Maße zunehmen. Ohne Anlagen, die 

physikalisch direkt mit dem Netz gekoppelt sind und 

somit ein aus der Physik bedingtes Verhalten zeigen, 

muss jeder Anlage über ihre Regelung ein spezifisches 

Verhalten zugewiesen werden. Ohne dämpfende, 

physikalische Eigenschaften nimmt die Volatilität des 

Netzverbundes immer weiter zu, Systemzustandsänderungen 

oder Fehlerzustände müssen extrem 

schnell erkannt werden, um etwaige Gegenmaßnahmen 

einzuleiten. Elektrotechnische Phänomene 

werden nicht mehr passiv geglättet, sondern müssen 

aktiv erkannt und ausgeregelt werden. Hierzu ist es 

unabdingbar, das gesamte Verbundnetz, auf verschiedenen 

Ebenen, in Echtzeit zu überwachen und 

möglichst zeitnah Steuerbefehle zu übermitteln. Die 

notwendige Echtzeit-Kommunikation zwischen den 

einzelnen Netzbetreibern wird elementar. Hinzu 

kommt, dass das Leistungsangebot volatil wird und 

dem Leistungsausgleich, ohne oder mit nur sehr 

wenigen steuerbaren Erzeugern, zunehmend größere 

Bedeutung zukommt. Der Aspekt der Netzstabilität 

wird heterogenisiert und künftig von Erzeugern und 

Verbrauchern im Netz gewährleistet. Gigantische 

Daten mengen müssen hierzu erkannt, übertragen und 

ausfallsicher verarbeitet werden. 

Zunächst, ein solcher, technischer Systemzustand ist 

grundsätzlich denkbar und auch nicht zwingend als 

instabil zu beurteilen. Zahlreiche Forschungsarbeiten 

beschäftigen sich mit masselosen Netzen, Solid State 

Grids sowie der Regelung von Stabilitätsphänomenen 

in leistungselektronisch dominierten Netzen und legen 

die grundsätzliche Machbarkeit nahe. Wie lange die 

hierzu notwendigen Forschungs- und Entwicklungsaufgaben 

jedoch noch dauern werden und mit welchen 

Unwägbarkeiten man dann bei der praktischen 

Umsetzung konfrontiert sein wird, ist jedoch wegen 

der extremen Komplexität kaum prognostizierbar. 

Faktisch ist es nicht weniger als der vollständige Umbau 

eines über mehr als ein Jahrhundert gewachsenen 

Energienetzes. 

Strukturell werden die hieraus resultierenden Aufgaben 

in der Roadmap Systemstabilität klar beschrieben. 

In angemessener Qualität und sprachlich 

verständlich werden die technischen Grundlagen, 

Frequenz, Spannung, Winkelstabilität usw. dargestellt 

und so vermittelt, dass deren Bedeutung auch Fachfremden 

verständlich werden wird. Die resultierenden 

Ableitungen, wie den entsprechenden Aspekten in 

einem Zukunftsnetz Rechnung getragen werden kann 

und welche Herausforderungen sich im Wandel ergeben, 

sind grundsätzlich zutreffend und nachvollziehbar 

dargestellt. Auch werden die notwendigen 

Prozesse auf unterschiedlichen Ebenen sinnvoll 

charakterisiert. Der Leser bekommt eine technische 

Grundlage vermittelt, um zumindest die Grund aussagen 

und Ideen der Roadmap Systemstabilität begreifen 

zu können. 

Weshalb besteht also Anlass zur Kritik? Anstatt 

auf der wissenschaftlichen Sachebene zu bleiben 

und diese zu vertiefen, wird die Roadmap zunehmend 

von politischen Wünschen und Zeitplänen konterkariert 

und geht, an den notwendigen Stellen, 

nicht in ausreichendem Maße in die Tiefe. Man 

gewinnt den Eindruck, als hätten zuerst Ingenieure 

und Wissenschaftler die Aufgabenstellungen beschrieben 

und politische Akteure nachfolgend ihre 

Wünsche und Träume im Text verankert. Vor allem 

die Vernachlässigung offensichtlicher Risiken sticht 

hier heraus. Besonders hervorzuheben sind der Zeitplan, 

die mangelnde Genauigkeit bei der Risikobeurteilung, 

die unter komplexe Darstellung der 

Anforderungen an die leistungselektronische Regelung 

sowie die beschriebenen Meilensteine. Laut Roadmap 

Systemstabilität sollten sämtliche Prozesse und 

Entwicklungsschritte im Wesentlichen bis 2030 

abgeschlossen sein. Der Sinn hinter dem knappen 

Zeitplan besteht zweifellos darin, den Kohleausstieg 

auf 2030 vorzuziehen. Bezeichnet wird dies als 

„ ambitioniert“, die aus Autorensicht richtige Beurteilung 

wäre „unseriös“. 

Wenn man den derzeitigen Prozess der Energiewende 

als Projekt darstellt, dann bricht die Roadmap Systemstabilität 

hier mit den Prinzipien eines guten und 

verantwortungsvollen Projektmanagements. Es fehlen 

die Umsetzbarkeitsanalyse und Risikobeurteilungen. 

Können die gesteckten Ziele realistisch erreicht werden 

und falls nicht, was ist die Rückfallebene? 

Insbesondere in den letzten Kapiteln der Roadmap 

Systemstabilität ist der mangelnde Realismus bei der 

Umsetzbarkeit der Meilensteine auffällig. Auch wird 

der Komplexität des Translationsprozesses, von der 

Beschreibung der Aufgabe, über die Definition der 

Randbedingungen, der Erarbeitung von Richtlinien bis 

zur realen Entwicklung und technischen Umsetzung 

im Feld völlig unzureichend Rechnung getragen. 

Insgesamt werden in der Roadmap Systemstabilität 

41 themenspezifische Stabilitätsprozesse definiert. In 

Kapitel 7 werden basierend hierauf 18 Meilensteine 

festgelegt. Hierbei gibt es prozessuale Meilensteine 

sowie technische Meilensteine. Während im technischen 

Grundlagenkapitel sehr dezidiert und weitreichend 

argumentiert wurde, lassen gerade die 

Meilensteine sowie die jeweiligen Stabilitätsprozesse 

ebenjene fachliche Tiefe vermissen. 

Vol. 69 (2024)

18 

 


Für die Umsetzung sind hierbei zumindest partiell 

neue technische Anlagen notwendig, von der Erzeugung, 

über das Netzmonitoring bis zum Netzschutz, 

die zum heutigen Zeitpunkt überhaupt nur in Teilen 

entwickelt sind. In der Konsequenz bedeutet das 

natürlich, dass niemand valide beurteilen kann, 

wie sich diese noch zu entwickelnden Anlagen im 

Betrieb konkret verhalten. Eine nicht unwesentliche 

Frage für eine Industrienation. Die Kommunikationsprozesse, 

die für ein solches Netz notwendig 

werden, sind heute weder etabliert noch überhaupt 

vorgesehen. 

Um dies zu belegen, möchte ich im Folgenden auf zwei 

Aspekte eingehen: Netzbildende Stromrichter sowie 

Digitalisierung, Datenerfassung, Regelung und IT. 

Netzbildende Stromrichter 

Vier von 18 Meilensteinen behandeln netzbildende 

Stromrichter. Dies sind Anlagen, die nicht mit einem 

bestehenden Netz synchronisiert werden müssen, 

sondern in der Lage sind, eigenständig ein Netz aufzubauen 

und die notwendigen Systemdienstleistungen 

zur Stabilisierung und zum Erhalt des Netzes zu liefern. 

Dies unterscheidet sie von heutigen (netzfolgenden) 

Anlagen, die üblicherweise einen konstanten Strom 

einspeisen und sich automatisch vom Netz trennen, 

wenn die Spannung beispielsweise zu stark oder zu 

lange einbricht. Derartige Stromrichter sind unter 

anderem in Balkonkraftwerken, aber auch großen 

PV-Installationen zu finden. 

Wie bereits beschrieben, sollen netzbildende Stromrichter 

im Prinzip die Funktion von Synchronmaschinen 

ersetzen. Zwar sind erste netzbildende 

Stromrichter am Markt verfügbar, hierbei handelt es 

sich bisher aber eher um innovative Projekte und nicht 

um Massenmarktprodukte. Der Umstieg von netzfolgenden 

zu netzbildenden Stromrichtern sowie die 

Beurteilung notwendiger Stabilitätskriterien ist Gegenstand 

weltweiter akademischer Forschung 2 . Entsprechend 

stehen Erfahrungen in großen Netzverbünden 

noch aus. Aber auch weitere ungelöste 

Probleme sind zu erwähnen: Die beschriebenen 

Aspekte der Nichtlinearität werden nicht beachtet. 

Die Auswirkungen von Stromrichtern auf Bestandsinfrastruktur 

(auch hier insbesondere im nichtlinearen 

Bereich) 3 sind völlig unklar. 

Und was bedeutet es, wenn instabile Netzzustände, die 

sich aus der fehlerhaften Netzzustandsanalyse und/ 

oder Regelung des jeweiligen Wechselrichters ergeben 

können, nicht erkannt werden? 

Die Zertifizierung und Abnahme, die in aller Regel mit 

stabilen Arbeitspunkten durchgeführt werden, liefern 

hierbei ebenfalls keinen erheblichen Erklärungsbeitrag. 

Auch muss klar formuliert werden, dass heute 

am Netz operierende Stromrichter stabile Arbeitspunkte 

im Bestandsnetz anfahren können. Ob dies mit 

einem zunehmend weichen, kurzschlussleistungsarmen 

Netz ebenfalls noch der Fall ist oder welche 

Anpassungen notwendig sind, ist in der Praxis nicht 

erprobt. Auch erfordern die im Grundlagenkapitel 

angesprochene Einkopplung von Oberwellen sowie 

das Resonanzverhalten des Netzes in Wechselwirkung 

mit dem Stromrichter besondere Aufmerksamkeit 4 . 

Leistungselektronische Anlagen zeigen, wie bereits 

erwähnt, kein inhärentes, stabilisierendes Verhalten, 

sondern sind über die entsprechende Regelungssoftware 

im Prinzip beliebig manipulierbar. Dies hat 

ernstzunehmende Konsequenzen. Die Anlagen müssen 

in der Lage sein, den vorliegenden Netzzustand richtig 

zu erkennen, um dann fast zeitgleich das im jeweiligen 

Zustand ideale Antwortverhalten zu zeigen. Hierauf 

wird in 2. Digitalisierung, Datenerfassung, Regelung 

und IT intensiver eingegangen. 

Dessen ungeachtet erklärt die Roadmap, dass die 

Prüfgrundlagen zur Zertifizierung (MS2) bereits im 

Jahr 2024 abgeschlossen sein werden, Erfahrungen im 

Feld mit netzbildenden Stromrichtern dann bis 2027 

(MS13) vorliegen und bereits im Jahr 2030 netzbildende 

Stromrichter einen signifikanten Beitrag zur Netzstabilität 

(MS18) leisten sollen. Allein die aufwendigen 

Genehmigungsverfahren, die Bauzeit sowie 

die Ressourcenknappheit am Weltmarkt sprechen 

dagegen, dass bis zum Meilenstein 2027 entsprechende 

Anlagen in einem für aussagekräftige Studien notwendigem 

Umfang überhaupt gebaut werden könnten. 

Es ist wenig sinnvoll, einen Pilotbetrieb in einem 

Netzverbund zu erproben, in dem weiterhin zu einem 

signifikanten Maße rotierende Synchronmaschinen 

arbeiten. 

Digitalisierung, Datenerfassung, Regelung und IT 

Unter diesem Oberpunkt lassen sich mehrere Meilensteine 

summieren. Konkret beschreiben die Meilensteine 

die praktische Umsetzung der im Grundlagenkapitel 

dargestellten Anforderungen an die Netzzustandsanalyse. 

Netzzustandsanalyse beschreibt die 

softwaregestützte Analyse des aktuellen Netzzustands, 

idealerweise im Vergleich mit einem Sollzustand, um 

Abweichungen zu erkennen und Reaktionsmöglichkeiten 

abzuleiten. Hierzu sind die Erfassung und 

Verarbeitung extrem großer Datenmengen in hoher 

Qualität notwendig. 

2 Quellenverweise: Grid-Following and Grid-Forming Control Schemes & The grid-forming approach 

3 Quellenverweis: Harmonic Sources Modelling 

4 Quellenverweise: Harmonic Compensators & Harmonic Frequencies Decoupled Control Scheme 



19 

Nach Kenntnisstand des Autors existieren zum heutigen 

Zeitpunkt zwar theoretische Konventionen zur Weitergabe 

des statischen Netzmodells, dies ist jedoch nicht 

gelebte Praxis. Auch sind die Echtzeitsimulation von 

Netzen sowie die Echtzeiterfassung heute überhaupt 

nicht etabliert. In den vergangenen Monaten sorgte 

bereits der Rollout von Smartmetern, einem vergleichsweise 

kleinen Projekt, für eine Vielzahl an Problemen 

und Unwägbarkeiten, die medial umfangreich rezipiert 

wurden. 

Während es also aktuell Verteilnetzbetreibern, beispielsweise 

auf der Niederspannungsebene, überhaupt 

nicht möglich ist, die realen Netzzustände abzubilden, 

sollen diese bereits 2026 in Konzepte zu einem etwaigen 

Netzwiederaufbau nach einem Blackout eingebunden 

sein. Hierzu müssten die jeweiligen Netzbetreiber 

( gemeint sind dann auch beispielsweise Stadtwerke) 

über gänzlich andere Steuerungsmethoden, insbesondere 

zur Netzbildung, verfügen. Ein solcher Netzwiederaufbau, 

rein auf Basis von Leistungselektronik 

und ohne konventionelle Kraftwerke ist, soweit der 

Kenntnisstand des Autors, in großen Industrieländern 

noch niemals geschehen oder erprobt worden. In 

Deutschland gibt es derzeit über 880 Verteilnetzbetreiber, 

deren Kommunikations-, Handlungsprozesse 

und IT-Kapazitäten (dies umfasst insbesondere die 

Bereiche Simulation und Netzführung) entsprechend 

synchronisiert werden müssten. 

2028 soll dann mit dem Dynamic Stability Assessment 

die Netzzustandsanalyse in Echtzeit erfolgen und 

auf prognostizierte kritische Stabilitätsphänomene aus 

dem Netzbetrieb heraus reagiert werden können 

(Punkt B3). 

Es ist stringent, dass je nach Größe des Netzverbundes 

entweder eine entsprechende Echtzeitsimulation des 

Netzabschnittes erfolgen müsste, wobei der Algorithmus 

eine Antwort auf das erkannte Stabilitätsphänomen 

findet, oder aber sicherzustellen ist, 

dass Stabilitätsphänomene zuverlässig erkannt und 

anlagen seitig automatisch ausregelt werden. 

Methoden hierfür wären beispielsweise der digitale 

Zwilling, also die digitale ideale Nachbildung eines 

Netzverbundes sowie die Perfect State Estimation, also 

die softwaregestützte, quasi-perfekte Vorhersage von 

Netzzuständen. So ließe sich, mit einem perfekten 

Modell, erkennen, ob Netzfehler vorliegen oder das 

Netz auf instabile oder schwierig zu beherrschende 

Zustände zusteuert. Die Umsetzung dieser Konzepte ist 

Teil aktueller Entwicklungsprojekte. Hierbei bestehen 

noch eine Vielzahl an Unklarheiten, insbesondere über 

die notwendige Modellqualität, die Granularität der 

Datenerfassung und zahlreiche weitere Aspekte. Ein 

Rollout im Jahr 2028 ist völlig unrealistisch. 

Der gesamte Aspekt der digitalen Erfassung und 

Steuerung hinterlässt zahlreiche Fragezeichen. Die 

Roadmap Systemstabilität sieht den Aspekt der 

Systemstabilität (Abschnitt Verlagerung und Dezentralisierung, 

Seite 29) künftig als Gemeinschaftsaufgabe, 

an der alle Netzteilnehmer beteiligt werden 

„müssen“. Wie in B3 ausgeführt, soll dies bis 2028 

geschehen sein. Die Komplexität dieses Vorhabens 

kann gar nicht überbewertet werden. An dieser Stelle 

sei auf den Abschnitt über nichtlineares Verhalten und 

Katastrophentheorie verwiesen. Für einen Erfolg 

müsste die Möglichkeit bestehen, an allen relevanten 

Netzknoten, in letzter Instanz eigentlich sogar an jedem 

Netzknoten den Netzzustand zu erfassen, die erfassten 

Daten an eine zentrale Rechneranlage zu übermitteln 

und dort zu analysieren. Im nächsten Schritt müssten 

Steuerungsmöglichkeiten bestehen, um jeden Netzknoten 

regeln und schalten zu können. Dies umfasst 

sowohl die Verbindung als auch den physikalisch 

notwendigen Schaltmechanismus selbst. Die Rechneranlage 

müsste weiterhin exakt abschätzen können, 

beispielsweise bei einem sich abzeichnenden, instabilen 

Netzzustand, welche Effekte mit welcher 

Regelung an welchen Netzknoten ideale Ergebnisse 

bringen. Und das bundesweit, in Echtzeit. 

Es ist nachvollziehbar, dass das Konzept in einer 

nahezu endlosen Komplexität endet. Hier sei insbesondere 

auch der Aspekt Cyber-Security genannt. Wie 

kann im Falle eines Ausfalls der Kommunikationsinfrastruktur 

ein Netzbetrieb aufrechterhalten werden? 

Was geschieht, wenn eine derartige, zentrale 

Rechneranlage beispielsweise gewaltsam abgeschaltet 

wird und keine Redundanz mehr besteht? 

Eine sinnvolle Antwort hierauf wäre, die Kommunikation 

mit Anlagen auf ein Mindestmaß zu reduzieren, 

um so, beispielsweise im Inselbetrieb und im Betrieb 

ohne Kommunikation, robust und resilient zu arbeiten. 

Hierzu wäre es notwendig, dass jeder am Netz beteiligte 

Stromrichter ein möglichst gleiches, prognostizier- und 

planbares Verhalten zeigt. Zentral für die Umsetzung 

dieser Aufgabe ist die Qualitätsprüfung der Regelung. 

Die Regelung ist, wie zuvor beschrieben, im Prinzip 

eine Software, die ein nahezu beliebig flexibles Verhalten 

der Anlagen ermöglicht. Um nun valide Aussagen 

über das Verhalten der Software zu treffen und 

hier insbesondere im Verbund mit anderen Anlagen, 

sind zwei Dinge notwendig: Die Modellierung (dies 

geschieht als DLL (Dynamic Linked Libraries), im 

Prinzip ein Stück ausführbare Software) des Anlagenverhaltens 

müsste standardisiert sein. Hierbei wäre 

sicherzustellen, dass die DLL auch das reale Verhalten 

des Stromrichters abbildet. Her steller sollten hier 

angehalten werden, den Code der realen Regelung zu 

übergeben und kein Ersatzmodell zu konstruieren. Die 

in Deutschland stark verbreitete „Trust the vendor“- 

Mentalität hat sich in der Vergangenheit als ausgesprochen 

kritisch erwiesen. Im nächsten Schritt wäre 

sicherzustellen, dass die Simulation von diversen 

Szenarien auf Grundlage eines genauen Netzabbildes 

des jeweiligen Netz betreibers erfolgt. Weiterhin wäre 

es sinnvoll, ein verbindliches Kennlinienverhalten festzulegen, 

um sicherzustellen, dass sich Anlagen am Netz 

Vol. 69 (2024)

20 

 


möglichst gleich und prognostizierbar verhalten, beispielsweise 

bezogen auf ihren Wirkleistungsbeitrag. 

Hierzu wäre es jedoch notwendig, möglichst genaue 

Spezifikationen festzulegen, als technische Anforderungen, 

die Her steller entsprechend einzuhalten haben. 

Die softwareseitige Simulation mit Worst-Case- 

Szenarien erlaubte dann Aussagen über das zu erwartende 

Verhalten im Netzbetrieb. 

Die Anlage müsste in diesem Fall auch über eine zuverlässige 

Netzzustandserkennung verfügen. Denkbar 

sind eine Vielzahl von ungewünschten Netzzuständen, 

die erkannt werden müssen. Eine Anlage muss weiterhin 

in der Lage sein zu erkennen, dass oder ob sie selbst 

ursächlich für einen ungewünschten Netzzustand ist. 

Ein sehr reales Beispiel hierfür ist die Inselnetzbildung 

in der Niederspannung. Bedingt durch den sehr hohen 

Anteil an Leistungserzeugern, beispielsweise PV- 

Balkonkraftwerken, sind Betriebszustände denkbar, in 

denen einzelne Netzabschnitte vollständig autarke 

Inselnetze aus Erzeugern und Verbrauchern bilden. 

Verliert dieser Netzabschnitt die Verbindung mit dem 

vorgelagerten Netz, so droht je nach Netztopologie 

auch ein Wegfall der Erdung des Abschnittes. Hieraus 

resultiert eine erhebliche Gefahr für Leib und Leben, 

zumal die Fehlererkennung nicht mehr zwangsläufig 

gegeben ist. Bereits im Mai 2016 wies der VDE|FNN 5 

auf das Risiko hin, die BNetzA 6 sowie verschiedene 

Forschungseinrichtungen thematisieren den Aspekt 

regelmäßig. 

Dies ist heute jedoch nicht der Fall und erste Netzbetreiber 

sind gerade dabei, entsprechende Entwicklungsprojekte 

überhaupt anzustoßen. Die hier 

besprochenen Aspekte bedingen einen tiefgreifenden 

Wandlungsprozess und Paradigmenwechsel innerhalb 

der Industrie und bei allen beteiligten Netzbetreibern. 

Selbst die Integration entsprechender DLLs, sofern 

diese überhaupt geliefert werden, in Simulationssoftware 

ist ein hochaufwändiger Prozess, dessen 

Vereinfachung aktueller Entwicklungsgegenstand 

ist. Derzeit gibt es keine verbindlichen Absprachen 

zwischen Netzbetreibern und der Industrie zur Modellierung 

von Anlagen und der potenziellen Übergabe 

etwaiger Modelle, um das Anlagenverhalten und 

daraus aggregiert das Netzverhalten im Zeitbereich 

simulieren zu können. Es existieren auch keine einheitlichen 

Softwaresysteme, geschweige denn Konventionen 

zum Datentransfer. Hierbei ist insbesondere 

nicht der Soll-Betriebszustand relevant, sondern die 

Risikozustände. Was geschieht bei Cyberangriffen, 

wie können Datenverbindungen sicher und redundant 

ausgelegt werden, ist die Kommunikation bei 

einem Ausfall von beispielsweise 5G Netzen gesichert 

und wie lassen sich Anlagen selbst vor Angriffen 

schützen? 

Was in der Roadmap lapidar mit einem Zeithorizont 

von zwei Jahren versehen wird, ist ein Gesamtprozess, 

dessen völlig unzweifelhafte Notwendigkeit gerade 

von ersten Netzbetreibern überhaupt erkannt wird 

und für dessen Umsetzung häufig weder Knowhow 

noch ernsthafte Bereitschaft besteht. Auch auf der Seite 

der Industrie bestehen massive Vorbehalte, da ein 

erheblicher Teil des Knowhows preisgegeben werden 

müsste. 

Auch hier sei klar erwähnt, all dies ist aktuell Gegenstand 

von Forschung und Entwicklung. So zeigt beispielsweise 

der Abschlussbericht „Netzregelung 2.0“ 

des Fraunhofer IEE 7 auf, dass dies kein unrealistisches 

oder unerreichbares Szenario ist. Zeitgleich wird aber 

auch dort klar erwähnt, dass zunächst Grundlagenforschung 

notwendig ist. Das, was laut Roadmap 

Systemstabilität bis 2028 umgesetzt sein soll, ist nicht 

weniger als ein Jahrzehntprojekt. 

Auffällig ist insgesamt die Fokussierung auf Leistungselektronik, 

ohne die bereits beschriebenen Risiken angemessen 

zu würdigen. Es hätte das Papier erheblich 

aufgewertet, konventionellere Lösungen zur Netzstabilisierung 

ebenfalls zu diskutieren. Beispielhaft zu 

nennen ist hierbei der zukünftige Einsatz rotierender 

Phasenschieber. In der Roadmap Systemstabilität 

wird diese Möglichkeit nur an einer Stelle, in einer 

Randbemerkung zu Kurzschlussströmen erwähnt. 

Rotierende Phasenschieber funktionieren ähnlich wie 

Generatoren, speisen jedoch keine Energie ein, da 

logischerweise der externe Antrieb fehlt. Der rotierende 

Phasenschieber bezieht die notwendige Energie 

aus dem Netz, in dem dieser synchron läuft. Viele 

der zuvor beschriebenen Phänomene und Problemstellungen, 

die auch in der Roadmap Systemstabilität 

intensiv diskutiert werden, ließen sich so massiv reduzieren. 

Wie relevant dieser Ansatz ist, zeigte sich jüngst 

daran, dass die TenneT im August 2024 die Siemens 

Energy mit dem Bau von acht derartigen Anlagen 

beauftragte. Eine Rekordvergabe. Auch im aktuellen 

EnWG-Entwurf wird der Aspekt erörtert und hierbei 

insbesondere die Möglichkeit, Bestandskraftwerke 

zu rotierenden Phasenschieberanlagen umzurüsten, 

positiv erwähnt. 

Weitere Gedanken 

Aus dem Gesamtprozess, der in der Roadmap Systemstabilität 

diskutiert wird, resultieren Fragestellungen, 

die in der notwendigen Komplexität vor dem Aspekt 

der Betriebssicherheit diskutiert werden müssen. Dass 

die Komplexität des Netzes der Zukunft erheblich 

zunimmt und gänzlich neue Anforderungen daraus 

resultieren, wird in der Roadmap an vielen Stellen 

erwähnt, die Tragweite jedoch wird nicht gewürdigt. 

5 Quellenverweis: VDE zur Inselnetzerkennung 2016 

6 Quellenverweis: BNetzA-Stellungnahme BK6-23-010 

7 Quellenverweis: Netzregelung 2.0 – Fraunhofer IEE 



21 

Es werden weder Lösungen skizziert noch der aktuelle 

Ist-Zustand beschrieben, sondern lediglich eine Zeitvorgabe 

festgelegt, bis wann eine Lösung gefunden sein 

muss. Eile und fixe Terminpläne sind nach Überzeugung 

des Autors auch hier ausgesprochen gefährlich. 

Und es gibt weitere Kritikpunkte an der Roadmap 

Systemstabilität, die erwähnt werden müssen. Das 

Papier geht nicht in der notwendigen Tiefe darauf ein, 

dass ein „dargebotsabhängiges“, also auf Wind und 

Sonne basierendes, Energiesystem logischerweise eine 

unendliche Anzahl an verschiedenen Netzzuständen 

und Arbeitspunkten erreichen kann, wobei die Komplexität 

mit jeder Anlage steigt und in der Anforderung 

einer immer präzisieren Netzzustandsanalyse, wie 

zuvor beschrieben, resultiert. Es wird unterstellt, dass 

diese gigantische Aufgabe einfach machbar ist. Auch 

hier sei erwähnt, dass Systemdienstleistungen nur 

erbracht werden können, wenn auch die notwendige 

Leistung bedarfsgerecht vorgehalten wird. Völlig 

unabhängig von der Uhrzeit oder dem Wetter. Sofern 

dies über leistungselektronische Anlagen geschehen 

soll, wird hier eine entsprechende Energiespeicherung 

benötigt. Die hierfür notwendigen Konzepte, angefangen 

von der Regelung bis zur technischen Umsetzung, 

müssen entwickelt und angestoßen werden. 

Um das Ziel, ein CO2-neutrales Energiesystem aufzubauen, 

zu erreichen, wäre eine andere Herangehensweise 

notwendig. Sofern dies als staatliches Ziel 

definiert wird, müssen auch staatliche Forschungs- und 

Entwicklungsaufträge im notwendigen Maße angestoßen, 

finanziert und begleitet werden. 

Und hier soll nun auf zentrale Hürden verwiesen 

werden. Zahlreiche der angesprochenen Prozesse 

und technologischen Ideen befinden sich irgendwo 

zwischen Grundlagenforschung und akademisch 

begleiteter Entwicklung. Um diesen Prozess bis 2030 

zum Erfolg zu bringen, müssten erhebliche Forschungskapazitäten 

freigeräumt und finanziert werden. Dies 

über die derzeit gängige Drittmittelforschung zu 

gewährleisten in der Hoffnung, dass die Projekte die 

richtige Lösung abwerfen, ist insbesondere vor dem 

Hintergrund des veranschlagten Terminplans abwegig. 

Dies umfasst im nächsten Schritt dann die Einbindung 

der Industrie, die in der Lage sein muss, den Anlagenbedarf 

zu produzieren, anzuschließen und zu testen. 

Die Roadmap erweckt nicht den Eindruck, als sei die 

Tragweite der formulierten Forderungen und hieraus 

abzuleitenden Folgeprozesse wirklich erfasst. 

Dass Zweifel an der Umsetzbarkeit bestehen, zeigt sich 

nicht zuletzt darin, dass die BNetzA 8 im Dezember 2023 

mehreren Betreibern untersagte, Kohlekraftwerke vor 

2031 stillzulegen und so den von der Bundesregierung 

avisierten Kohleausstieg vorzuziehen. Ursächlich, so 

BNetzA, sei die Systemrelevanz der Anlagen für die 

Netzstabilität. Es ist gut möglich, dass ein zulässiges 

Abschaltdatum, insbesondere vor dem Hintergrund 

des schleppenden Zubaus an Gaskraftwerken, noch 

deutlich in Richtung 2040 geschoben wird. 

Überhaupt entsteht der Eindruck, als bestünde die 

Bereitschaft, die notwendige Sorgfalt dem Primat eines 

künstlichen Termindrucks unterzuordnen. Nach einem 

sehr guten, fundierten Grundlagenkapitel werden die 

Aussagen der Roadmap immer universeller und oberflächlicher. 

Es werden Oberziele formuliert, ohne auf 

die Komplexität in der Tiefe einzugehen. Es droht die 

Gefahr, dass eine Vielzahl an Subprozessen und Projekten 

angestoßen werden, die nicht koordiniert in die 

gleiche Richtung arbeiten. 

Auch muss hinterfragt werden, ob es wirklich eine 

kluge Idee ist, die beschriebenen Strukturen und 

Mechanismen direkt für den gesamten Netzverbund 

ausrollen zu wollen, bevor Erfahrungen im realen 

Netzbetrieb mit unterschiedlichen Netzzuständen 

vorliegen. Eine mögliche Idee bestünde darin, den 

Betrieb, primär mit Leistungselektronik, in kleineren 

Netzarealen zu erproben und das Netz nach Risikogebieten 

zu clustern. Je mehr Lastwechsel in einem 

Netzareal auftreten, je größer die Anzahl an Verbrauchern 

und je stärker die Gradienten der Laständerungen 

sind, desto komplexer die Netzdynamik 

selbst. Hieraus ließen sich Gebiete erkennen, in denen 

mit geringerem Risiko der Netzbetrieb und Netzaufbau 

rein mit Leistungselektronik erprobt werden kann, 

ohne direkt kritische Netzareale zu gefährden. Ein 

solcher Testbetrieb und Inselbetrieb wird im Abschnitt 

V2 erwähnt, der Komplexität der Aufgabe genügt 

aber auch diese Beschreibung nicht. Feldtests bergen 

Risiken wie den Ausfall oder die Beschädigung von 

Anlagen und können so die Infrastruktur einer Region 

empfindlich stören. Dies ist mit einer Vielzahl von 

Akteuren zu koordinieren: dies umfasst Rettungsdienste, 

städtische und kommunale Dienste, sprich alle 

Akteure, die im Notfall an der Aufrechterhaltung oder 

Wiederherstellung der Infrastruktur beteiligt wären. 

Derartige Planungen und Versuche, die ohnehin 

erst durchgeführt werden können, wenn die entsprechenden 

Anlagen betriebsbereit sind, haben Jahre 

an Vorlauf. Die Roadmap sieht den Abschluss des 

Arbeitspaketes bis Ende 2025 vor. Angesicht des 

offensichtlichen Risikos eines Systemversagens, was im 

vorliegenden Fall der Blackout wäre, erscheinen 

Erprobungsfristen von wenigen Monaten bis zu maximal 

zwei Jahren extrem risikofreudig und unterstellen 

indirekt eine äquivalente Risikofreudigkeit auf Seiten 

der Verbraucher. 

Der zeitliche Bedarf von Wissenschaft und technischer 

Entwicklung lassen sich nicht per Dekret lenken und 

vorschreiben. In der Roadmap wird erwähnt, dass 

8 Quellenverweis: Welt zur BNetzA 

Vol. 69 (2024)

22 

 


hierzu notwendige Ressourcen „parallel einzuplanen“ 

seien, um die notwendigen Prozesse umzusetzen, 

nicht aber, woher diese Ressourcen kommen sollen. 

Ressourcen, das sind im vorliegenden Fall nicht nur 

Geldmittel, sondern insbesondere auch Mitarbeiter. 

Nahezu sämtliche Prozesse und Mechanismen erfordern 

technisches Personal, in aller Regel studierte 

Ingenieure oder IT-Experten. Dies sind Spezialisten, 

um die bereits heute auf dem Weltmarkt massiv 

konkurriert wird und die regelmäßig über Überlastung 

klagen. Nach Umfrage des IFO-Institutes von April 

2024 9 ist das Ingenieurwesen sogar der am stärksten 

vom Fachkräftemangel betroffene Bereich. Viele technische 

Unternehmen suchen bereits heute technische 

Fachkräfte, das Bestandspersonal ist oftmals vollständig 

in Unternehmensprozessen und Projekten 

gebunden. Ob die an den Prozessen beteiligten Stakeholder 

die notwendigen Personalkapazitäten der 

beschriebenen Mammutaufgabe freiräumen können, 

ist definitiv zweifelhaft. 

Auch hier verliert sich die Roadmap schließlich in 

Floskeln und spricht vom „Engagement aller Akteure“, 

die gemeinsam, engagiert und konstruktiv das Ziel 

nur zusammen erreichen können. Praktisch wird, 

mit dem überhasteten Atomausstieg, dem geplanten 

Kohle ausstieg sowie einer übergroßen Vielzahl von 

häufig fachfremden, politischen Wünschen ein 

Problem erzeugt, dessen Lösung jetzt in einem völlig 

surrealen Zeitrahmen von Ingenieuren und zahlreichen 

weiteren Akteuren der Energiewirtschaft 

erbracht werden soll. Es ist völlig richtig, dass ein 

„ hoher Handlungsdruck“ besteht, diesen jedoch 

durch offensichtlich unerreichbare Terminpläne und 

unterkomplexe Beurteilungen der zu erarbeitenden 

Lösungen künstlich zu steigern, erscheint wenig 

zielführend. 

Positiv hervorzuheben ist die häufige Fokussierung 

auf Marktmechanismen und die marktgestützte 

Beschaffung von Dienstleistungen und erkannten Bedarfen. 

Ohne unnötige technologische Eingrenzung 

wird es so möglich, vom weltweiten Innovationspotential 

und der Schöpfungskraft des Marktes zu 

profitieren. 

In der Einleitung wurde erwähnt, dass zunächst nicht 

auf das Thema Netzausbau sowie die zu erwartenden 

Kosten eingegangen wird. Dies muss jedoch hier, 

wenigstens kurz, geschehen. Wie im Eingangskapitel 

beschrieben, ist Netzstabilität im Prinzip der fortwährende 

Ausgleich zwischen Erzeugern und Verbrauchern, 

unter Berücksichtigung von Randbedingungen 

und Netzphänomenen. Um dies zu ermöglichen, 

muss die notwendige Infrastruktur gegeben 

sein. Netzstabilität benötigt zunächst ein Netz, sprich 

die physischen Komponenten. Das klingt nach einer 

Binsenweisheit, bezieht sich jedoch auf ein reales 

Problem. 

Dies ist derzeit nicht der Fall. Die Beispiele sind zahllos. 

Im Mai 2024 titelte etwa der SWR „Hohe Netzauslastung: 

TransnetBW rief zum Stromsparen auf“ 10 . 

Bereits heute bestehen häufig und deutschlandweit 

Netzengpässe, die eine Verteilung der erzeugten 

Energie unmöglich machen. Aus einer Antwort der 

Bundesregierung auf eine Anfrage ging im Oktober 

2023 hervor, dass ein Viertel der Offshore erzeugten 

Windkraft im ersten Quartal 2023 abgeregelt wurde 11 . 

Abgeregelt bedeutet, dass Anlagen ausgeschaltet 

werden, da man die Leistung nicht verteilt bekommt. 

Ursächlich war insbesondere ein Netzengpass zwischen 

Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen. 

Die BNetzA sprach im Juni 2024 von notwendigen 

Investitionen in Höhe von mindestens 320 Milliarden 

Euro bis zum Jahr 2045. Bereits heute sehen sich Netzbetreiber 

einer Flut von Klagen gegenüber, sobald neue 

Stromtrassen geplant werden. Aus den zuvor 

beschriebenen und notwendigen Entwicklungsprojekten 

werden weiterhin technische Anforderungen 

resultieren, deren Kosten logischerweise noch nicht 

abgeschätzt werden können. Auch diese Kosten sind zu 

stemmen und bergen politische, finanzielle und verwaltungsrechtliche 

Fragen, deren Umfang derzeit 

überhaupt nicht absehbar ist. Dies wird zu Debatten 

und somit Verzögerungen in erheblichem Maße führen. 

Die getroffenen Aussagen erwecken möglicherweise 

den Eindruck einer überwiegend negativen Rezension 

der Roadmap Systemstabilität. Dies möchte ich hier 

noch einmal differenzieren. Die Roadmap Systemstabilität 

liefert ein hervorragendes technisches Grundlagenwerk 

und formuliert erstmals die, für das genannte 

Szenario, notwendigen Entwicklungsschritte in 

Prozesse. Formuliert wird aber auch eine völlig überzogene, 

unterkomplexe und unseriöse Erwartungshaltung, 

die zentrale Fragestellungen unbeantwortet 

lässt und sich in unbelegte Behauptungen flüchtet. 

Zum Schluss ein persönliches Wort: Ich bin im Ruhrgebiet 

zwischen den Hinterlassenschaften des Bergbaus 

aufwachsen, habe Tagebrüche erlebt und die Folgen 

von jahrzehntelanger Kohleverstromung gesehen. 

Darunter leidet das Ruhrgebiet bis heute. Man denke 

an die Belastungen der Böden und den politisch völlig 

verpatzten Strukturwandel. Der Umstieg auf eine 

möglichst emissionsfreie und ressourcenschonende 

Energieerzeugung ist alternativlos und nicht nur 

maßgeblich für den Wirtschaftsstandort Deutschland, 

sondern auch für den Umweltschutz weltweit. Wenn 

9 Quellenverweis: All-Electronics zur IFO-Umfrage 

10 Quellenverweis: Netzauslastung TransnetBW 

11 Quellenverweis: Abgeregelte Offshore-Erzeugung 



23 

die in der Roadmap formulierten Prozesse und Ziele 

genutzt würden, um Innovationen anzustoßen und 

die ingenieurwissenschaftliche Kapazität Deutschlands 

zu stärken, dann wäre viel erreicht. Dies kann aber 

unmöglich auf Kosten eines sicheren, zuverlässigen 

Systembetriebs geschehen. Dem entgegen stehen 

auch Verpflichtungen Deutschlands auf europäischer 

Ebene 12 , auf die hier aber nicht weiter eingegangen 

werden soll. 

Hierfür ist aber Realitätssinn bei der Umsetzung, 

bei der Beurteilung von Zeitplänen und insbesondere 

der Risikobewertung notwendig. Die Physik hat kein 

Parteibuch. Forschungs- und Entwicklungsprozesse 

lassen sich, auch mit Geld, nicht beliebig beschleunigen. 

Der denkbar größte Schaden, der sich dem Ziel 

des Umstiegs auf emissionsarme Energieerzeuger 

zufügen ließe, wäre ein Blackout, ein unplanbarer, 

unzuverlässiger Systembetrieb oder aber reale Schäden 

an Leib und Leben. 

Und an dieser zentralen Stelle wird die Roadmap 

Systemstabilität den anstehenden Aufgaben nicht 

gerecht. 

Zusammenfassung 

Mit der Roadmap Systemstabilität liegt erstmals ein 

offizielles Papier vor, das die Anforderungen beim 

Umstieg von Synchronmaschinen auf Leistungselektronik 

beschreibt. Dies geschieht auf Grundlage der 

Annahme eines zu 100 % auf Erneuerbaren Energien 

basierenden Energiesystems. Technisch liefert das 

Papier eine solide Grundlage und beschreibt Entwicklungsprozesse, 

die für einen stabilen Netzbetrieb 

mit leistungselektronischen Anlagen notwendig sind. 

Während die Aufgaben und Herausforderungen gut 

beschrieben werden, weist die Roadmap aber auch 

eklatante Schwächen auf: Die formulierten Zeitpläne 

sind vollkommen unrealistisch, die Risikobewertung ist 

strukturell wie fachlich in kritischem Maße unzureichend 

und der Komplexität des Gesamtprozesses 

wird kaum Rechnung getragen. Insbesondere die 

Anforderungen an die Regelung und Netzintegration 

leistungselektronischer Anlagen wird nicht seriös auf 

Basis des heutigen Ist-Zustands und der Betriebsrealität 

von über 800 Netzbetreibern in Deutschland diskutiert. 

Zwar werden Ziele und Aufgabenpakete benannt, bei 

der Behandlung des hieraus abzuleitende Arbeitsumfangs 

bleibt das Papier jedoch unterkomplex und 

eindimen sional. Auch vernachlässigt die Roadmap die 

Herausforderungen, die der Mangel an Fachkräften, die 

Anforderungen an die Cyber-Security und der notwendige 

Ausbau der Netzinfrastruktur mit sich bringen. 

Es ist evident, dass der vorgegebene Zeitrahmen unter 

politischem Druck festgelegt wurde, obwohl die technische 

Machbarkeit deutlich längere Zeit erfordert. In 

diesem Sinne könnte man die Zeitplanung zutreffend 

als unseriös bezeichnen. 

Der Umstieg auf eine emissionsarme Energieversorgung 

und die Stärkung des ingenieurwissenschaftlichen 

Knowhows in diesem Bereich ist zentral 

für den Wirtschaftsstandort Deutschland. Ein überstürzter 

Wandel, ohne der Dauer von Forschungs- und 

Ent wicklungsprozessen angemessen Rechnung zu 

tragen, könnte die Versorgungssicherheit in Deutschland 

ernsthaft gefährden und so das Ziel einer stabilen, 

emissionsarmen Energieversorgung konterkarieren. 

Der Übergang zu einem von Leistungselektronik 

dominierten, dezentral aufgebauten Energiesystem, 

bringt nicht nur technische und physikalische Herausforderungen 

mit sich, sondern erfordert auch 

einen tiefgreifenden Wandel in der Zusammenarbeit 

zwischen Netzbetreibern, Regulierungsbehörden und 

der Industrie. Hierzu werden zahlreiche Ansätze und 

Vorschläge zur strukturellen Umsetzung und zur 

Priorisierung technischer Lösungen aufgezeigt, etwa 

die Schaffung klarer Standards für die Regelung und 

Zertifizierung von leistungselektronischen Anlagen 

sowie die Notwendigkeit einer verbesserten digitalen 

Netzüberwachung und IT-Infrastruktur, um sowohl 

die Versorgungssicherheit als auch den Transformationsprozess 

zu unterstützen. 

Quellen 

WELT zur BNetzA 

https://www.welt.de/wirtschaft/plus249179614/Verbot-der-Stilllegung- 

Bundesnetzagentur-ueberrascht-mit-Veto-gegen-Kohleausstieg. 

html#:~:text=Verbot%20der%20Stilllegung%20%E2%80%93%20 

Bundesnetzagentur%20%C3%BCberrascht%20mit%20Veto%20gegen%20 

Kohleausstieg,-Von%20Daniel%20Wetzel&text=Die%20Ampelkoalition%20 

wollte%20den%20Kohleausstieg,die%20vorzeitige%20Stilllegung%20von%20 

Kohlekraftwerken. 

Verpflichtungen Deutschlands im Rahmen der ENTSO-E 

1. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6- 

GZ/2013/BK6-13-200/Datenorg_10_bf.pdf?__blob=publicationFile&v=2 

2. https://www.entsoe.eu/network_codes/ 

Abgeregelte Offshore-Erzeugung 

https://background.tagesspiegel.de/energie-und-klima/briefing/ 

ein-viertel-der-offshore-erzeugung-zuletzt-abgeregelt 

Netzregelung 2.0 – Fraunhofer IEE 

https://publica.fraunhofer.de/bitstreams/e896f01e-5192-41d7-b8e0- 

4b8f075225c6/download#page=23 

Netzauslastung TransnetBW 

https://www.swr.de/swraktuell/baden-wuerttemberg/transnetbw-hohe-netzauslastung-stromsparen-100.html 

Harmonic Frequencies Decoupled Control Scheme 

https://ieeexplore.ieee.org/abstract/document/10564131 

Harmonic Sources Modelling 

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0378779623001232 

The grid-forming approach 

https://ietresearch.onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1049/gtd2.12430 

Grid-Following and Grid-Forming Control Schemes 

https://sciendo.com/article/10.2478/pead-2023-0001 

Harmonic Compensators 

https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2665917423003458 

12 Quellenverweis: Verpflichtungen Deutschlands im Rahmen der ENTSO-E 

Vol. 69 (2024)

24 

 


Impressum 

All-Electronics zur IFO-Umfrage 

https://www.all-electronics.de/karriere-co/ingenieurwesen-am-meisten-vomfachkraeftemangel-betroffen-50-152.html 

BNetzA Stellungnahme BK6-23-010 

https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2023/ 

BK6-23-010/BK6-23-010_verfahrenser%C3%B6ffnung.html 

VDE zur Inselnetzerkennung 2016 

https://www.vde.com/resource/blob/1571130/ 

5acd66d2c959464d847ea788d52b734f/vde-fnn-studie-inselnetzerkennungkurz-gefasst-data.pdf 

Offizielle Mitgliederzeitschrift 

der Kerntechnischen Gesellschaft e. V. (KTG) 

Verlag 

INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft mbH 

Berliner Straße 88A, 13467 Berlin 

www.nucmag.com 

@atw_Journal 

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

Geschäftsführer 

Dr. Thomas Behringer 

Chefredakteur 


+49 172 2379184 

nicolas.wendler@nucmag.com 

Redakteurin 

Nicole Koch 

+49 163 7772797 

nicole.koch@nucmag.com 

Autor 

Daniel Bleich 

Daniel Bleich, M. Sc., geboren 1987 in Duisburg, studierte 

an der TU Dortmund sowie an der Hochschule 

RuhrWest und ist Ingenieur für Energiesysteme. 

Er beschäftigt sich mit Netzstabilität und Systemtheorie 

sowie mit dem dynamischen, linearen und 

nicht-linearen Verhalten elektrotechnischer Anlagen. 

Besonders interessiert er sich für Phänomene und 

Wechselwirkungen in leistungselektronisch dominierter 

Netze, deren Simulation, digitale Nachbildung 

und Modellierung. 

Nach verschiedenen beruflichen Stationen im leitenden Projektmanagement 

ist Daniel Bleich seit 2021 als Referent für Netz- und Systemsimulation mitverantwortlich 

für die elektrotechnische Systemtechnik und Netzstabilität eines 

großen deutschen Netzbetreibers. 

Daneben berät er freiberuflich Unternehmen (www.ib-bleich.de) bei Fragen 

der Energieversorgung, Resilienz, Integration von Energieerzeugern, der 

technischen Betriebsführung sowie der Versorgungsplanung. Weiterhin ist er 

als Dozent und Autor von Fachartikeln tätig. 

Anzeigen und Abonnements 

info@nucmag.com 

Layout 

zi.zero Kommunikation 

Berlin 

Druckerei 

inpuncto:asmuth 

druck + medien gmbh 

Buschstraße 81, 53113 Bonn 

Preisliste 

Gültig seit 1. Januar 2021 

Erscheinungsweise 6 x im Jahr (alle 2 Monate) 

DE: 

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

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

Alle EU-Mitgliedsstaaten ohne USt-IdNr.: 

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

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

EU-Mitgliedsstaaten mit USt-IdNr. und alle weiteren Länder: 

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

Jahresabonnement (ohne USt., exkl. Versand) 171.50 € 

Copyright 

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

copyright. Any use made thereof outside the Copyright Act without the 

consent of the publisher, INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesell schaft 

mbH, is prohibited. This applies to repro duc tions, translations, microfilming 

and the input and incorpo ration into electronic systems. The 

individual author is held responsible for the contents of the respective 

paper. Please address letters and manuscripts only to the Editorial Staff 

and not to individual persons of the association‘s staff. We do not assume 

any responsibility for unrequested contributions. 

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

ISSN 1431-5254 (Print) | eISSN 2940-6668 (Online) 



25 

Minenfeld Strommarktdesign 

der Zukunft – die energiepolitische 

Schussfahrt in den Abgrund 

› Ulrich Begemann, Christof von Branconi, Robert Koch, Bernhard Leidinger, Herbert Saurugg 

Vorbemerkung 

Der deutsche Strommarkt der Zukunft muss folgende 

Anforderungen erfüllen: 

1. Die Sicherstellung international wettbewerbsfähiger 

Strompreise in einem langfristig klimaneutralen 

Energiesystem. Dabei ist Klimaneutralität 

grundsätzlich nur global erreichbar. 

2. Die Stromversorgung muss effizient, kostengünstig, 

wirtschaftlich kalkulierbar, nachhaltig und vor 

allem zuverlässig verfügbar sein. Sie ist von fundamentaler 

Bedeutung für unsere gesamte Volkswirtschaft 

und ein zentraler Bestandteil der wirtschaftlichen 

Infrastruktur unseres Landes. 

3. Der Strommarkt bildet weiterhin die Grundlage für 

Produktivitätssteigerung, Wertschöpfung, Wohlstandsniveau 

und eine langfristige wirtschaftliche 

und gesellschaftliche Stabilität. 

Nach Ansicht der Autoren erfüllt das vom Bundesministerium 

für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) 

am 2. August 2024 vorgestellte Optionenpapier „Strommarktdesign 

der Zukunft“ diese Anforderungen nicht 

oder nur unzulänglich. Die vom BMWK als bevorzugt 

dargestellten Optionen belasten die Stromkosten und 

gefährden die bisher gewohnte Versorgungssicherheit 

und -qualität. 

Grundlagen 

Dem vorgestellten Optionenpapier ging eine 18-monatige 

Arbeitsperiode voraus, in der die Plattform 

Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) ein neues Strommarktdesign 

entwickeln sollte, das vollständig auf 

erneuerbaren Energien basiert und Deutschland bis 

2045 zu einer klimaneutralen Stromversorgung führt. 

Die Arbeit wurde vom BMWK koordiniert, unterstützt 

durch die Deutsche Energie-Agentur und zahlreiche 

Institute und Verbände. 

Vorbemerkung 

Grundsätzlich ist unsere Kommentierung getragen 

von dem Gedanken, auch in Zukunft international 

wett bewerbsfähige Strompreise in einem langfristig 

klimaneutralen Energiesystem zu erreichen. Dies unter 

besonderer Berücksichtigung, dass Klimaneutralität 

nur global erreichbar ist. 

Zunächst einmal sind wir irritiert über die in dem 

Entwurf des BMWK stellenweise verwendete Sprache. 

Dies sei vorab an zwei Beispielen illustriert 1 : 

„Wir gehen von einem System mit relativ inflexibler Nachfrage 

und ihr nachfolgender Stromerzeugung über in ein 

System, in dem die günstige und variable Stromerzeugung 

aus Wind und PV zur zentralen Säule und zum Volumenbringer 

im dekarbonisierten Stromsystem werden. Die 

damit einhergehenden Veränderungen sind ein Paradigmenwechsel 

und die Anforderungen an das Stromsystem 

der Zukunft verändern sich dadurch grundlegend.“ 

„Das Stromsystem geht von inflexibler Nachfrage und 

ihr nachfolgender Erzeugung über in ein System flexibler 

Nachfrage, die variabler Erzeugung folgt.“ 

Wir erlauben uns daran zu erinnern, dass eine 

effiziente, kostengünstige und nachhaltige Stromerzeugung 

verbunden mit weiterhin hoher Ver sorgungssicherheit 

von fundamentaler Bedeutung für unsere 

gesamte Volkswirtschaft ist. Sie ist ein zentraler Bestandteil 

der wirtschaftlichen Infrastruktur unseres 

Landes und beeinflusst die Wertschöpfung, das Wohlstandsniveau 

und die langfristige wirtschaftliche 

Stabilität entscheidend. Sie ist kein Spielplatz für 

politische Paradigmenwechsel, sondern muss im 

Wesentlichen der effizienten Anwendung von physikalischen 

Gesetzen und ökonomischen Prinzipien 

genügen und den Strom zu den Zeitpunkten zur 

Verfügung stellen, an denen die unterschiedlichen 

Verbraucher ihn benötigen. 

Wir weisen zu Anfang auch ausdrücklich auf die 

grundlegend kritischen Stellungnahmen zu dem eingeschlagenen 

Weg der Bundesregierung zum massiven 

Ausbau der volatilen Stromerzeugung mittels Windkraft- 

und PV-Anlagen hin, wie von McKinsey im Januar 

1 (alle BMWK-Zitate kursiv) 

Vol. 69 (2024)

26 

 


Abb. 1 

Das Potenzial von 

Wind- und Sonnenenergie 

in ausgewählten 

Ländern 

Quelle: McKinsey 

2024 (Zukunftspfad Stromversorgung, Perspektiven 

zur Erhöhung der Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit 

der Energiewende in Deutschland bis 

2035) und von Global Energy Solutions (Wie die 

deutsche Energiewende im Stromsektor bezahlbar 

wird, Juni 2024) aufgezeigt. Dabei ist aus unserer Sicht 

der entscheidende Fehler, die Wirtschaftlichkeit der 

volatilen Stromerzeugung ohne vollständige Berücksichtigung 

aller Systemkosten zu betrachten. 

Wesentlich ist, welche Anteile von wind- und solarbasierter 

Erzeugung in einem Land mit sehr begrenzten 

Sonne- und Windausbeuten maximal sinnvoll 

sind und wie in Kombination mit kostengünstiger 

low-carbon disponibler Erzeugung (z. B. fossile Kraftwerke 

mit Carbon Capture oder auch Kernkraft) ein 

wirtschaftliches und gleichzeitig klimaschonendes 

Optimum erreicht werden kann. 

Das vorgestellte Strommarktdesign versucht, die 

Folgen der einseitigen Fokussierung der zukünftigen 

Stromerzeugung auf Sonne und Wind für die jederzeitige 

Versorgungssicherheit in den Griff zu bekommen: 

es setzt an den Folgen dieser Ausrichtung an, 

anstatt die Ursachen und systemischen Notwendigkeiten 

zu berücksichtigen und daraus ein angepasstes 

Vorgehen und somit angepasste Ziele für den Ausbau 

von Sonne und Wind abzuleiten. In dem vorgelegten 

Strommarktdesign werden alle Erfordernisse eines 

insgesamt effizienten Stromsystems dem Primat einer 

Versorgung aus Sonne und Wind untergeordnet. 

Mit diesem Vorschlag löst sich die Bundesregierung 

weiter von dem einst dem Land parteiübergreifend 

gegebenen Versprechen, dass das Energiesystem 

der Zukunft versorgungssicher, umweltverträglich 

und vor allem auch bezahlbar sein soll – mit den 

ent sprechenden Folgen für unseren Wohlstand und 

den sozialen Frieden sowie die Handlungsfähigkeit, 

andere Länder bei der Erreichung der Klimaziele zu 

unterstützen. 

Die eigentlichen Ursachen sind die in Deutschland 

maximal erreichbaren Volllaststunden einer auf Sonne 

und Wind basierten Erzeugung sowie die damit täglich 

und saisonal einhergehende Volatilität. Sonne und 

Wind bieten für das Industrieland Deutschland mit 

seinem konstant hohen Strombedarf keine im Gesamtsystem 

(Erzeugung, Verteilung und Speicherung) 

kostenmäßig wettbewerbsfähige Lösung. 

Diese fehlende Einsicht zeigt sich in Sätzen wie: 

„Vielmehr erbringen Wind und PV die Hauptlast der 

Stromerzeugung zu sehr günstigen Erzeugungskosten, 

da sie keine Brennstoffkosten haben“. 

Das Narrativ der „Stromerzeugung ohne Rechnung“ aus 

PV- und Windanlagen ignoriert deren massive Folgekosten 

zur Sicherstellung von Netzstabilität, Verteilung, 

Speicherung und einer immer komplexer werdenden 

Steuerung. Eine bezahlbare Lösung für den saisonalen 

Ausgleich Sommer/Winter und längere Dunkelflauten 

ist nicht erkennbar. Je eher der eingeschlagene Weg 

verlassen wird, desto geringer werden die vermeidbaren 

volkswirtschaftlichen Folgekosten ausfallen. 

Dasselbe gilt für die folgende erstaunliche Aussage: 

„In einem dekarbonisierten Stromsystem besteht jedoch 

kein Bedarf an dieser Grundlast mehr. Vielmehr 

erbringen Wind und PV die Hauptlast der Stromerzeugung 

zu sehr günstigen Erzeugungskosten, da sie 

keine Brennstoffkosten haben.“ 



27 

Abb. 2 

Beispiel eines Tagesbedarfsverlaufs aus dem BMWK-Optionenpapier 

Diese irreführende und nicht begründbare Darstellung 

macht sprachlos. 

Unsere folgenden Kommentierungen zu den vier 

zentralen Handlungsfeldern des Strommarktdesigns 

im Optionenpapier sind geprägt von den Prinzipien 

Technologieoffenheit, „so viel Markt wie möglich, so 

wenig staatliche Vorgaben bzw. Steuerung wie möglich“ 

und dem Erreichen wettbewerbsfähiger Stromkosten 

im energiepolitischen Zieldreieck „Verfügbarkeit – Nachhaltigkeit 

– Kosten“. 

Bewertung durch Global Energy Solutions e.V. 

und die Initiative Zukunft Wirtschaft e.V. 

In dem vorgelegten Strommarktdesign werden alle 

Erfordernisse eines insgesamt effizienten Stromsystems 

dem Primat einer Versorgung primär aus 

Sonne und Wind untergeordnet. Aus unserer Sicht 

stellt die Fokussierung auf volatile Erneuerbare einen 

falschen Denkrahmen dar, der dem Strommarkt 

falsche „Leitplanken“ setzt, und zwangsläufig zu einem 

unwirtschaftlichen Gesamtergebnis führt. 

Zu den im BMWK-Strommarktdesign dargestellten 

vier Handlungsfeldern im Einzelnen: 

Handlungsfeld 1: Investitionsrahmen 

für Erneuerbare Energien 

Wir sprechen uns gegen die vom BMWK ausgeführten 

Überlegungen zur Weiterführung von Subventionen 

für neue PV- und Windanlagen aus. 

Das von der EU vorgelegte Strommarktdesign, das 

von einem „Energy-Only“-Ansatz ausgeht, sollte auch 

in Deutschland umgesetzt werden. Die vielfältigen 

Vorteile eines europäischen Strom- Verbunds liegen auf 

der Hand, sowohl mit Blick auf die Nutzung von 

Erneuerbaren als auch auf Preise und Versorgungssicherheit. 

Insofern sind insbesondere die Kapazitäten 

zum Stromtransport zwischen Deutschland und seinen 

Nachbarländern aus zubauen, aus unserer Sicht 

mindestens zu verdreifachen. Damit lassen sich Potenziale 

zur Absicherung der jederzeitigen Versorgung 

und zur Kostensenkung erschließen. 

Handlungsfeld 2: Investitionsrahmen 

für steuerbare Kapazitäten 

Es ist damit zu rechnen, dass Deutschland insgesamt 

steuerbare Kapazitäten in einer Größenordnung von 

etwa 70 GW bis 2035 benötigt (McKinsey Januar 2024); 

und langfristig möglicherweise bis zu etwa 130 GW, je 

nach Entwicklung der Spitzenlast (Prof. Markus Löffler, 

Westfälisches Energieinstitut). 

Abb. 3 

Stromerzeugung aus 

volatilen Erneuerbaren 

und Stromnachfrage in 

Deutschland 2022 

Quelle: Global Energy 

Solutions e.V. 

Vol. 69 (2024)

28 

 


Abb. 4 

Der Anteil von Solarund 

Windenergie an 

der Stromerzeugung 

in Deutschland 2024 

Quelle: Global 

Energy Solutions auf 

Basis öffentlich 

zugänglicher Daten 

Wie bei der „Entlassung der volatilen Erneuerbaren in 

den Markt“ sollte man aber auch an dieser Stelle einem 

marktwirtschaftlichen Ansatz vertrauen und die Option 

KMS (Kapazitätsabsicherungsmechanismus durch 

Spitzenpreishedging) wählen. Diese Option sieht eine 

verpflichtende Absicherung der Strom-Liefervereinbarungen 

gegen Preissprünge vor. Nicht ohne Grund 

ist dies der Weg, den die neue EU-Strommarktrichtlinie 

vorsieht. 

Wie schon von DIHK, EEX, BNE und Connect Energy 

Economics oder auch von „Die Familienunternehmer“ 

und IZW ausgeführt, erfüllt die Option KMS die 

Anforderungen an eine effiziente Darstellung steuerbarer 

Kapazitäten am besten. 

Um den privaten Investoren in neue disponible 

Kapazitäten eine möglichst breite Technologieauswahl 

incl. der Option CCS zu ermöglichen, sollten auch mit 

höchster Priorität die rechtlichen und regulatorischen 

Voraussetzungen für die umfängliche Nutzung von 

CCS in Deutschland geschaffen werden – im Einklang 

mit der europäischen CCS-Strategie und in enger 

Abstimmung mit den benachbarten EU-Ländern. 

Die vom BMWK präferierte Option „Kombinierter 

zentraler und dezentraler Kapazitätsmarkt“ wurde 

von Frontier Economics als zu komplex, mit zu vielen 

offenen Fragen behaftet und dadurch nicht bis 2028 

einführbar charakterisiert (Studie vom 27.8.2024). 

Handlungsfeld 3: Lokale Signale 

Damit die aufgeführten Ideen für lokale Signale 

wirtschaftlich Sinn ergeben, müssten die zeitlich/ 

regional differenzierten Netzentgelte, die regionale 

Steuerung in Förderprogrammen und die Incentivierung 

flexibler Lasten im Engpassmanagement so 

konzipiert sein, dass der Finanzierungsbedarf für den 

Ausbau der Über tragungs- und Verteilnetze deutlich 

sinkt. 

Das Konzept von „Energiezellen“ (ein regionaler 

physikalischer Ausgleich in Echtzeit, nicht nur ein 

kommerzieller abrechnungstechnischer) sollte aufgegriffen 

werden. 

Der Grundgedanke, Netzentgelte zukünftig nicht nur 

ausspeiseseitig, sondern auch einspeiseseitig zu 

erheben, birgt sicherlich strategisches Potenzial. Allerdings 

sollten die aktuell bevorzugt einspeisenden 

volatilen Erzeuger Sonne und Wind auf diese Weise 

nicht erneut bevorzugt werden. Einfach steuerbare 

Einspeisung sollte durch ein neues Marktdesign 

deutlich profitieren. 

Eine Neukonfiguration der bisher einheitlichen Gebotszone 

in Deutschland halten wir, wie auch im Entwurf 

dargelegt, für ein politisch falsches Signal und lehnen 

es daher ab. 

Handlungsfeld 4: Nachfrageseitige 

Flexibilisierungspotenziale heben 

Ohne Zweifel wächst die volatile Erzeugung um ein 

Vielfaches zu schnell, als dass sie auf der Ver brauchsseite 

in einem effizienten Umfang genutzt werden könnte. 

Dies leistet einen weiteren Beitrag zur Verteuerung 

eines ohnehin überteuerten Strom systems. 

Wir stehen einer zusätzlichen Einführung von 

dynamischen Tarifmodellen grundsätzlich offen gegenüber. 

Dabei ist es uns wichtig, dass der Kunde 

(Industrie-/Gewerbekunde oder Haushalt) weiter ohne 

Benachteiligung gegenüber seiner bisherigen Situation 

ein Tarifangebot mit festem Strompreis wählen kann. 

Denn viele Stromverbraucher können aus eigener 

Kraft keine Absicherung gegen extreme Strompreisschwankungen 

schaffen. 

Der gerade von der BNetzA vorgestellte Vorschlag, 

Abnehmer größerer Strommengen stärker zu be lasten, 

angeblich um „einen heutigen Fehlanreiz“ zu beseitigen, 

geht an der betrieblichen Realität vieler industrieller 

Stromabnehmer völlig vorbei: Maschinen und Anlagen 

in der Produktion laufen kontinuierlich, sie benötigen 

eine gleichmäßige, kontinuierliche und kostengünstige 

Stromversorgung. 

Für die Industrie und das Gewerbe ist die langfristige 

Planbarkeit der Energieversorgung im zeitlichen und 

wirtschaftlichen Sinn essenziell. Eine wetterabhängige 

Ausrichtung der Produktivität und Arbeitsleistung ist 

nicht zielführend und letztlich wettbewerbs schädigend. 

Wenn es Anreize zur Nutzung von Flexibilitäten gibt 

und diese Flexibilitäten auch vorhanden sind, werden 

diese auch genutzt werden. 



29 

Fazit 

Deutschland hat heute bereits die höchsten Stromkosten 

für ein Industrieland in Europa. Die Konsequenz 

der BMWK-Strategie der einseitigen Bevorzugung 

volatiler Stromerzeugung führt zu einer weiteren Verteuerung 

und nicht zu einer (Wieder-) Annäherung an 

international wettbewerbsfähige Strompreise. 

Die bereits laufende deutsche Deindustrialisierung 

wird damit weiter beschleunigt, anstatt eingedämmt. 

Insbesondere die in einigen Ausprägungen des BMWK- 

Strommarktdesigns notwendigen neuen Umlagen 

(„Kapazitäts-Marktumlage“, „Umlage für nicht gezahlte 

Netzentgelte“ (wegen lokaler Absenkung der Netzentgelte)) 

zeigen die wachsenden Probleme der einseitigen 

Fokussierung auf eine volatile Erzeugung. 

Statt immer neue planwirtschaftliche und kleinteilige 

Steuerungsinstrumente einzuführen, ist zwingend eine 

Grundsatzkorrektur erforderlich: Bei neuen Wind- und 

PV-Projekten ab 2027 sollte es grundsätzlich keine 

Förderung und keinen Einspeisevorrang mehr geben. 

Das würde den Ausbau von sonne- und windbasierter 

Erzeugung wieder auf die Investitionen in die ertragreichen 

Standorte inkl. Re-powering fokussieren. 

Steuerbare Kapazitäten sollten über die Verpflichtung 

zum Spitzenpreishedging incentiviert werden. 

Eine effektive Strategie zum Erreichen der Klimaziele 

in Deutschland muss auch wettbewerbsfähige 

Standortbedingungen für mittelständische und große 

Unternehmen gewährleisten. Denn ohne den großen 

Wertschöpfungsbeitrag der energieintensiven Unternehmen 

in Deutschland kann auch die notwendige 

Transformation im Globalen Süden nicht ausreichend 

finanziell und ressourcenmäßig unterstützt werden, 

was aber zur Bewältigung der Folgen der Klimakrise 

und auch zur Erreichung der globalen Klimaziele 

zwingend notwendig erscheint. Deutschland würde 

damit seinen Wohlstand und sozialen Frieden unnötig 

gefährden, ohne tatsächlich einen nennenswerten 

Beitrag zur Lösung der globalen Klimakrise zu leisten. 

Autoren 

Ulrich.Begemann@ 

global-energy-solutions.org 

Ulrich Begemann 

Global Energy Solutions e.V. (GES) 

Ulrich Begemann ist Dipl.-Ing. Maschinenbau (KIT) 

mit BWL-Zusatzstudium (Fernuniversität Hagen und 

Business School INSEAD). Er verfügt über 30 Jahre 

Berufserfahrung in industriellen Führungsfunktionen. 

Schwerpunkte der Tätigkeiten waren Entwicklung, 

Konstruktion, Vertrieb, Fertigung und 

Strategie. Seit über zehn Jahren beschäftigt er sich 

unter anderem intensiv mit den technischen Möglichkeiten 

und wirtschaftlichen Aspekten der Defossilisierung 

in Deutschland, Europa und der Welt. Ulrich 

Begemann unterstützt Global Energy Solutions seit 

August 2022. 

Christof.Branconi@ 

global-energy-solutions.org 

robert.koch@online.de 

Christof von Branconi 

Global Energy Solutions e.V. (GES) 

Christof von Branconi studierte Chemieingenieurwesen 

an der TH Karlsruhe und erwarb einen MBA beim 

INSEAD. Er begann seine Karriere bei der Unternehmensberatung 

Arthur D. Little, bevor er zur Lurgi- 

Gruppe (heute Air Liquide E&C) wechselte und dort in 

Geschäftsführungs- und Vorstandsverantwortung tätig 

war. Zudem war er einige Jahre für das Energiegeschäft 

des Motorenherstellers MTU Friedrichshafen 

verantwortlich. Nach der Zeit in großen Unternehmen 

hat er öffentliche und private Auftraggeber bei der 

Realisierung großer Investitionsgüterprojekte unterstützt. 

Seit 2020 ist er Vorsitzender des Vorstands von 

Global Energy Solutions e.V. 

Dr. Robert Koch 

Initiative Zukunft Wirtschaft e.V. (IZW) 

Dr. Robert Koch studierte Physik an der Johann-Wolfgang-Goethe-Universität 

in Frankfurt am Main und 

promovierte dort 1991 mit Schwerpunkt Atom- und 

Kernphysik. 

Beruflicher Schwerpunkt waren 31 Jahre lang Brennelemente 

für Kernkraftwerke und dazugehörige 

Servicedienstleistungen; von der Auslegung, Design, 

Entwicklung, Lieferung über Projektmanagement 

und Vertrieb. Bis Juli 2024 arbeitete er in leitender 

Funktion bei Framatome GmbH in Erlangen und ist 

seitdem im Ruhestand. 

Bernhard Leidinger 


Bernhard Leidinger studierte von 1975 bis 1980 

Reaktortechnik an der RWTH-Aachen, promovierte 

als Externer 1985 an der Universität Karlsruhe und 

wurde 1992 von Henning Scherf zum Honorarprofessor 

an der Hochschule Bremen ernannt, wo er 

damals nebenberuflich Mathematik, Strömungstechnik 

und Thermodynamik lehrte. 

Von 1980 bis 1982 entwickelte er Lager für abgebrannte 

Brennelemente bei Siemens/KWU. Von 1982 

Bernhard.Leidinger@ 

Leidinger.technology 

bis 1986 war er bei RWE Projektleiter im Rahmen der 

Entschwefelung der Braunkohlenkraftwerke. Von 

1986 bis 1993 war er bei EADS Projektleiter für die 

Entwicklung von Raumfahrtsystemen und hat bei 

ARIANE 5 sowie SPACELAB und HERMES mitgewirkt. Von 1993 bis 2003 war er 

Geschäftsführer der J&H Risk Management Consultants GmbH und beriet 

Betreiber von Großkraftwerken, die nukleare oder fossile Brennstoffe einsetzten. 

Seit 2000 ist er Unternehmensberater und vereidigter technischer 

Sachverständiger – bis 2009 bei Droege & Comp., bis 2020 bei plenum und 

heute bei leidinger.technology. 

Seine Beratungsthemen umfassen Aufgaben der Energiewende: Solarthermie, 

Geothermie, industrielle Abwärme für Stadtwerke und Industrieunternehmen, 

sowie Rückbau von Kernkraftwerken. 

kontakt@saurugg.net 

Herbert Saurugg 


Internationaler Blackout- und 

Krisenvorsorgeexperte 

Herbert Saurugg, MSc, ist ein international anerkannter 

Experte für Blackout- und Krisenvorsorge sowie 

der Präsident der Gesellschaft für Krisenvorsorge 

(www.gfkv.org). Der ehemalige Berufsoffizier widmet 

sich seit 2011 intensiv der steigenden Komplexität 

und Verwundbarkeit unserer Gesellschaft, mit 

besonderem Fokus auf das europäische Stromversorgungssystem 

und mögliche überregionale Strom-, 

Infrastruktur- und Versorgungsausfälle („Blackout“). 

Als Autor zahlreicher Fachpublikationen betreibt er 

einen umfangreichen Fachblog (www.saurugg.net) 

mit fundierten Hintergrundinformationen und praktischen 

Hilfestellungen. 

Vol. 69 (2024)

30 

 


Normung: wirtschaftliche Bedeutung, 

Normungsprozess und aktuelle Entwicklungen 

in der kerntechnischen Normung 

› Janine Winkler 

Was ist Normung? 

Die Welt um uns verändert sich rasant, hierbei ist in 

jeder Situation Fortschritt und Sicherheit wichtig, 

egal ob am Arbeitsplatz oder in der Freizeit. Dies kann 

durch die Erarbeitung und Anwendung von nationalen, 

europäischen und internationalen Normen 

unterstützt werden. Normen sind für die Gesellschaft 

von hoher Bedeutung, da sie Orientierung, Sicherheit 

und Klarheit geben. 

Normen stellen Wissen in Form von Regeln und Leitlinien 

zur Verfügung, die für jeden zugänglich sind. 

Sie helfen dabei, dass sich Menschen weltweit besser 

verstehen, schneller reagieren und ent sprechend 

agieren können. 

Die Normung ist ein Prozess, bei dem materielle und 

immaterielle Gegenstände zum Nutzen der Allgemeinheit 

im Konsens vereinheitlicht werden. Das bedeutet, 

dass alle am Thema interessierten Kreise planmäßig 

und gemeinschaftlich am Prozess mitwirken, die 

Öffentlichkeit einbezogen wird und folglich eine 

möglichst hohe Akzeptanz der Ergebnisse vorliegt. 

Warum ist Normung wichtig? 

Häufig wird von den Vorteilen der Normung profitiert, 

ohne es zu bemerken. Sie beeinflusst das Wirtschaftswachstum 

vieler Länder stärker als Patente und 

Lizenzen. In Deutschland stellen Normen beispielsweise 

mit einem Wert von rund 17 Milliarden Euro pro 

Jahr eine starke betriebs- und volkswirtschaftliche 

Stütze dar, was die Bedeutung von Normen noch 

einmal weiter unterstreicht. 

Benötigen die Anwendenden einen Nachweis über 

die Einhaltung bestimmter Normen oder über ihre 

Einhaltung, so stellen Zertifikate, d. h. Konformitätsbestätigungen, 

ein wichtiges Verfahren dafür dar. 

Eine Norm ist aufgrund ihrer Beschaffenheit in der 

Lage, fairen Handel, Verständnis und reibungslose 

Abb. 1 

Vorteile für die Unternehmen und die Mitarbeiter in den Normungsgremien 



31 

Abb. 2 

Normungsprozess 

Prozesse zu implementieren und mehr Produktivität 

und Kosteneffizienz zu schaffen. Produkte, Dienstleistungen 

und wirtschaftliche Abläufe werden 

strukturiert und optimiert, sodass sie lückenlos ineinandergreifen, 

schnell entwickelt und dem Markt zugänglich 

gemacht werden können. Diese Vorteile 

werden durch den bedeutenden Faktor erweitert, dass 

Normen über Ländergrenzen hinweg international 

wirken und Akzeptanz finden, was einen weltweiten 

barrierefreien Handel ermöglicht und so das Wirtschaftswachstum 

fördert. 

Die Kenntnis entsprechender Normen sowie deren 

richtiger Einsatz ist unter den heutigen Marktbedingungen 

für jedes Unternehmen ein nicht zu 

unterschätzender wirtschaftlicher Faktor. Normen 

stehen außerdem unter rechtlichen Aspekten für mehr 

Sicherheit – Hersteller erreichen bei Anwendung und 

Einhaltung von Normen ein hohes Maß an rechtlicher 

Absicherung. 

Derzeit bringen bereits rund 37.500 Expertinnen und 

Experten ihre Fachkompetenz und Erfahrung in die 

Normung ein. Das freiwillige System der Normung lebt 

vom Einsatz der Mitwirkenden. 

Wie entsteht eine Norm? 

Zunächst wird eine Idee für eine neue Norm oder 

eine Überarbeitung im Arbeitsausschuss vorgestellt 

und diskutiert. Dazu ist u. U. nur eine Anfrage an 

DIN erforderlich, welche auch online über https:// 

www.din.de/de/mitwirken/normungsantrag gestellt 

werden kann, danach erfolgt eine Gasteinladung. Wird 

der Vorschlag angenommen, wird auf regelmäßigen 

Sitzungen (in Präsenz, aber auch online) zusammen an 

den Texten gearbeitet. Sowohl erfahrene DIN-Experten 

und Expertinnen als auch Neulinge können ihre 

Vorschläge gleichberechtigt zur Diskussion stellen. Im 

Anschluss wird im Konsens über die Texte entschieden. 

Anschließend erscheint ein öffentlich verfügbarer 

Entwurf, zu dem von jedem Einspruch erhoben 

werden und der online über https://www.din.de/de/ 

mitwirken/entwuerfe kommentiert werden kann. Der 

Arbeitsausschuss berät zusammen mit den Einsprechenden 

die Kommentare und erarbeitet im Konsens 

letztendlich den Normtext. Spätestens alle fünf 

Jahre werden die Normen auf Aktualität überprüft. 

Bei der Normung in der Kerntechnik spielt die Einordnung 

in das nationale Regelwerk von Gesetzgebung, 

Verordnungen, Leitlinien etc. eine zusätzliche Rolle. 

Normen im Bereich der Kerntechnik werden durch 

die Nennung in diesen Dokumenten (z. B. im KTA- 

Regelwerk) deutlich verbindlicher als andere Normen. 

In der Abbildung 4 sind die Zusammen hänge dargestellt. 

Im Fachbereich Kerntechnik im Normenausschuss 

Materialprüfung (NMP) wird innerhalb von neun 

Arbeitsausschüssen (siehe Abbildung 3) die Normung 

vorgenommen. Ein Fachbeirat koordiniert die Arbeiten 

untereinander und legt die Schwerpunkte des 

Fachbereichs fest. Weiterhin werden die Arbeiten 

der europäischen/internationalen Normungsorganisationen 

CEN (CEN/TC 430) und ISO (ISO/TC 85) gespiegelt. 

2018 wurde auf Wunsch und mit Finanzierung 

des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, 

nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) 

das Sekretariat des ISO/TC 85/SC 6 „Reactor Technology“ 

übernommen (Stichwort: Wissenserhalt und Transfer). 

Dort wurde u. a. die Reihe KTA 2201 „Auslegung von 

Kernkraftwerken gegen seismische Einwirkungen“ aus 

dem übergeordneten KTA-Regelwerk eingebracht und 

als ISO 4917 übernommen. 

Die beteiligten Experten und Expertinnen im Fachbereich 

7 kommen derzeit von den EVU, Hersteller, 

Forschungszentren, Behörden, Gutachter, Zwischenlagerbetreiber, 

Medizinproduktebereich, etc. 

Vol. 69 (2024)

32 

 


Normenausschuss Materialprüfung (NMP) 

Fachbereich 7 – Kerntechnik und Strahlenschutz 

Weitere Fachbereiche 

Fachbereichsbeirat 

NA 062-07-41 AA 

„Sicherheit von Transport- und Lagerbehälter 

für radioaktive Stoffe“ 

NA 062-07-43 AA 

„Bauteile aus Beton, Stahlbeton, Spannbeton und Stahl 

in kerntechnischen Einrichtungen und Einrichtungen 

der nuklearen Entsorgung“ 

NA 062-07-46 AA 

„Reststofffragen“ 

NA 062-07-49 AA 

„Qualitätsmanagement in der Kerntechnik“ 

NA 062-07-54 AA 

„Kritikalitätssicherheit und Zerfallsleistung“ 

NA 062-07-55 AA 

„Hilfssysteme und Betriebsüberwachung 

in kerntechnischen Anlagen“ 

NA 062-07-56 AA 

„Materialien, mechanische Komponenten 

und Zerstörungsfreie Prüfung in der Kerntechnik“ 

NA 062-07-62 AA 

„Strahlenschutzvorrichtungen“ 

NA 062-07-63 AA 

„Radionuklidlaboratorien“ 

Abb. 3 

Fachbereich Kerntechnik 

und Strahlenschutz 

im Normenausschuss 

Materialprüfung (NMP) 

Was passiert aktuell in der Normung 

zur Kerntechnik und Strahlenschutz? 

Nach dem Abschalten der letzten deutschen Kernkraftwerke 

ist auch das bisher bestehende Regelwerk 

mit dem Zusammenspiel Gesetz – Verordnung – Regelwerke 

des Staates – DIN-Normen im Umbruch. Was 

für die Zukunft in Deutschland noch benötigt wird, 

wird neu geordnet. Dabei wird es auf mehrere 

neue Regelwerke hinauslaufen, die den Rückbau, die 

Lagerung und den Weiterbetrieb von Forschungsreaktoren 

regeln. Die neuen Regelwerke werden 

dabei nicht mehr im Kerntechnischen Ausschuss 

Abb. 4 

„Pyramide“ – Normen in der Rechtsordnung 



33 

Abb. 5 

ITER (englisch für International Thermonuclear Experimental Reactor) 

(KTA) erarbeitet, sondern in vom BMUV eingesetzten 

Arbeitsgruppen, wobei die Verabschiedung im 

Länderausschusses für Atomkernenergie (LAA) erfolgt. 

Was sich nicht ändern wird, ist die Zusammenarbeit 

zwischen DIN und der öffentlichen Hand 

mit dem Ziel eines konsistenten kerntechnischen 

Regelwerks. Durch DIN wird weiterhin sichergestellt, 

dass der Stand von Wissenschaft und 

Technik aus der internationalen Normung ebenfalls 

berücksichtigt wird und der Austausch weiterhin 

stattfindet. 

Unabhängig davon findet in den DIN-Arbeitsausschüssen 

zur Kerntechnik derzeit die Prüfung statt, 

ob die Normen, die nicht mehr für den bisherigen 

Anwendungsbereich benötigt werden, nicht andere 

Einsatzgebiete haben. So sind einige Normen zwar 

explizit für den Betrieb von Kernreaktoren ge schrieben, 

sind aber auch für Forschungsreaktoren oder in 

sonstigen kerntechnischen Anlagen (wie z. B. Entsorgungsbetriebe 

oder Forschungslabore) in der 

Anwendung. Daher werden nun die nächsten Jahre 

dafür genutzt, diese Änderungen der Anwendungsbereiche 

vorzunehmen oder die Normen ggf. zurückzuziehen. 

Mit dem Erreichen des Etappenziels der 

Brennstofffreiheit der Kernkraftwerke 2027 wird noch 

einmal eine ganzheitliche Betrachtung stattfinden, 

denn dann werden weitere Sicherheitsvorkehrungen 

und Anforderungen obsolet. 

Des Weiteren finden neue Themen nach wie vor 

ihren Weg in die Normung, wie Robotik, Rückbau von 

Laboren, Technisches Monitoring für kerntechnische 

Anlagen. Auch bei den Themen Lagerung und Transport 

gibt es seitens der deutschen Experten und 

Expertinnen erhöhten Bedarf an Regelungen, was 

allerdings nur im engen Austausch mit den Behörden 

und den Ministerien angegangen werden kann. 

Ein wichtiges Thema ist der Wissenserhalt und 

Transfer in der internationalen Normung, was in den 

vergangenen Jahren bereits mit der KTA 2201 zur 

Erd bebensicherheit (nach Fukushima ein nicht zu 

vernachlässigendes Thema) erfolgreich umgesetzt 

werden konnte und als ISO 4917 dieses Jahr erschienen 

ist. Eine weitere Idee ist derzeit die KTAs zu den 

Hebezeugen bei der ISO einzubringen. Damit wird 

vor allem der Punkt Transfer angesprochen und der 

internationale Markt für die Kerntechnik bedient. 

Unabhängig vom Ausstiegsbeschluss Deutschlands zur 

Kernenergie wird das Thema Fusion weiter vorangetrieben. 

Denn die Fusion könnte CO2-neutrale 

Energie in großem Umfang liefern und eine Schlüsselrolle 

bei der Bekämpfung des Klimawandels spielen. 

Die Zeitplanung wird laut Bundesministerium für 

Bildung und Forschung in drei Phasen ablaufen 

(https://www.bmbf.de/SharedDocs/Downloads/ 

de/2024/fusion2040_programm.html): 

I. Forschungs- und Entwicklungsphase: Diese Phase 

läuft bereits und ist bis in die erste Hälfte der 2030er 

Jahre vorgesehen 

II. Transferphase: Startet im Anschluss in der ersten 

Hälfte der 2030er Jahre und läuft dann bis Anfang 

der 2040er Jahre 

III. Betriebsphase: Startet ab den 2040er Jahren 

Vol. 69 (2024)

34 

 


Die Vorleistungen dazu werden bereits seit vielen 

Jahren erbracht und müssen jetzt durch entsprechende 

Regelungen, sowohl auf der rechtlichen Seite als auch 

auf der technischen Seite durch Normen vereinbart 

werden. 

Derzeit gibt es hierbei zwei Forschungsansätze mit 

der Magnetfusion und Trägheitsfusion (wobei bei 

letzterer vorranging in den USA geforscht wird). 

Deutschland gehört im Bereich der Magnetfusion 

zu den führenden Akteuren weltweit, wobei die 

bekanntesten Forschungseinrichtungen Wendelstein 

7-X in Greifswald (Reaktortyp: Stellarator) und ASDEX 

Upgrade in Garching (Reaktortyp: Tokamak) sein 

dürften. International ist neben der größten Initiative 

des ITER (International Thermonulear Experimental 

Reactor), welcher ein in Cadarache (Frankreich) in 

Bau befindlicher Forschungsfusionsreaktor ist, etliche 

Initiativen in China und den USA zu nennen. Dabei geht 

insbesondere China den Weg gleichzeitig mit der 

Entwicklung der Technik, diese auch in Normen 

und Standards festzuhalten. Hierzu sind bereits acht 

Normen im ISO/TC 85/SC 6 in Entwicklung und mehrere 

weitere Projekte in Aussicht. Das ISO/TC 85/SC 2 sowie 

das ISO/TC 85/SC 6 haben bereits je eine Norm 2024 

veröffentlicht. ISO 16646 soll nun als europäische Norm 

übernommen und damit auch als DIN EN ISO-Norm 

veröffentlicht werden. 

Vor diesem Hintergrund sichtet die Geschäftsstelle 

des NMPs derzeit die Normungslandschaft und die 

möglichen Akteure seitens Deutschlands mit dem Ziel 

ggf. einen Arbeitsausschuss zu gründen. 

Zu all diesen Themen werden weitere interessierte 

Experten und Expertinnen gesucht und die 

DIN-Arbeitsausschüsse freuen sich über fachkundige 

Unterstützung. 

Wie kann ich herausfinden, ob es Normen 

für meinen Bereich gibt? 

Für Mitwirkende in der Normung und für Normen- 

Anwendende kann es mühsam und eine Herausforderung 

sein, den Überblick über alle relevanten 

Normungsprojekte zu behalten. Daher gibt es hier zwei 

Lösungsangebote seitens DIN: 

1. Auf www.dinmedia.de sind 600.000 Dokumente 

(u. a. DIN-, DIN-EN-, DIN-EN-ISO-Normen sowie 

technische Bestimmungen zahlreicher deutscher 

und ausländischer Regelsetzer) kostenlos recherchierbar. 

2. Der Normungs-Monitor ist ein digitaler Service, 

der regelmäßig und unkompliziert über Normungsthemen 

auf dem Laufenden hält und seit 2024 

kostenlos zur Verfügung steht. Dabei handelt es sich 

um weit mehr als eine einfache Datenbank: Es 

können bis zu 30 Suchbegriffe festgelegt werden, 

die der Normungs-Monitor für die Anwenderinnen 

oder den Anwender „im Auge“ behält. Einmal im 

Monat verschickt das Tool eine E-Mail mit allen 

neuen Fundstellen zu den eingerichteten Suchbegriffen. 

Fragen wie „Gibt es ein aktuelles 

Normungsvorhaben?“ oder „Läuft eine Einspruchsfrist 

ab?“ werden so automatisch beantwortet. 

Und noch ein Tipp: Über die mobile Version von https:// 

www.dinmedia.de/de können Sie Ihre Dokumente per 

Normen-Scanner auf Aktualität prüfen. Dafür gehen 

Sie unter „Alle Suchbereiche“ zu „Aktualitätsprüfung 

Normen“, klicken auf das Normen-Scanner-Icon und 

scannen dann den Barcode ihrer Norm. 

ISO 4233:2023 

(Veröffentlichung) 

ISO 16646:2024 

(Veröffentlichung) 

ISO/DIS 18518 

(Entwurf) 

ISO/AWI 19991 

(Arbeitsdokument) 

ISO/NP 19696 

(Arbeitsdokument) 

ISO/PWI 19243 

(Projektidee) 

ISO/PWI 19326 

(Projektidee) 

ISO/PWI 19327 

(Projektidee) 

Reactor technology — Nuclear fusion reactors — Hot helium leak testing method 

for high temperature pressure-bearing components in nuclear fusion reactors 

Fusion installations — Criteria for the design and operation of confinement and 

ventilation systems of tritium fusion facilities and fusion fuel handling facilities 

Magnetic fusion facilities - Requirements for the safety systems raised by the application 

of the superconducting technology 

Reactor technology — Experimental magnetic confinement fusion reactor — Supersonic 

molecular beam injection fueling technique for nuclear fusion devices 

Reactor technology — Fusion reactors — Test methods for low temperature mechanical 

properties of electrical insulation materials of superconducting device 

Structural design criteria for in-vessel components of magnetic confinement fusion reactor 

via elastic analysis method 

Reactor technology — Fusion reactors — Design and assessment for remotely-handled 

components of magnetic confinement fusion reactor 

Reactor technology — Fusion reactors — design and assessment of remote maintenance 

system for divertor of magnetic confinement fusion reactor 



35 

Abb. 6 

Expertenbeteiligung bei DIN 

Wie kann ich mitmachen und mich einbringen? 

Als Experten und Expertinnen ist Ihr Fachwissen 

gefragt. Damit Sie Ihr Fachwissen in den Sie interessierenden 

Normungsvorhaben optimal zur Geltung 

bringen können, werden Sie dabei unterstützt von 

DIN-Mitarbeitenden. Unsere Aufgabe ist es, dafür zu 

sorgen, dass die wertvollen Ressourcen – Ihre Zeit–, die 

Sie der gemeinsamen Aufgabe der Normerstellung 

widmen, optimal zur Geltung kommen. Die Mitarbeiter 

von DIN unterstützen Sie daher beim 

Normungsverfahren zur Schaffung und Verbreitung 

von Normen und informieren und begleiten Sie bei im 

unmittel baren Umfeld der Normungstätigkeit (z. B. die 

be teiligten Normungsgremien) anstehenden Fragestellungen. 

An der Erstellung von Normen können sich alle 

interessierten Kreise beteiligen, beispielsweise Hersteller, 

Verbraucher, Handel, Hochschulen, Forschungsinstitute, 

Behörden oder Prüfinstitute. Diese entsenden 

ihre Experten und Expertinnen zu DIN. 

Interesse geweckt? Dann einfach bei din.de den 

Fachbereich 7 „Kerntechnik und Strahlenschutz“ auswählen 

und die genannten Ansprechpersonen per Mail 

kontaktieren. Alles Weitere übernehmen wir für Sie! 

Autorin 

Dipl. Ing. (FH) Janine Winkler 

Senior-Teamkoordinatorin 

in der Gruppe Werkstofftechnologie und Materialprüfung 

DIN e.V. 

janine.winkler@din.de 

Janine Winkler ist im DIN-Normenausschuss Materialprüfung 

(NMP) u. a. verantwortlich für den Fachbereich 

Kerntechnik und Strahlenschutz. Nach 

Ihrem Abschluss an der Fachhochschule Aachen als 

Dipl.-Ing (FH) Kerntechnik und nach ihrer Tätigkeit 

bei der Wissenschaftlich-Technische Ingenieurberatung 

GmbH (WTI) ist sie seit 2011 beim Deutschen 

Institut für Normung. Weiterhin ist sie als Committee 

Manager zuständig für das internationale Gremium 

ISO/TC 85/SC 6 „Reactor technology“. Janine Winkler 

ist sowohl stellvertretendes Mitglied beim KTA als 

auch in BMUV-Arbeitsgruppe Übergeordnete Fragestellungen 

zum KTA-Nachfolgeregelwerk des BMUV. 

https://www.din.de/de/mitwirken 

› Mitarbeit im Normenausschuss 

› Materialprüfung (NMP) 

› Nationale Gremien 

› Fachbereich 7: Kerntechnik und 

Strahlenschutz 

Vol. 69 (2024)

W hin? 

Endlagersuche - ein Wegweiser 

Eine Herausforderung 

für Generationen 

Im April 2023 ging das letzte deutsche Atomkraftwerk vom 

Netz. Damit gehören rund 60 Jahre Kernenergienutzung in 

Deutschland der Vergangenheit an. 

Die noch Hundert tausende von Jahren 

strahlenden hochradio aktiven Abfälle 

aber bleiben eine Herausforderung für 

die Gegen wart und Zukunft. Denn in 

Deutschland existiert noch kein Endlager 

für hochradio aktive Abfälle. 

Im Auftrag des Bundes sucht die 

Bundesgesellschaft für Endlagerung 

(BGE) deutschlandweit in einem 

wissenschafts basierten, transparenten, 

partizi pativen und lernenden 

Verfahren nach dem Standort mit 

der bestmöglichen Sicher heit. Dieses 

Standort auswahlverfahren sieht auch eine um fassende 

Be teiligung der Öffentlichkeit vor. 

Im Schutz der Erde 

Deutschlands hochradioaktiver Abfall, das sind etwa 10.100 

Tonnen Schwermetall aus abgebrannten Brennelementen aus 

den Kernkraft werken und rund 3.800 

Kokillen mit verglasten Abfällen aus der 

Wiederaufbereitung. 

Derzeit lagern die Abfälle deutschlandweit 

in 16 ober irdischen Zwischenlagern. 

Auch wenn sie zu den bestgesicherten 

Anlagen zählen, können sie für Hunderte 

noch folgende Generationen keine 

dauerhafte Lösung sein. Deutschland 

hat entschieden, seine radioaktiven 

Abfälle tief unter der Erde zu lagern. 

Das Verfahren zur Standortsuche 

ist im 2017 novellierten Standortauswahlgesetz 

(StandAG) festgelegt. 

Für die tiefen geo logische Lagerung kommen drei Wirtsgesteine 

in Frage: Salz-, Ton- und kristallines Gestein wie Granit. 

In drei Phasen zum Standort 

Die Suche nach dem Endlagerstandort 

durchläuft drei Phasen. Einen ersten 

Meilenstein hat die BGE mit Abschluss 

des Schrittes 1 der Phase I bereits 2020 

erreicht: Mehr als eine Million geologische 

Daten aus Bundes- und Landesbehörden 

wurden gesammelt und 

ausgewertet und im sogenannten Zwischenbericht 

Teilgebiete zusammengefasst. 

Der Bericht weist 90 Teilgebiete 

aus – sie umfassen 54 Prozent der 

Fläche Deutschlands. Diese Teilgebiete 

lassen auf Basis der vor handenen Da ten 

eine günstige geologische Gesamtsituation 

für die Endlagerung erwarten. 

2027 Vorschläge für geeignete Standort 

regionen. Diese Vorschläge legt sie 

ihrer Aufsichtsbehörde, dem Bundesamt 

für die Sicherheit der nuklearen 

Entsorgung (BASE), zur Prüfung vor. 

Das BASE spricht eine Empfehlung 

an das Bundesumwelt ministerium 

(BMUV) aus, das anschließend einen 

Gesetz entwurf 

ins Parlament 

einbringt. Die 

Entscheidung 

Zwischenberichte 

Teilgebiete 

2020 

über das weitere Vorgehen trifft dann 

der Bundestag. 

Übertägige 

Erkundung 

20xx 

Untertägige 

Erkundung 

20xx 

Standortregionen- 

Vorschlag 

2027 

Ausgehend von den 90 Teilgebieten 

ermittelt die BGE im aktuellen Schritt 2 

der Phase I bis voraussichtlich Ende

Die Standortregionen werden anschließend 

in Phase II übertägig erkundet. 

Die dabei gewonnenen Daten erlauben 

eine weitere Einengung der aussichtsreichsten 

Standorte, die schließlich in 

Phase III untertägig erkundet werden. 

Auch am Ende dieser Phasen entscheidet 

der Bundestag auf Basis der Vorschläge 

der BGE und der Empfehlungen 

des BASE. 

Von großer Bedeutung werden am Ende 

jeder Phase die gesetzlich vorgesehenen 

Beteiligungsformate für die breite 

Öffentlichkeit sein: die einberufenen 

Regionalkonferenzen, der Rat der Regionen 

sowie Stellungnahme-Verfahren 

und Erörterungstermine. Die Er gebnisse 

dieser Beteiligungsformate lässt das 

BASE in seine Empfehlungen für das 

weitere Vorgehen einfließen. 

So geht es jetzt weiter 

Auf dem Weg von den 90 Teilgebieten 

zu wenigen Standortregionen im derzeitigen 

Schritt 2 der Phase I schickt 

die BGE bis Ende 2027 alle Teilgebiete 

auf eine Art Hürdenlauf. Die Hürden 

bestehen aus Kriterien und Anforde rungen 

der sogenannten re präsentativen 

vorläufi gen Sicherheitsuntersuchungen 

(rvSU). Sie bestehen aus vier Prüf schritten, 

die von Schritt zu Schritt immer 

schwieriger zu bestehen sind. Dabei 

geht es um Fragen wie: Welches Gebiet 

erfüllt die Mindestanforderungen wie 

zum Beispiel die ausreichende Tiefe und 

Dicke des Gesteins ? Wo führen etwa 

Störungszonen zum Ausschluss vom 

weiteren Verfahren? 

Die Gebiete, die die erste Hürde nicht 

schaffen, ordnet die BGE in die Kategorie 

D (ungeeignet) ein. Gebiete, die 

weitere Hürden nicht nehmen, landen 

in der Kategorie C (geringe Eignung 

bis ungeeignet). Gebiete, die die 

Prüfschritte 1 bis 3 bestanden haben, 

lassen einen sicheren Einschluss der 

Prüfschritt 1 

Kategorie D 

ungeeignet 

hochradioaktiven Abfälle erwarten und 

werden mindestens in Kategorie B 

(gute Eignung) eingeordnet. 

Nur Gebiete, die alle vier Prüfschritte 

bestehen, landen in Kategorie A (beste 

Eignung) und können – nach weiteren 

Schritten – als Stand ortregionen vorgeschlagen 

werden. 

Damit die Arbeitsfortschritte der BGE 

für die Öffentlichkeit nachvollziehbar 

und transparent bleiben, wird die BGE 

Prüfschritt 2 Prüfschritt 3 Prüfschritt 4a Prüfschritt 4b 

Kategorie C 

geringe Eignung bis ungeeignet 

Kategorie B 

sicherer Einschluss erwartet 

Kategorie 

A 

beste 

Eignung 

ab Herbst 2024 Arbeitsstände in Form 

von interaktiven Karten veröffentlichen. 

Bis zur Entscheidung des Gesetzgebers 

zur Festlegung der Standortregionen 

für die übertägige Erkundung bleiben 

die veröffentlichten Arbeitsstände aus 

den repräsentativen vorläufigen Sicherheitsuntersuchungen 

noch veränderbar 

und sind nicht verbindlich. Sie stellen 

noch keinen Vorschlag für Standortregionen 

dar, sondern geben einen 

Einblick in die aktuelle Arbeit der BGE. 

Weitere Informationen und Angebote der BGE 

Umfangreiche Informationen finden Sie auf den beiden 

BGE- Internetseiten www.bge.de/endlagersuche sowie 

www.einblicke.de. Zudem können sich Interessierte hier für 

den Newsletter zur Endlagersuche anmelden: www.bge.de/ 

newsletter. Für Einsteiger*innen bietet die BGE gemeinsam 

mit dem BASE eine digitale Informationsveranstaltung an. 

Termine finden Sie unter www.bge.de/veranstaltungen. 

Die BGE ist mit eigenen Informationsangeboten auch beim 

Forum Endlagersuche vom 22. bis 23. November in Würzburg 

vertreten. Das Forum bietet den Kommunen und der interessierten 

Öffentlichkeit die Möglichkeit, sich vor Ort oder digital 

intensiv über die Arbeitsstände zu informieren und diese zu 

diskutieren. Weitere Informationen erhalten Sie zeitnah über 

www.bge.de/veranstaltungen. 

Kommen Sie mit uns ins Gespräch! 

Bundesgesellschaft für Endlagerung mbH • Öffentlichkeitsarbeit Standortauswahl • Eschenstraße 55 • 31224 Peine 

Telefon 05171 43 1330 • E-Mail dialog@bge.de • www.bge.de

38 

 


Radioaktive Reststoffe, radioaktive 

Abfälle, Entsorgung – die Terminologie 

› Christian Raetzke 

Beim Umgang mit radioaktiven Reststoffen und Abfällen begegnet man in der Praxis 

immer wieder begrifflichen Abgrenzungsschwierigkeiten. Mangels ausdrücklicher 

gesetzlicher Definitionen ist es gar nicht leicht, etwa die Abfall- und Reststoffordnung 

einer kerntechnischen Anlage in völlig konsistenter und eindeutiger Weise zu formulieren. An 

dieser Stelle sollen daher drei zentrale Begriffe des nuklearen Back End, nämlich „radioaktive 

Reststoffe“, „radioaktive Abfälle“ und „Entsorgung“, näher beleuchtet und präzisiert werden. 

I. Radioaktive Reststoffe und radioaktive Abfälle 

Das Atomgesetz bietet uns für „radioaktive Reststoffe“ 

und „radioaktive Abfälle“ keine ausdrückliche Definition 

an. § 2 AtG, der mit „Begriffsbestimmungen“ überschrieben 

ist, kennt die beiden Begriffe nicht. Eine 

Definition lässt sich aber mit hinreichender Klarheit 

aus § 9a Abs. 1 Satz 1 AtG ableiten. Dort heißt es, der 

Betreiber habe 

„dafür zu sorgen, dass anfallende radioaktive Reststoffe 

sowie ausgebaute oder abgebaute radioaktive 

Anlagenteile den in § 1 Nr. 2 bis 4 bezeichneten 

Zwecken ent sprechend schadlos verwertet oder als 

radioaktive Abfälle geordnet beseitigt werden (direkte 

Endlagerung)“. 

Durch bloße Umstellung der wesentlichen Satzbestandteile 

kann man folgende Definition für radioaktive 

Abfälle gewinnen: 

Radioaktive Abfälle: anfallende radioaktive Reststoffe 

sowie ausgebaute oder abgebaute radioaktive 

Anlagenteile, die geordnet beseitigt werden (direkte 

Endlagerung). 

Betrachtet man die Vorgänge chronologisch, so ergeben 

sich unter Berücksichtigung dieser Terminologie des 

§ 9a Abs. 1 AtG folgende Schritte: 

1. In den maßgeblichen Bereichen einer kerntechnischen 

Anlage – i.d.R. dem Kontrollbereich – fallen 

Stoffe und Gegenstände an, die in ihrer ursprünglichen 

Funktion und am ursprünglichen Ort nicht 

mehr verwendet werden können/sollen; das sind 

radioaktive Reststoffe. Die im obigen Normzitat 

separat genannten ausgebauten oder abgebauten 

Anlagenteile kann man letztlich auch unter den 

Begriff der Reststoffe fassen, da die Unterscheidung 

eine rein terminologische ist, ohne Unterschied in 

der Rechtsfolge. 

2. Radioaktive Reststoffe werden nur dann – und erst 

dann – zu radioaktiven Abfällen, wenn feststeht, 

dass sie beseitigt werden (sollen). Eine solche Festlegung 

hat der Gesetzgeber für abgebrannte Brennelemente 

aus Leistungsreaktoren getroffen, indem 

er in § 9a Abs. 1 Satz 2 AtG ihre schadlose Verwertung 

durch Abgabe an eine Wiederaufarbeitungsanlage 

ab dem 1. Juli 2005 verboten hat, 

so dass nur noch die Beseitigung (direkte Endlagerung) 

bleibt; insofern sind abgebrannte Brennelemente 

„geborene“ radioaktive Abfälle. Bei 

anderen Stoffen und Gegenständen hängt der Status 

von der Entscheidung des Genehmigungsinhabers/ 

Betreibers ab, der die Reststoffe bewertet und über 

das weitere Vorgehen entscheidet. 

Der Betreiber wird sich erst dann für die Be seitigung 

als radioaktive Abfälle entscheiden, wenn es für den 

konkreten Stoff/Gegenstand keine Alternativen gibt. 

Als Alternativen kommen in Betracht: 

⁃ Die Wiederverwendung eines Stoffes oder Gegenstandes, 

z. B. das Verbringen einer Komponente in 

eine andere kerntechnische Anlage zur erneuten 

Verwendung (ggf. nach Reparatur) oder die Behandlung 

oder Abtrennung von Radioisotopen für 

eine erneute Nutzung (in solchem Zusammenhang 

wird in der Praxis manchmal der Begriff „radioaktive 

Wertstoffe“ verwendet, der im AtG nicht 

auftaucht). 

⁃ Die Wiederverwertung im kerntechnischen Bereich, 

etwa durch Einschmelzen von Metallen (in 

einer Schmelze mit Umgangsgenehmigung nach 

dem StrlSchG) und ihre Verwendung zur Fertigung 

von Abfallbehältern oder Abschirmwänden. 



39 

⁃ Die Freigabe des Stoffes oder Gegenstandes gem. 

§§ 31 ff. StrlSchV, ggf. nach Maßnahmen, die seine 

Aktivität unter die Freigabewerte und somit auf ein 

vernachlässigbares Maß senken; das sind hauptsächlich 

die Dekontaminierung (sowie generell alle 

Verfahren, durch die freiggebbare Bestandteile von 

nicht freigebbaren getrennt werden) und die 

Abklinglagerung (oft auch Pufferlagerung genannt). 

Infolge der Freigabe wandelt der Stoff oder 

Gegenstand seinen Status von einem radioaktiven 

Reststoff zu einem nichtradioaktiven Stoff/Gegenstand 

und gleichzeitig (sofern nicht seine Wiederverwendung 

vorgesehen ist) zu einem konventionellen 

Abfall unter dem Kreislaufwirtschaftsgesetz 

(KrWG), ohne jemals radioaktiver Abfall 

gewesen zu sein. 

3. Greifen diese Alternativen gemäß der Bewertung 

des Betreibers nicht, bleibt nur die Beseitigung. 

Erst durch diese Entscheidung bzw. Feststellung 

werden die radioaktiven Reststoffe zu radioaktiven 

Abfällen; sie fallen an dieser Stelle an. Alle weiteren 

Schritte – Bearbeitung und Verpackung, Zwischenlagerung, 

ggf. Ablieferung an eine Landessammelstelle 

– sind dann auf das Endziel „Beseitigung in 

einem Bundesendlager“ gerichtet. 

Den Status eines „radioaktiver Reststoffes“ – so kann 

man zusammenfassen – haben grundsätzlich zunächst 

alle Stoffe/Gegenstände aus dem Kontrollbereich, die 

nicht mehr verwendet werden können/sollen und nicht 

kraft Gesetzes beseitigt werden müssen. Dieser Status 

ist aber gleichsam fließend und nur vorübergehender 

Natur; im weiteren Verlauf erhalten die Stoffe/Gegenstände 

einen endgültigen neuen Status, indem sie 

wiederverwertet oder freigegeben werden oder mit 

der Entscheidung zur Beseitigung zu radioaktiven 

Abfällen werden. Sobald der Status als radioaktiver 

Abfall feststeht, ist der betreffende Stoff/Gegenstand 

kein radioaktiver Reststoff mehr; beide Begriffe 

schließen einander aus. 

Die Eigenschaft als „radioaktiver Reststoff“ kann dabei 

durchaus auch für längere Zeiträume bestehen, etwa 

bei einer mehrjährigen Abklinglagerung; ihrem Wesen 

nach ist sie aber auch dann vorübergehend und auf ein 

geplantes Ende hin (Freigabe und damit Entlassung aus 

dem Atomrecht) ausgerichtet. 

Insgesamt ist die Abgrenzung von radioaktiven Reststoffen 

und radioaktiven Abfällen in § 9a Abs. 1 Satz 1 

AtG zwar lakonisch, aber doch sehr klar geregelt. Die 

gesetzliche Systematik sollte auch bei der Verwendung 

der Begriffe in der Praxis möglichst präzise abgebildet 

werden. 

II. Entsorgung radioaktiver Abfälle 

Der Begriff der „Entsorgung“, der im allgemeinen 

Sprachgebrauch so (scheinbar) geläufig ist, erweist sich 

im atomrechtlichen Bereich dagegen als durchaus 

erläuterungsbedürftig. Eine Definition in § 2 AtG gibt 

es auch hier nicht und anders als die Begriffe „Reststoffe“, 

„Abfälle“, „Verwertung“ und „Beseitigung“ 

taucht er auch nicht in der oben zitierten zentralen 

Norm des § 9a Abs. 1 AtG auf. 

Der Entsorgungsbegriff hätte im System dieser Norm 

auch keine eigenständige Funktion. Im konventionellen 

Abfallrecht (§ 3 Abs. 22 KrWG) ist die Abfallentsorgung 

definiert als „Verwertungs- und Beseitigungsverfahren“; 

die Entsorgung ist also der Oberbegriff für 

Verwertung und Beseitigung. Wie wir gesehen haben, 

ist jedoch nach § 9a Abs. 1 Satz 1 AtG der Begriff der 

„radioaktiven Abfälle“ exklusiv mit der Beseitigung 

verknüpft. „Abfälle“, die verwertet oder durch Freigabe 

dem Regelungsbereich des Atomrechts entzogen 

werden, können daher keine radioaktiven Abfälle im 

Sinne dieser Norm sein. Es gibt keine „radioaktiven 

Abfälle zur Verwertung“. Der atomrechtliche Abfallbegriff 

ist enger als derjenige des allgemeinen 

Abfallrechts. Für radioaktive Abfälle gibt es nur die 

Beseitigung. Für einen darüber hinausgehenden Oberbegriff 

der „Entsorgung“ wie im Abfallrecht ist kein 

Platz und keine Notwendigkeit. 

Dennoch hat die „Entsorgung“ in den letzten Jahrzehnten 

ihren Weg ins Atomgesetz gefunden. § 9a 

Abs. 1a AtG hat den zusammengesetzten Begriff der 

„Entsorgungsvorsorge“ eingeführt; diese Regelung bezieht 

sich allerdings auf einen Spezialfall, nämlich auf 

die Erfüllung der Pflichten aus § 9a Abs. 1 AtG hinsichtlich 

abgebrannter Brennelemente aus Leistungsreaktoren. 

Im allgemeinen Sinn der „Entsorgung“ radioaktiver 

Abfälle findet sich der Begriff nunmehr in 

Regelungen, die in jüngerer Zeit (14. AtG-Novelle von 

2015) zur Umsetzung der Euratom-Abfallrichtlinie 

2011/70 ins Atomgesetz aufgenommen wurden; dies 

sind vor allem § 2c AtG (Nationales Entsorgungsprogramm) 

und § 2d AtG (Grundsätze der nuklearen 

Entsorgung). Prominent ist der Begriff auch im Namen 

des noch relativ jungen Bundesamtes für die Sicherheit 

der nuklearen Entsorgung (BASE) vertreten. 

Die klare Systematik des grundlegenden § 9a Abs. 1 AtG 

– radioaktiver Abfall ist gleich Beseitigung – ist aber 

weiterhin gültig. Ist die „Entsorgung“ damit nur ein 

anderer Ausdruck für „Beseitigung“, der fast schon 

überflüssig wäre? Das ist nicht der Fall: der Entsorgungsbegriff 

hat eine eigenständige Bedeutung, der 

sich aus seiner Herkunft aus dem Euratom-Recht und 

dem dahinterstehenden internationalen Atomrecht 

(vor allem dem Gemeinsamen Übereinkommen über 

die Sicherheit der Behandlung abgebrannter Brennelemente 

und über die Sicherheit der Behandlung 

radioaktiver Abfälle von 1997) erklärt. 

Vol. 69 (2024)

40 

 


Für die Systematik des § 9a Abs. 1 AtG kommt es auf 

das Ergebnis und gleichsam das „Schicksal“ der 

Reststoffe an: anhand der künftigen „Verwertung“ oder 

„Beseitigung“ entscheidet sich ihr Status. Den (langen) 

Weg bis zur Beseitigung zu gestalten, ist an dieser Stelle 

nicht Aufgabe der Norm. Die Euratom-Abfallrichtlinie 

will dagegen unter dem Oberbegriff der „Abfallentsorgung“ 

(engl. waste management) die Sicherheit aller 

Tätigkeiten mit radioaktiven Abfällen, von ihrem 

Anfallen bis zur erfolgten Beseitigung, umfassend 

regeln. Die „Entsorgung“ in diesem Sinne deckt also 

nicht nur die Beseitigung (engl. disposal) als gleichsam 

finalen Akt ab, sondern auch alle Tätigkeiten, die 

auf sie hinführen, also Konditionierung, Lagerung, 

Beförderung. „Entsorgung“ ist insofern einfach die 

Übersetzung von waste management. Andere zunächst 

auch denkbare Übersetzungen, wie „Behandlung“ (wie 

im offiziellen deutschen Langtitel des Gemeinsamen 

Übereinkommens, siehe oben) oder „Bearbeitung“ von 

Abfällen oder „Umgang“ mit Abfällen, sind weniger 

geeignet, da sie eine zu spezielle Bedeutung haben oder 

sie zumindest nahelegen. 

Autor 

Dr. Christian Raetzke 

Rechtsanwalt 

christian.raetzke@conlar.de 

Dr. Christian Raetzke ist Rechtsanwalt und seit über 

25 Jahren im Atom- und Strahlenschutzrecht tätig. 

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

(heute PreussenElektra) in Hannover. 2011 ließ er sich 

als Rechtsanwalt mit eigener Kanzlei in Leipzig 

nieder. Er veröffentlicht regelmäßig rechtswissenschaftliche 

Beiträge und ist Dozent auf Seminaren 

und an internationalen Fortbildungseinrichtungen 

zum Atom- und Strahlenschutzrecht. 

Der atomrechtliche Entsorgungsbegriff ist also insofern 

weit gefasst, als er alle möglichen Tätigkeiten mit 

Abfällen abdeckt. Das darf aber nicht den Blick darauf 

verstellen, dass er immer auf radioaktive Abfälle im 

Sinne des § 9a Abs. 1 Satz 1 AtG bezogen und beschränkt 

ist. Ziel der Entsorgung radioaktiver Abfälle ist die 

Beseitigung, nicht die Verwertung. Im Gleichlauf mit 

dem atomrechtlichen Abfallbegriff ist der Begriff der 

Entsorgung im Atomrecht daher enger gefasst als sein 

Pendant im allgemeinen Abfallrecht. 

Eine andere Bedeutungsebene hat der Entsorgungsbegriff, 

wenn er in der Praxis auch im Zusammenhang 

mit radioaktiven Reststoffen gebraucht wird. So könnte 

man die Dekontamination und/oder Abklinglagerung 

radioaktiver Reststoffe mit anschließender Freigabe 

durchaus mit dem Etikett der „Entsorgung“ von Stoffen/ 

Gegenständen versehen. Man muss sich nur darüber 

im Klaren sein, dass hier etwas anderes gemeint ist als 

die „Entsorgung radioaktiver Abfälle“ im Sinne des 

Atomgesetzes. In solchen Fällen wird gleichsam der 

abfallrechtliche Entsorgungsbegriff schon im Vorgriff 

auf die künftige konventionelle Entsorgung der (noch) 

radioaktiven Reststoffe angewendet. Das ist nicht 

unzulässig, es sollte jedoch immer Klarheit über den 

jeweiligen Zusammenhang herrschen. Insbesondere 

sollte man vermeiden, durch eine unspezifische 

Verwendung des Begriffes „Entsorgung“ die in § 9a 

Abs. 1 Satz 1 AtG klar gezeichnete Abgrenzung von 

radioaktiven Reststoffen und radioaktiven Abfällen zu 

verwischen. 



41 

The EPR2: 

A Short Presentation 

› Mykhaylo Gopych 

On February 10, 2022, President Emmanuel Macron, during his visit in Belfort, unveiled 

his plans for France’s new energy strategy. His announcement concerning nuclear 

energy sector included the possibility to extend the lifetime of all reactors in service 

beyond 50 years as well as to construct six new reactors, with the option to add eight more 

by 2050. This move aligned with the ambitious goal of achieving carbon neutrality in the 

energy sector, as envisioned by the European Union. Macron’s declaration represented a 

significant shift in French energy policy set in the 2014 Energy Transition for Green Growth 

Act. That earlier policy aimed to reduce the share of nuclear in electricity generation to 50 %, 

at first with the target by 2025 and then postponed to 2035. In March 2023, France’s parliament 

voted in favor of the government’s investment plan, providing the green light for the 

construction of six new reactors across three sites. Later in May of the same year, a new law 

on the acceleration of construction of new nuclear facilities lastly removed the 50 % cap on 

the nuclear share in energy production. 

To modernize the part of France’s nuclear fleet in the 

frame of this ambitious program, EDF will set on the 

EPR2 design, an evolution of the EPR (European 

Pressurized Reactor) currently being commissioned at 

Flamanville (FA3). The EPR2 is a 4-loop pressurized 

water reactor (PWR) in the power range of 1600 MWe 

with a three-train architecture for the safety systems. 

The present article provides a short technical presentation 

of the EPR2 product with a focus on the nuclear 

island (NI). 

History of EPR2 Project 

In 2014, EDF, in collaboration with Framatome 

( formerly Areva NP), began developing an optimized 

EPR reactor for its nuclear portfolio. Starting from 

2017, the newly created EDF-Framatome joint venture, 

EDVANCE, has taken responsibility for the design of the 

NI in the project. 

From the earliest design stage, the project has aimed 

to incorporate numerous lessons learned in engineering 

and construction from the EPRs (Olkiluoto 3, 

Flamanville 3, Taishan 1&2 and Hinkley Point C) as well 

as from other operating PWRs. The project’s main 

objectives can be formulated in three words: simplification, 

industrialization, efficiency. 

The following strategies should help to achieve these 

goals: 

⁃ Integrate standardization through catalogues in 

mechanical, electrical, and civil engineering fields 

from the project’s start to reduce the number of 

component types, optimize documentation and 

logistics during construction and plant maintenance. 

⁃ Simplify the design of buildings and systems to 

improve constructability, in particular by enabling 

the pre fabrication of large elements and a modular 

way of construction. 

⁃ Implement systems engineering methods and tools 

to express design objectives in requirements, 

enhancing engineering efficiency and optimizing 

management of technical configurations throughout 

the Product Lifecycle Management (PLM). 

⁃ Offer industrial perspective to subcontractors by 

creating a new Nuclear Power Plants (NPP) series 

and optimise costs through serial mass production 

for several Units at a time. 

The basic design started in 2015, with the first safety 

options file DOS (Dossier d’Options de Sûreté) 1 submitted 

to the French Nuclear Safety Authority (ASN) in 

April 2016. At the beginning of 2018, considering the 

first feedback, it was decided to maintain the power 

1 https://www.asn.fr/l-asn-reglemente/consultations-du-public/epr-nouveau-modele 

Vol. 69 (2024)

42 

 


level of the EPR. The motivation was to keep the sizing 

of the nuclear steam supply system as close as possible 

to the EPR design thus benefiting from synergies 

between the projects and reducing manufacturing 

risks. In this phase the design received its current name 

“EPR2”. A first revision of the EPR2 Preliminary Safety 

Analysis Report (PSAR), which incorporated technical 

recommendations provided by the ASN on the DOS, 

was presented to the regulator in February 2021 for 

anticipated review. In mid-2023, the revised PSAR was 

officially submitted to the ASN as part of the construction 

license application (DAC - Dossier d’Autorisation 

de Création) for 2 EPR2 units at the Penly site. 

Evolution of the Design 

Since the licensing of the EPR, the regulatory context 

has evolved both in France and internationally. The 

new safety reference for the EPR2 takes into account 

ASN Guide No.22 2 , which formalized requirements 

introduced following the Fukushima Dai-chi accident 

and the WENRA recommendations 3 . Taking the FA3 

EPR as a reference, the EPR2 safety baseline put focus 

on the following improvements: 

⁃ Independence between defence-in-depth (DiD) 

levels: 

Attention is paid to improvement of functional and 

physical separation between systems and components 

required in normal and accident operation 

(DiD level 1 to 3) and mitigation means for accidents 

with core melt (DiD level 4). This results in new deterministic 

requirements and dedicated features 

such as electrical power supply and ventilation. 

⁃ Prevention and protection against common cause 

failure (CCF) affecting safety systems: 

A systematic analysis of credible CCFs is performed, 

resulting in the establishment of extensive diversification 

requirements for frontline and support systems 

in DiD level 3b (multiple failure events). 

⁃ Consideration of protection against extreme external 

natural hazards: 

Design principles require the absence of significant 

or early releases in case of extreme external hazards 

that are considered as representative for Fukushima-like 

events. Systems of DiD level 3b and 4 

are designed or protected against extreme hazards. 

These systems are housed in separated areas of the 

safeguard auxiliary building (SAB) 3. 

⁃ Extended site autonomy: 

This design objective improves the robustness of 

DiD level 3a/b and 4 extending the period of time 

before the intervention of site or external support 

(FARN 4 in French context) in accident situations for 

which the implementation of mobile resources 

could be necessary. 

Certain design solutions implemented in the EPR 

reactor have been challenged in the EPR2 project, 

aiming at the optimization of plant design while 

maintaining the same safety level of the installation. 

This includes, for instance, conducting preventive 

maintenance at power on frontline safety systems and 

the accessibility of the Reactor Building (RB) during 

power operation. These requirements were initially 

influenced by German utilities involved in the EPR’s 

development and were not typical for PWRs operated 

in France. Based on feedback from the FA3 EPR, both 

requirements have been abandoned for the EPR2. The 

preventive maintenance concept on frontline safety 

systems during power operation has thus been 

revised in favour of maintenance during shutdown. 

The decision on the maintenance strategy is one of 

the actors that led to the adoption of a three-train 

architecture for the safety systems in the EPR2 as the 

unavailability of safety trains due to maintenance is 

no longer required to be considered for relevant 

transients. Maintenance operations on support systems 

remain more flexible due to design provisions and 

can be realized under various conditions without 

impacting their availability. The accessibility of parts 

of the Reactor Building during power operation aimed 

at reduction of outage duration and implemented in 

the EPR via the so called “two-room” concept proved to 

be a significant complexity factor in the construction 

process. Removing the “two-room” arrangements 

has simplified the layout of internal walls, radiation 

protection measures and the design of ventilation 

systems within the EPR2 RB. 

Another change with a significant impact on the layout 

is the containment design. The double wall containment 

has been replaced by a single wall structure 

resistant to airplane crash, leading to the suppression 

of the RB annulus with a dedicated ventilation. This 

new containment consists of pre-stressed concrete with 

an inner metal liner for enhanced leak tightness. 

Furthermore, to improve the constructability and the 

confinement of radioactivity, the Nuclear Auxiliary 

Building, present on the EPR, has been eliminated for 

the EPR2. Its functions have been distributed between 

the Fuel Building and the Waste Treatment Building, 

2 French Nuclear Safety Authority (ASN) Guide No. 22 on the design of pressurised water reactors 

(https://www.asn.fr/l-asn-reglemente/guides-de-l-asn/guide-de-l-asn-n-22-conception-des-reacteurs-a-eau-sous-pression) 

3 WENRA report on the Reactor Harmonization Working Group RHWG - Safety of new NPP designs, March 2013 (https://www.wenra.eu/publications) 

WENRA Western European Nuclear Regulators Association 

4 Nuclear rapid response force, 

(Force d‘Action Rapide du Nucléaire, see https://www.edf.fr/en/the-edf-group/producing-a-climate-friendly-energy/nuclear-energy/accident-prevention) 



43 

Fig. 1 

Comparison of the main buildings layout between EPR (left) and EPR2 (right) 5 

with the latter being shared between two EPR2 units 

as the EPR2 is planned to be constructed as twin units. 

Figure 1 provides a simplified comparison of the main 

buildings’ layouts between the EPR and EPR2. 5 

Main Features of the EPR2 

Performance 

Full thermal power 

Full net electric power 

Efficiency (net) 

Design lifetime 

EPR2 

4590 MWth 

~1670 MWe (Penly site) 

~36% (Penly site) 

At least 60 years 

Nuclear steam supply system 

The reactor core and nuclear steam supply system 

of the EPR2 are comparable to previous EPR designs 

(see Table 1). The reactor coolant system (RCS) consists 

of four reactor coolant loops, with the same number of 

Steam Generators (SG) and Main Coolant Pumps (MCP). 

The concept of break preclusion is applicable to the 

main RCS lines (hot, crossover and cold legs), as well 

as to the main steam lines. The EPR2 will be able to 

operate with up to 30 % Mixed-Oxide (MOX), a fuel 

derived from the reprocessing and recycling of 

spent fuel. The electricity production can be adjusted 

for load follow operation, making it easily integrable 

in an electrical grid that already includes a substantial 

proportion from renewable energy sources (solar, 

wind, etc.). 

Safeguard systems 

In the EPR2, the main safety systems of DiD level 3a 

and their supports are designed with a three-train 

architecture. Since the RCS consists of four loops and 

four SGs, one of the safety system trains serving the RCS 

must be connected to two loops. 

Availability Factor ≥ 91 % 

Core Design 

Fuel Type 235UO2 ≤ 5%, MOX ≤ 30% 

Number of fuel assemblies 241 

Number of Control Rod 

Cluster Control Assemblies 

Fuel Cycle Length 

Tab. 1 

EPR2 performance data and core design 

The Safety Injection System (SIS) and the Extra Borating 

System (EBS) are key systems with safety functions 

linked to physical parameters of the primary circuit. 

The SIS integrates two key safety functions which are 

emergency coolant injection and decay heat removal 

from the core. The system consists of three physically 

separated and independent trains. Each train provides 

active injection capability by Medium Head Safety 

Injection (MHSI) and Low Head Safety Injection (LHSI) 

pumps which take suction from the In-containment 

89 

18 months 

5 Dossier du maître d‘ouvrage sur le site de Penly (Normandie) https://www.debatpublic.fr/sites/default/files/2022-10/PenlyEPR-DMO-EDF-RTE.pdf 

Vol. 69 (2024)

44 

 


Fig. 2 

Simplified scheme of the Safety Injection System (SIS) 

Refuelling Water Storage Tank (IRWST). The IRWST 

serves as emergency water reserve and retention 

volume for primary coolant lost in case of a loss of 

coolant accident (LOCA). For passive and fast injection 

there are four pressurized tanks known as accumulators, 

each linked to the cold leg of the primary circuit 

via the SIS lines. Depending on the accident scenario, 

active water injection can be performed by the SIS 

either in the cold or hot legs. In some cases, a switchover 

from cold to hot leg injection can be necessary to 

limit steam production and its release into the RB. Each 

SIS train is equipped with a heat exchanger used to 

evacuate decay heat from the core and the RB. This can 

be achieved either by cooling the IRWST or, if the water 

inventory allows, in residual heat removal mode taking 

Fig. 3 

Overview of the Extra Borating System (EBS) 

suction from the RCS. Diversification between LHSI and 

MHSI ensures that the system’s safety functions are 

maintained in case of CCF postulated on one these 

sub-systems. A simplified SIS diagram is provided in 

Figure 2. 

The safety function of the EBS is to maintain the 

subcriticality of the core under accident conditions and 

to compensate for primary coolant contraction during 

accident operation. It is achieved by injecting soluble 

boron as a neutron absorber under high pressure into 

the RCS cold legs. The system consists of three separate 

and independent trains comprising a pump and a 

borated water storage tank. Each train is housed in one 

of the SABs. An overview of the EBS is given in Figure 3. 

On the secondary side, the heat removal is managed 

by the Emergency FeedWater System (EFWS) and 

the Main Steam Relief Train system (MSRT). Like other 

safety systems the EFWS has three independent trains 

responsible for supplying cooling water to the SGs. 

These trains have four motor driven pumps, two of 

them are allocated to train 3, and are interconnected 

by headers for pumps suction and discharge. Water 

reserves are distributed between two storage tanks. 

The presence of the headers increases the flexibility 

of the EFWS allowing any pump to be lined-up to 

any SG and to take suction from any storage tank. 

To extend the autonomy of the EFWS in certain events, 

particularly those resulting from extreme external 

hazards, the storage tanks can be replenished by the 

Emergency Water Make-up System (EWMS). The MSRT 

contributes to heat removal dumping the steam produced 

in the SGs into the atmosphere. It includes four 

identical relief trains each composed of two lines with 

low and high discharge capacities, both connected to 

the SG main steam line. The two relief lines can be 



45 

operated independently. The trains are arranged 

in physically separated compartments of SAB1 and 

SAB2. A simplified diagram of one MSRT is presented 

in Figure 4. 

In the unlikely event of a core melt accident resulting 

in reactor pressure vessel rupture, the corium is 

recovered, spread, cooled, and stabilized by the Core 

Melt and Stabilization System (CMSS). This system is 

designed to protect the containment foundation raft 

from melt-though. The cooling water required for heat 

removal from the melt and for its long-term stabilization 

is supplied from the IRWST by gravity-driven 

overflow through two separated lines. The flooding 

valves in these lines open passively, triggered by the 

arriving core melt. Upon contact with the corium, 

water vaporizes, and the corium is cooled. The residual 

power from the corium is thus removed into the 

containment by evaporation. The containment depressurization 

and the decay heat removal are performed 

by the Containment Heat Removal System (CHRS) 

which is part of DiD level 4. These safety functions are 

achieved by containment spraying and subsequent 

cooling of the IRWST water. The CHRS has two trains, 

each consisting of a pump, a heat exchanger, an IRWST 

suction line and a spray ring in the upper part of the 

RB. Both trains are installed separately in the dedicated 

area of the SAB3. 

Cooling chain 

The proper operation of safety systems relies on several 

cooling chains, a group of systems responsible for 

transferring heat from the installation to the heat sink. 

For the NI heat loads, the cooling chains can be 

categorized into three groups: main, diversified, and 

ultimate. 

⁃ The main cooling chain consists of the Component 

Cooling Water System (CCWS) and Essential Service 

Water System (ESWS), the latter being connected to 

the main heat sink such as the sea or a river. The 

CCWS is composed of two trains located in SAB1 and 

SAB2, each equipped with two pumps and two heat 

exchangers connected to a dedicated ESWS train 

that provides cooling water. 

⁃ The architecture of the diversified cooling chain 

comprises a single CCWS/ECWS train. However, the 

dedicated ESWS train is connected to an independent 

diversified heat sink, which is a wet forceddraft 

cooling tower. This cooling chain serves only 

the safety loads located in SAB3 and is physically 

separated from the main cooling chain. Due to its 

diversification, this cooling chain remains available 

in case of CCFs leading to the loss of the main one. 

⁃ The ultimate cooling chain is dedicated to DiD 

level 4 and consists of an intermediate cooling 

system connected to the CHRS cooled by the 

Ultimate Cooling Water System. This system also 

uses the diversified heat sink, although only the 

passive structures of the cooling tower are shared. 

Fuel storage 

To handle and store new and spent fuel, the EPR2 has 

several pools – same as EPR. The pools in the Fuel 

Building (FB) consist of a spent fuel pool (SFP), a cask 

loading pit and a transfer pit, the latter being connected 

via a transfer tube to the pools in the Reactor Building. 

Fig. 4 

Simplified diagram of one Main Steam Relief Train 

Vol. 69 (2024)

46 

 


Fig. 5 

Simplified architecture of electrical distribution 

This connection is used to transfer fuel assemblies 

between the two buildings during core loading and 

unloading operations. The Fuel Pools Cooling and 

Purification System (FPCPS) is responsible for cooling 

the SFP and purifying the water in the pools of the FB 

and RB. The safety classified cooling part includes three 

cooling trains: two main trains as part of DiD level 3a 

and a third diversified train which is used for both 

levels 3a and 3b as a back-up in case the main trains 

become unavailable. Each main train is equipped 

with two pumps and a heat exchanger cooled by the 

main cooling chain. These trains are located physically 

separated inside the FB. The diversified train, also 

equipped with two pumps and a heat exchanger, is 

housed inside SAB3. To guarantee its independent 

operation and provide SFP cooling in case of extreme 

events, the third train is supplied by the diversified cooling 

chain. In the unlikely event of a complete loss of 

the FPCPS, the EWMS can provide make-up water to 

the SFP to compensate for evaporated water during 

boiling. These design provisions practically eliminate 

the risk of fuel melt in the SFP. 

Electrical power systems 

DiD principles are applied in the design of distribution 

networks and power supply sources. The electrical 

distribution of the nuclear island is composed of three 

redundant trains. Each safety train of DiD level 3a is 

powered by a dedicated emergency diesel generator 

(EDG) set. For maintenance purposes, a maintenance 

EDG is provided which can be coupled to the busbars 

of any train. DiD levels 3b and 4 have their own power 

source and distribution networks. The networks are 

connected to the third electrical train and can be 

supplied by it without compromising their independence. 

For DiD level 3b, a diversified power source 

using a multi-group diesel design, consisting of small, 

synchronized generator sets, has been selected. This 

architecture allows to supply safety systems housed in 

SAB3 in case of a CCF of the EDGs. The “diesel d’ultime 

secours” (DUS), a design solution initiated by EDF at 

the request of ASN following the Fukushima Daiichi 

accident to retrofit French NPP in operation 6 , will 

be reused as a power source for DiD level 4. Each 

emergency power source, along with its support 

systems, is housed in a separate diesel building. A 

simplified single line diagram is provided in Figure 5. 

6 https://www.edf.fr/sites/default/files/contrib/groupe-edf/producteur-industriel/carte-des-implantations/centrale-blayais/actualites/ 

ndeg167_lumieres-juillet_2019.pdf 



47 

Fig. 6 

Computer illustration of the first EPR2 twin units at the Penly site on the left and the existing 1300 MWe units on the right 7 

Outlook 

As part of the French nuclear program to build three 

pairs of EPR2 reactors, sites with existing NPPs at Penly, 

Gravelines and Bugey have been selected. The first pair 

of EPR2 reactors will be constructed at Penly. Public 

debates about EPR2 construction at this site were 

performed between October 2022 and February 2023. 

In June 2023, following the analysis of recommendations 

issued by the French National Commission for 

Public Debate, the administrative council of EDF 

approved the decision to submit the construction 

license application (DAC) to the ASN for the first two 

units at the Penly site. 

The environmental permit authorizing first preparatory 

work at the Penly site was granted with publication of 

the corresponding decree in June 2024. This decree 

allows to start the earthworks and the preparation of 

temporary infrastructure on the construction site. 

These activities are expected to last around three and 

a half years. The construction license permit is expected 

to be granted by the end of 2026. The commissioning 

of the first unit is anticipated around 2035 with the 

second one following in 2037. A digital illustration in 

Figure 6 provides an overview of the future site once 

completed. Preparation activities for the two other sites 

will start soon. 7 

Author 

Dr. Mykhaylo Gopych 

Nuclear Safety Engineer at EDVANCE, Erlangen, 

Germany 

mykhaylo.gopych@edvance.fr 

Dr. Mykhaylo Gopych is an expert in nuclear safety 

at Framatome GmbH, where he has been working 

since 2006. Throughout his career, he has participated 

in EPR projects in Finland, China, and the UK. His 

activities have primarily focused on safety classification, 

component qualification and hazard analysis. 

In 2019, he was seconded to EDVANCE to work on the 

EPR2 project. Mykhaylo studied experimental nuclear 

physics at Kharkiv National University in Ukraine and 

earned his doctorate at the Institute for Nuclear 

Physics (IKP) at the Technical University of Darmstadt 

in Germany. 

7 EDF, Dossier du maître d’ouvrage - Projet d’une première paire de réacteurs EPR2 sur le site de Penly (Normandie), dans le cadre de la proposition d’EDF 

pour un programme de nouveaux réacteurs nucléaires en France, https://www.debatpublic.fr/sites/default/files/2022-10/PenlyEPR-DMO-EDF-RTE.pdf 

(Image copyright : Penly ©Didier Marc (PWP) & Kardham Architecture) 

Vol. 69 (2024)

48 

 


Small Modular Reactors (SMR) and 

Persistent Challenges 

› Naima Amrani, Akira Tokuhiro 

Small Modular Reactors (SMRs) are gaining attention as a solution to global energy 

challenges, offering a low-carbon alternative for electricity generation and supporting 

sustainable development. At COP28 in 2023, there was a call to triple the global nuclear 

fleet from 440 to over 1,200 reactors by 2050, aiding the energy transition to 2030 and 

beyond. SMRs are particularly valuable in remote, fossil fuel-dependent regions or industries 

with high electricity and heating demands. However, large-scale SMR deployment presents 

challenges, such as investment economics, workforce capacity, and geopolitical concerns. 

This paper explores these issues and the potential 

scenarios for SMR deployment, evaluating the sustainability 

of such projects. It identifies trade-offs, synergies, 

and gaps, while addressing policy considerations 

like international regulations, financing, technology 

development, and stakeholder engagement. The paper 

also highlights international collaborations that aim to 

address sustainability concerns related to SMRs, underscoring 

the need for coordinated global efforts. 

1. Introduction 

Small Modular Reactors (SMRs) are nuclear power 

reactors that feature smaller physical sizes, modular 

designs, and reduced thermal and electrical outputs 

compared to traditional large-scale reactors. In recent 

years, SMRs have gained attention for their potential 

to enhance safety, flexibility, and accessibility, while 

contributing to global energy demand and climate 

change mitigation. Unlike larger reactors, SMRs are 

especially suited for remote areas, whether populated 

or not, with specific energy needs [1] . 

The concept of SMRs dates back to the 1950s when 

smaller experimental reactors were developed, but the 

term „SMR“ did not exist at that time. These smaller 

reactors were primarily used for testing, research, and 

demonstration purposes. Despite their benefits, the 

deployment of SMRs remains limited today as largescale 

nuclear reactors continue to dominate the 

commercial power generation landscape. However, 

recent factors such as increasing energy demands, 

climate change concerns, advancements in nuclear 

technology, and shifting energy policies have sparked 

renewed interest in SMRs [2] . 

Globally, many countries, including the U.S., Canada, 

Russia, China, and several European nations, are 

advancing SMR projects at various stages of development 

and deployment. Some have even received 

regulatory approvals and are moving towards 

construction and operation, while others are progressing 

through different levels of technological 

readiness [3] . 

SMRs range from a few megawatts (MW) to a few 

hundred megawatts (MW), offering greater deployment 

flexibility. This makes them ideal for powering 

remote communities, industrial processes, and critical 

infrastructure backup systems. Their modularity 

allows components to be manufactured in factories and 

transported to installation sites, simplifying construction 

and reducing costs [4] . 

SMRs can be classified based on fuel type, cooling 

technology, and applications, with common types 

including Integral Pressurized Water Reactors (iPWRs), 

Boiling Water Reactors (BWRs), High-Temperature 

Gas-Cooled Reactors (HTGRs), and Molten Salt Reactors 

(MSRs). Each type offers distinct design advantages, 

meeting both technical and regulatory safety standards 

[5] . 

While SMRs promise enhanced safety and flexible 

deployment, challenges persist. These include regulatory 

and licensing hurdles, public perception, investment 

concerns, waste management issues, and proliferation 

risks. Addressing these challenges is essential 

for gaining public confidence and ensuring the 

economic viability of SMRs compared to alternative 

energy sources [6][7] . 

2. Outlook and Obstacles 

The outlook for constructing a Small Modular Reactor 

(SMR) is promising, with likely deployment of multiple 



49 

units, contingent on secured funding and firm 

stakeholder commitments. Financial backing is 

expected from two primary models: „western“ investment 

approaches requiring full social license, and 

„non-western“ models, which involve national plans 

supported by public funds or loan guarantees. Social 

acceptance plays a key role, influencing the commitment 

levels of stakeholders. This distinction may affect 

the pace and success of SMR projects, with various 

factors contributing to local relevance over time. Key 

considerations include: 

⁃ Sustainability arguments 

⁃ Ethics regarding nuclear energy use 

⁃ Environmental concerns, especially around 

nuclear waste 

⁃ Economic concerns 

⁃ Social considerations 

⁃ Integrated assessments 

⁃ Policy and regulatory issues, with a focus 

on security 

⁃ Regulatory frameworks and licensing 

Figure 1 provides a qualitative summary of the current 

state of SMR knowledge, emphasizing business risks. 

The x-axis represents time (~2020 to ~2040), while the 

y-axis tracks secured investments versus incurred 

costs, which may range from millions to billions of 

dollars. The early stages involve engineering and 

design work, necessary to „freeze“ the SMR design for 

regulatory approval, which can take 40-48 months. 

Start-up companies face the „valley of death“ in funding 

before securing incremental investments, often in 

the range of $10M, to build a technical workforce. 

Established companies may invest heavily or minimally, 

depending on their commitment to new reactor 

concepts. The design must be finalized before submitting 

regulatory applications. 

Cost-reduction efforts are critical during the design 

phase, particularly when innovative methods like 

virtual reality, augmented reality, and advanced manufacturing 

(e.g., 3D printing) are integrated. These 

methods must prove effective in the near term to avoid 

adding to development costs. Upon regulatory approval, 

FOAK (first-of-a-kind) SMR plants must demonstrate 

successful construction and grid connection. Learning 

curves will drive cost reductions for subsequent units, 

with substantial savings expected after the fifth or sixth 

unit. Achieving these reductions is essential for the 

financial viability of multiple SMR projects within a 

10-15 year period, highlighting the need for high 

technology readiness levels (TRL). 

3. Sustainability concepts and discourse 

Sustainability considerations are vital in the development 

of Small Modular Reactors (SMRs), particularly at 

higher system levels. The world faces increasing energy 

demand and the need to address climate change. While 

SMRs offer a potential solution, they must be deployed 

in sufficient numbers to significantly impact global CO2 

reductions. The concept of sustain ability encompasses 

more than just economic viability, including national, 

regional, and international dimensions. However, 

„sustainability“ is often ambiguously defined, leading 

to uncertainties and varying inter pretations. 

Fig. 1 

Nuclear new-build learning and investment timeline and milestones (to remake and add start-up investment curve). 

Note SU-start-up, “$

50 

 


Environmental sustainability is a key factor in SMR 

development. Nuclear power, including SMRs, is 

seen as a low-carbon energy source, contributing to 

greenhouse gas (GHG) reduction and climate change 

mitigation. SMRs, with their smaller size and flexibility, 

could provide scalable low-carbon electricity, especially 

in areas lacking access to renewable energy sources. 

However, the long-term environmental concerns, 

such as the radioactive half-life of waste, complicate 

the public perception of SMR sustainability. As noted 

by Tokuhiro, the perceived risks of SMRs often outweigh 

the perceived benefits, leading to low public 

acceptance [8] . 

Shobeiri et al. employed the DICE model to analyze 

climate change costs and suggest that, due to the 

extensive GHG accumulation since the Industrial 

Revolution, significant reductions are necessary to 

meet climate targets. W. Nordhaus, founder of the DICE 

model, also doubts humanity‘s ability to reach the 

1.5 – 2.0 °C temperature goals, emphasizing the urgency 

for societal change [9] . 

The environmental impacts of SMRs also involve 

uranium mining, fuel fabrication, and waste management. 

Uranium mining poses risks to land, water, and 

habitats, while nuclear waste management remains a 

critical challenge, especially with the current oncethrough 

fuel cycle [9] . 

Social sustainability is equally important, as community 

and stakeholder engagement is crucial for public 

acceptance. Transparency, communication, and participation 

are essential for SMRs to address safety and 

environmental concerns. As Tokuhiro highlights, public 

acceptance is proportional to the perceived balance of 

benefits and risks, which remains a challenge for 

nuclear energy projects [10] . 

4. Ethics 

Ethical considerations in Small Modular Reactors 

(SMRs) span various topics, including safety, security, 

non-proliferation, and human rights. Ensuring SMR 

safety through technical safety-in-design and secure 

operations is crucial to prevent harm to human health 

and the environment. Non-proliferation measures 

must also be implemented to control nuclear materials, 

preventing misuse for weapons purposes. Additionally, 

the rights of workers, indigenous peoples, and affected 

communities must be respected, ensuring that SMRs 

adhere to ethical and social values. Tokuhiro highlights 

that societal „values and beliefs“ about nuclear energy 

are often established early in life and may remain 

unchanged, even as ethical considerations evolve over 

time [11] [12] [13] [14] [15] . 

Economic sustainability is also key in SMR development. 

The financial viability of SMRs – capital costs, 

operational costs, and electricity prices – must be carefully 

assessed to ensure long-term success. Shobeiri et 

al. address these financial challenges, emphasizing 

cost-effective deployment and operation [5] . 

5. Environmental Considerations 

SMRs have the potential to reduce greenhouse gas 

(GHG) emissions by replacing fossil fuel-based electricity 

generation. However, nuclear reactors inevitably 

produce spent fuel, which persists as radioactive waste. 

While the environmental impact of SMR spent fuel is 

relatively small compared to other electricity generation 

forms, waste management remains a key concern. 

Proper handling, storage, and disposal of this waste are 

essential, and ongoing technical challenges are being 

addressed at national and international levels [16] . 

SMRs also have the potential to reduce water use 

through alternative cooling methods, water reuse, and 

integrated systems. Compared to conventional large 

reactors, SMRs are designed to minimize land and 

water use while ensuring safety and economic viability, 

especially in remote or off-grid areas [17] . Innovative 

design features such as advanced fuel technologies, 

passive safety mechanisms, modular scalability, and 

enhanced waste management are key to improving 

SMRs‘ environmental performance. These advances 

must be proven to make a significant impact [18], [19], [20] . 

6. Economic Considerations 

Small Modular Reactors (SMRs) present several 

potential advantages, which directly influence cost 

implications. Once certified by regulators and backed 

by investment commitments, the capital costs for SMR 

construction and commissioning must be addressed. 

Following this, operation and maintenance (O&M) must 

commence as planned, with ongoing improvements to 

reduce overall costs. The anticipated O&M savings 

should be realized during operation [21] . The levelized 

cost of electricity (LCOE) is a key metric for comparing 

the cost competitiveness of different energy sources, 

including nuclear power [22] . Beyond stakeholder commitments, 

achieving economic viability is crucial to 

validating claims of SMR competitiveness [23] . However, 

the benefits of SMRs – such as capital costs, O&M 

savings, and national economic viability – can fluctuate 

with global market conditions, necessitating continual 

analysis of these factors [24] . SMRs offer significant 

regional and national economic benefits, including 

local economic development through job creation and 

technical supply chains. They can generate revenue 

for operators and local governments, provided that 

international O&M standards are met [25] . 

SMR deployment faces volatility, uncertainty, complexity, 

and ambiguity (VUCA). Two primary strategies – 

centralized and distributed deployment – offer different 

capital and operational cost structures, infrastructure 

needs, and financing options. These can include publicprivate 

partnerships, government funding, international 

cooperation, or innovative financial models, 



51 

each affecting the project‘s overall economics. Business 

models also vary based on ownership, O&M structures, 

and revenue generation mechanisms, as discussed in 

[26] [27] [28] . 

prioritize key stakeholders who may hold interest in 

the SMR project, both locally, regionally and nationally. 

Effective communications by various means are 

expected [31] . 

7. Social Considerations 

Small Modular Reactors (SMRs) are a type of nuclear 

reactor designed to be smaller and have lower power 

output than traditional nuclear reactors. The public 

perception and stakeholder attitudes towards SMRs can 

vary depending on a variety of factors, such as the 

perceived safety of nuclear power, the perceived 

benefits of SMRs, and the potential risks associated 

with them. Safety is a key factor that can influence 

public perception of SMRs, as people are understandably 

concerned about the potential risks associated 

with nuclear power [29] . That said, social license of 

nuclear power or the level of acceptance of any riskinherent 

technology is characterized by the following: 

1) perception of benefit, 2) perception of risk, 

3) unknown and dreaded fear, 4) locality (prominently, 

“not-in-my-backyard”), 5) influence of mass-media 

(social media) and 6) fluctuating clusters of groups for 

and against, one or more issues. 

SMR are no different and thus, developers must 

carefully consider these factors and engage with 

local communities and stakeholders to build support 

for their technology. Stakeholder engagement and 

com munication strategies are critical components 

of any SMR development effort, such as identifying and 

prioritizing stakeholders, fostering two-way com munication, 

providing accurate and transparent information, 

and using a variety of communication channels [30] . 

Thus, SMR developers should continuously identify and 

8. Level of Acceptance of Risk-Inherent 

Technologies 

The concept of public acceptance, synonymous here 

with social license, is complex and often ambiguous. 

It largely depends on active participation in public 

discourse, including social media, whether in support 

or opposition. This notion is particularly relevant in 

„western, market investment models,“ but can vary 

significantly across nations, especially when nuclear 

power is employed as part of a geopolitical strategy. 

Although the credibility of recent media can be 

questioned, Hosan et al. [32] highlight examples where 

geopolitical strategies have supported the construction 

of new nuclear plants. In national economies where 

energy issues are open for debate, discussions on 

public acceptance are expected to focus on the role of 

nuclear power in addressing climate change and the 

associated risks. To better understand this, Tokuhiro [10] 

proposes a „Level of Acceptance (LOA)“ model for riskbearing 

technologies like nuclear energy, auto mobiles, 

and air travel. The model suggests: 

Level of Acceptance α (Perception of benefit) / 

(Perception of risk) (1) 

This proportionality underscores that perceptions, 

rather than factual data, drive public acceptance. If 

the perceived benefit outweighs the perceived risk by 

a factor of 1000 or more, the technology is generally 

accepted, often without deep knowledge of the actual 

Scenarios >>> Scenario Scenario Scenario Scenario Scenario Scenario 

Risk factors below A B C D E F 

Risk from… 

weight % weight % weight % weight % weight % weight % 

1. Waste issues 10 15 30 40 2 3 

2. Overall, unspecified 10 15 20 30 2 3 

3. Risks from accidents 10 15 10 20 2 5 

4. Cost (overruns) 10 15 10 2 2 5 

5. Weapon materials (nuclear security) 10 15 7 2 2 7 

6. Exposure, radiation 10 5 7 2 10 7 

7. Dreaded risks (such as nuclear war) 10 5 5 2 10 10 

8. Known risks (cancer) 10 5 5 2 20 10 

9. Relative risks (other risk-inherent technologies) 10 5 3 0 30 20 

10. Taxpayer risks (relative economic drivers) 10 5 3 0 40 30 

Total risk 100 100 100 100 100 100 

Go or No-Go Decision YES NO NO NO NO YES 

Tab. 1 

Risk perception table of anticipated risks. 

Vol. 69 (2024)

52 

 


Core to switchyard >>> Primary Secondary Tertiary Switchyard 

Auxiliary/Energy 

Postulated cost factor savings below Conversion 

1. Design, integrations X X NA NA 

2. Advance manufacturing NA X X NA 

3. Construction QA/QC X X X NA 

4. Certification/licensing X X X NA 

5. Modularization X X NA NA 

6. Exclusion/emergency size NA NA NA X 

7. Operational, security X X NA X 

8. Innovation, VR/AR, AI/ML X X X NA 

9. Safety/accident prevention X X X X 

10. FOAK to NOAK, lessons learned X X X NA 

Tab. 2 

Potential cost-saving factors in the primary, secondary, tertiary and switchyard systems / regions of a nuclear power plant / generation station. 

risks. When the LOA falls below this threshold, as may 

still be the case for nuclear energy, usage may only 

be tolerated. Additionally, mass media can amplify 

perceived risks, distorting public perception. Table 1 

outlines ten risk factors that influence the LOA, while, 

Table 2 presents weighted scenarios and estimated cost 

savings. These scenarios, A to F, reflect various public 

perceptions of nuclear energy risks, with A and F 

receiving a „Yes“ from decision-makers for advancing 

the technology. Despite opposition, decisions to proceed 

with risk-bearing technologies are often made, as 

seen in the context of climate change and energy 

independence. Societal views, as captured by Tokuhiro’s 

LENDIT metrics, are key in shaping the evolving LOA 

for nuclear energy [33] . 

9. Integrated Sustainability Assessment 

Integrated Sustainability Assessment (ISA) is a holistic 

and structured approach designed to evaluate the 

environmental, economic, and social impacts of 

technologies, policies, or projects. It employs a range of 

tools and methodologies to offer a broad system-level 

perspective on the sustainability of a given system. The 

goal of ISA is to identify trade-offs and synergies 

between different sustainability dimensions, guiding 

decision-making to optimize sustainability outcomes. 

In the context of Small Modular Reactors (SMRs), ISA 

is particularly relevant as this technology could 

significantly influence energy systems, communities, 

and the environment. The sustainability of SMRs 

depends on various factors, including energy efficiency, 

waste management, and socio-economic implications. 

ISA can assess SMRs by providing a comprehensive 

evaluation of these impacts. Various tools and 

methodologies can be applied within ISA for SMRs, 

such as Life Cycle Assessment (LCA), Social Impact 

Assessment (SIA), Cost-Benefit Analysis (CBA), Multi- 

Criteria Decision Analysis (MCDA), Sustainability 

Assessment Frameworks (e.g., GRI), the United Nations 

Sustainable Development Goals (SDGs), and ISO 14001. 

Each tool has its strengths and limitations, and their 

selection depends on the specific context and objectives 

of the ISA [34] . 

Life Cycle Assessment (LCA) helps analyze the environmental 

impact of SMRs by assessing greenhouse gas 

emissions, resource depletion, and toxic releases 

throughout their lifecycle. LCA identifies environmental 

trade-offs and guides strategies to enhance 

sustainability [35] . 

Social Impact Assessment (SIA) evaluates how a 

technology or project affects stakeholders, including 

local communities, workers, and vulnerable groups. 

In the case of SMRs, SIA can examine social factors 

like employment, community engagement, and 

equity, helping to mitigate risks and enhance social 

benefits [36] [37] . 

Cost-Benefit Analysis (CBA) assesses the economic 

viability of SMRs by comparing costs (capital, operational) 

with potential benefits, such as revenue 

generation. By highlighting economic trade-offs, CBA 

informs strategies to improve the financial sustainability 

of SMRs [38] . 

Multi-Criteria Decision Analysis (MCDA) integrates 

environmental, social, and economic dimensions 

into the decision-making process. MCDA ranks and 

weighs the impacts across different sustainability 

factors, supporting strategies to optimize overall 

sustainability [39] . 

Sustainability Assessment Frameworks, such as the 

Global Reporting Initiative (GRI), provide standardized 

methods for evaluating SMR sustainability against key 

indicators, like greenhouse gas emissions and water 

usage [39]. Additionally, the United Nations Sustainable 

Development Goals (SDGs) offer a global framework to 

assess SMR contributions to sustainable development, 

encompassing environmental, economic, and social 



53 

dimensions [40] . These frameworks enable structured 

comparisons and guide strategies to enhance SMR 

sustainability. 

10. Policy and Regulatory Implications 

The development of Small Modular Reactors (SMRs) 

offers policymakers significant opportunities to 

advance low-carbon electricity generation, stimulate 

economic growth, create jobs, and enhance energy 

security. However, deploying SMRs also introduces key 

policy and regulatory challenges, particularly in the 

areas of safety, security, non-proliferation, and waste 

management. Compared to traditional large nuclear 

reactors, SMRs offer several distinct advantages: 

⁃ Versatility: SMRs can be deployed in a wider 

variety of locations, including remote and off-grid 

areas. This flexibility allows for quicker deployment 

at lower costs, making SMRs especially attractive to 

countries with limited financial resources or those 

transitioning away from fossil fuel plants. 

⁃ Enhanced Safety: SMRs incorporate passive safety 

features and fewer components than large reactors, 

reducing the likelihood of failures and simplifying 

safety protocols. This design improvement 

addresses many of the safety concerns associated 

with traditional reactors. 

⁃ Environmental Benefits: SMRs contribute to 

reducing greenhouse gas emissions and improving 

air quality, which supports climate change mitigation 

efforts and enhances public health. 

Despite these advantages, challenges remain, 

particularly in terms of regulatory harmonization. 

Harmonizing regulations across nuclear nations is 

complex and may be subject to long timelines, conflicting 

with net-zero transition targets. Key points in 

this regulatory harmonization debate include: 

✔ Progress on Harmonization: There is a need for tangible 

steps in regulatory alignment. National regulators 

weigh regional and national interests against 

international standards, and when perceived benefits 

are lower, progress can be slow. 

✔ Geopolitical Impacts: Global regulatory harmonization 

in the nuclear sector is influenced by shifting 

national interests and geopolitical dynamics. Achieving 

alignment will require sustained effort, time, 

and political will. 

✔ Challenges for Emerging Nuclear Nations: Countries 

with limited financial resources and skilled labor 

are particularly vulnerable to delays in regulatory 

harmonization. Accepting certified SMR designs 

from experienced nations could provide a path forward, 

at least in the short term. 

✔ Opportunities for Established Nuclear Nations: 

Countries with advanced nuclear sectors and skilled 

workforces could advance regulatory harmonization 

by accepting safety reviews and certifications 

of SMR designs through international or bilateral 

agreements, creating a pathway for smoother global 

integration [41] . 

Another challenge related to SMRs is Security. Since 

the birth of civilian nuclear power (1950s), nuclear 

materials and dual-use (enrichment linked) technologies 

are deemed sensitive and subject to monitored 

used. That is, diversion to military used generate 

geo-political concerns. Since fuel enrichment and 

for example, cybersecurity of SMRs are only known 

my experts, it is difficult to know what information 

addresses public concerns. That said, and at minimum 

international non-proliferation agreements and control 

of technology and materials, must be in-hand [42] . 

Nuclear waste management plans, in terms of security 

include SMRs. Although SMRs may produce less waste 

than large reactors, SMR-specific waste must be added 

to existing waste (if any), and/or be managed for extended 

time. This requires the development of secure, 

long-term storage facilities that can withstand internal 

and external hazards, such as described in [43], [44], [45], 

and [46]. Lastly, security with respect to security must 

address public acceptance as part of stakeholder 

decision-making; [47] describes some of the contained 

facets. 

11. Regulatory Frameworks and Licensing 

The variety of SMR technologies, with attributes 

such as enhanced safety, increased reliability, and 

more efficient capital investment, presents both 

oppor tunities and challenges. Despite many designs 

incorporating passive safety features and claims of 

resilience during design-basis accidents, some experts 

express concerns that any core damage or degradation 

could harm the reputation of nuclear energy, particularly 

in the context of achieving net-zero carbon 

goals. Given the diversity in SMR designs, regulators 

may argue for harmonization of codes and standards 

to ensure a design-neutral regulatory approach. 

Emergency preparedness is crucial in ensuring a 

defense-in-depth strategy for SMRs, with safety 

mechanisms needing to be clearly communicated to 

the public. Additionally, current design philosophies 

may not fully apply to newer SMR designs, potentially 

necessitating new or modified regulations. To stay 

competitive, advanced SMRs must overcome challenges 

through operational innovations, such as automated 

human-machine interfaces in next-generation designs. 

The International Atomic Energy Agency (IAEA) plays 

a key role in facilitating global collaboration and 

sharing best practices for SMR development [48] . 

When comparing SMRs to large reactors (LRs), marketrelated 

factors come into play. In some cases, SMRs and 

LRs compete in the same market, making capital 

costs less of a differentiator. While operation and 

maintenance (O&M) costs for SMRs may rise, they 

remain a smaller portion of the total cost compared 

to capital expenditures. The traditional economic 

advantage of large reactors is diminishing as technical 

innovations in SMR designs challenge economies of 

Vol. 69 (2024)

54 

 


C0 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12 

NPS name Shika-1 Shika-2 KK-6 KK-7 Barakah-1 Barakah-3 Darlington-4 Vogtle-2 Vogtle-3 Olkiluoto Civaux-2 Leningrad 2-2 

Country Japan Japan Japan Japan UAE UAE Canada US US Finland France Russia 

Model BWR-5 ABWR-1108 ABWR-1315 ABWR-1315 APR-1400 APR-1400 CANDU-850A WH4L 

PWR-1152 

AP-1000 (1117) EPR-1600 N4 REP-1495 VVER V-491 

(1101) 

Owner Hokuriku Elec. Hokuriku Elec. TEPCO TEPCO Emirates NEC Emirates NEC OPG GA Power GA Power Teollisuuden V EDF Joint Rosenergoatom 

Operator Hokuriku Elec. Hokuriku Elec. TEPCO TEPCO Nawah Nawah OPG Southern Southern Teollisuuden V EDF Joint Rosenergoatom 

Construction 

Start 

1989 JUL 1 2001 AUG 19 1992 NOV02 1993 JUN30 2012 JUL 18 2014 SEP23 1985 JUN 30 1976 JUL 31 2013 MAR 01 2005 AUG 11 1991 MAR 31 2010 APR 14 

First Criticality 1992 NOV 20 2005 MAY 25 1995 DEC17 1996 OCT31 2020 AUG 06 2022 SEP 21 1993 MAR 12 1989 MAR 27 2023 MAR 05 2021 DEC 20 1999 NOV 26 2020 AUG 28 

Duration 1 41 mos. 45 mos. 37 mos. 40 mos. 96.5 mos. 96 mos. 93 mos. 141 mos. 120 mos. 195 mos. 106 mos. 124 mos. 

1st Grid 

Connection 

1993 JAN 12 2005 JUL03 1996 JAN28 1996 DEC16 2020 AUG 18 2022 OCT 07 1993 APR 16 1989 APR 09 2023 MAR 31 2022 MAR 11 1999 DEC 23 2020 OCT 21 

Duration 2 43 mos. 47 mos. 39 mos. 41.5 mos. 96.5 mos 96.5 mos. 94 mos. 141 mos. 120 mos. 198 mos. 107 mos. 126 mos. 

Status 

Shutdown, 

„3.11“ 

Shutdown, 

„3.11“ 

SD, „3.11“ SD, „3.11“ Operating Operating Operating Operating Operating Operating Operating Operating 

Regulator NRA NRA NRA NRA UAE UAE CNSC USNRC USNRC Finland France Russia 

Seeking restartYes Yes Yes Yes Operating Operating Operating Operating Operating Operating Operating Operating 

Consulted 

reference 

KK - Kashiwazaki 

- Kariwa 

OPG=Ontario 

Power 

Generation 

[1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] 

Tab. 3 

Comparative table of NPP construction to grid connection duration. 

References: [1] https://world-nuclear.org/nuclear-reactor-database/details/SHIKA-1; [2] https://www.world-nuclear.org/reactor/default.aspx/ 

SHIKA-2?fbclid=IwAR0XeusQsy_Fzs8RimcJuXrdM407tV334b6Y52U-W8vbTBaStG5_Od0rQzE; [3] https://www.world-nuclear.org/reactor/default.aspx/ 

KASHIWAZAKI%20KARIWA-6; [4] https://www.world-nuclear.org/reactor/default.aspx/KASHIWAZAKI%20KARIWA-7; [5] https://www.world-nuclear.org/ 

reactor/default.aspx/BARAKAH-1; [6] https://www.world-nuclear.org/reactor/default.aspx/BARAKAH-3; [7] https://www.world-nuclear.org/reactor/ 

default.aspx/DARLINGTON-4; [8] https://www.world-nuclear.org/reactor/default.aspx/VOGTLE-2; [9] https://www.world-nuclear.org/reactor/ 

default.aspx/VOGTLE-3; [10] https://www.world-nuclear.org/reactor/default.aspx/OLKILUOTO-3; [11] https://www.world-nuclear.org/reactor/ 

default.aspx/CIVAUX-2; [12] https://www.world-nuclear.org/reactor/default.aspx/LENINGRAD%202-2 

scale [49] . First-of-a-kind (FOAK) to n-th-of-a-kind (NOAK) 

cost reductions are critical in this evolution, as depicted 

in Figure 1. 

SMRs face strong competition in the energy market, 

and negative public perceptions – exacerbated by 

social media – compound challenges. In the U.S., SMR 

commercialization remains difficult due to regulatory 

inertia, investment timelines, and political considerations. 

Some recent initiatives aim to reverse the decline 

in nuclear power plants by reopening facilities slated 

for decommissioning, including repurposing coal plant 

sites for SMRs. Although public acceptance of nuclear 

is gradually improving, regulatory changes to enhance 

SMR competitiveness are still in progress [50] . 

The licensing process for SMR designs remains lengthy, 

with each nation‘s regulatory framework requiring 

adaptation. While many nations express interest in 

nuclear energy, limited financial and technical resources 

hinder the establishment of first-of-a-kind 

plants. Although regulatory harmonization has positive 

intentions, the scope is vast. Subsets of regulations, such 

as the Emergency Planning Zone (EPZ), could benefit 

from international standardization. The IAEA continues 

to lead efforts, with bi- and tri-lateral harmonization 

initiatives underway. However, commitments from 

emerging nuclear nations and the establishment of 

key regulatory frameworks for SMRs are needed within 

the next five year s [51] . 

12. NPP Construction Duration 

The construction of new nuclear power plants (NPPs), 

whether large or small, demands significant time, 

effort, and investment. According to the OECD-NEA, the 

high cost of borrowed capital during the lengthy 

construction phase often increases the overall expense, 

posing a disadvantage to nuclear projects in Western 

countries (Cf1). This financial burden contrasts with 

the approach of countries like Russia, China, Argentina, 

and India, where self-financing and strategic determination 

are key, often alongside large contracts 

abroad, such as those in Egypt, Turkey, and Bangladesh. 

Table 3 highlights that construction times, from start 

to grid connection, exceed 90 months in most cases, 

except in Japan. The long duration of the construction 

phase remains a critical challenge for nuclear power 

development. Key takeaways from recent data include: 

✔ Construction practices vary significantly across 

countries like Japan, the UAE, Canada, the USA, 

Finland, and Russia. 

✔ Time from first criticality to grid connection is 

typically short. 



55 

✔ First-of-a-kind (FOAK) NPPs generally require more 

time, but multi-unit sites see improved efficiency 

over time. 

✔ New nuclear nations face additional delays due to 

on boarding, training, and workforce development. 

✔ Extremely long gaps between units, as seen in the 

U.S. (Vogtle), complicate projects and increase risks. 

✔ Construction times over 107 months are too long, 

with stakeholder dynamics shifting during such 

extended periods. 

Despite these challenges, lessons learned from longer 

projects are valuable for future nuclear developments. 

13. Technical and non-technical factors 

About twenty key technical factors contribute to the 

construction cost of a new nuclear plant well understood 

by stakeholders. Beyond the plant itself, nontechnical 

factors, such as sustained investments and 

social acceptance, are also crucial. Over the past 

40-50 years, key cost-impacting factors have evolved. 

Given the urgency around climate change and energy 

security, the need to construct nuclear plants has 

resurfaced despite ongoing concerns. 

Tokuhiro, Genco, and Gomez-Fernandez examined 

both technical and non-technical challenges for Small 

Modular Reactor (SMR) development [52] , citing the NEA/ 

OECD [53] , which highlights areas requiring time, effort, 

and funding. Recent nuclear projects (e.g., Sanmen, 

Vogtle, Olkiluoto) show that overnight construction 

costs typically follow four phases: developmental, rapid 

learning, normal learning, and extended learning. 

Construction costs varied from US$2410 to US$8620 

per kWe. For a reference plant with a 60-year life 

and a 9 % discount rate, 67 % of the Levelized Cost of 

Electricity comes from financing, and EPC costs range 

from US$2800 to US$4600/kWe. 

14. First to Nth of a Kind (FOAK, NOAK) 

Considerations 

Considering NEA/OECD technical and non-technical 

factors, we identify ten key contributors to the total cost 

of new nuclear builds, including Small Modular 

Reactors (SMRs). The highest risk is associated with 

first-of-a-kind (FOAK) plants, while cost reductions for 

nth-of-a-kind (NOAK) plants often emerge 4 to 5 builds 

or 10-20 years later, maintaining uncertainty. The 

ten factors are flexible and interchangeable. Table 4 

presents six scenarios (A to F) with varying cost-saving 

potentials for FOAK SMRs, though institutional factors, 

often undisclosed due to competitive reasons, can 

impact overall savings for SMR and Micro-Modular 

Reactors (MMRs).: 

⁃ Scenario A. Provides equal, moderate cost saving, 

5%, for each cost-saving aspect. The total cost saving 

is assumed to hold cumulative impact, thus 50 %. 

⁃ Scenario B. Provides equal cost-savings in five 

aspects as noted at 10 % and moderate cost-savings, 

at 5 % in the remaining five aspects. Note that any 

five can be selected for 5 % or 10 % cost-savings and 

totals, 75 %. The total cost saving here is significant. 

⁃ Scenario C. Provides equal cost-savings in one 

aspect as noted at 10 % and moderate cost-savings, 

at 5 % in the remaining nine aspects. Note that any 

one-nine aspects can be selected for 5 % or 10 % 

cost-savings and totals, 55 %. 

⁃ Scenario D. Provides equal cost-savings in three 

aspects as noted at 10% and moderate cost-savings, 

at 5 % in the remaining sever aspects. Note that any 

three/seven can be selected for 5 % or 10 % cost- 

savings and totals, 59 %. 

# Scenarios >>> Scenario Scenario Scenario Scenario Scenario Scenario 

Cost factor savings below 

A, % B, % C, % D, % E, % F, % 

1 Design, integrations 5 10 10 10 3 1 

2 Advance manufacturing 5 10 9 10 3 5 

3 Construction QA/QC 5 10 8 10 3 1 

4 Certification/licensing 5 10 7 5 3 1 

5 Modularization 5 10 6 5 3 5 

6 Exclusion/emergency size 5 5 5 5 3 1 

7 Operational, security 5 5 4 5 3 1 

8 Innovation, VR/AR, AI/ML 5 5 3 3 3 1 

9 Workforce, safety/accidents 5 5 2 3 3 5 

10 Overall, FOAK to NOAK 5 5 1 3 3 1 

11 Total % savings 50 75 55 59 30 22 

12 % of original cost 50 25 45 61 70 78 

13 Change to original cost, FOAK, assumed at US$5B 2.5 1.25 2.25 3.05 3.5 3.9 

Tab. 4 

Scenarios and ten potential cost reductions for FOAK (to NOAK) SMR. 

Vol. 69 (2024)

56 

 


⁃ Scenario E. Provides equal, moderate cost saving, 

3 %, for each cost-saving aspect. The total cost 

saving is assumed to hold cumulative impact, thus 

50 %. 

⁃ Scenario F. This scenario assumes cost-savings in 

three aspects with the highest promise of advancements, 

while expecting, either time or effort consuming 

smaller gains (1 %) in all other aspects. 

Gains in Advance Manufacturing, Modularization 

and Workforce/Accident (scenarios and thus) Safety 

were selected here. However, any three can be 

select to give a total cost saving of 22 %. 

15. Cost Reductions, Uncertainties and Scenarios 

The six scenarios are summarized as follows: Scenarios 

A and E show 5 % and 3 % cost savings from all ten 

factors, resulting in overall reductions of 50 % and 

30 %, respectively. Scenarios B, C, D, and F show 

significant reductions from selected factors: five factors 

(Scenario B), one factor (Scenario C), three top factors 

(Scenario D), and three select factors (Scenario F). 

Scenario F demonstrates a 22 % reduction, with a 

distribution of advancements (1 % or 5 %). Table 4 outlines 

ten cost-saving factors for SMRs (FOAK to NOAK), 

categorized into primary through switchyard systems. 

These factors are then noted as applicable (X) or not 

applicable [NA] based on provisional assumption as 

follows: 

⁃ That advances in advanced manufacturing techniques 

for the Primary System, and especially the 

core will require time and effort because of the 

need for regulatory approval. It is thus noted as, not 

applicable [NA]. 

⁃ That the exclusion and/or emergency planning 

zone requirements are defined by various national, 

State/Provincial and regional requirements, and regulations 

for a larger reactor may be accepted in the 

interim, while regulatory approval for a smaller 

EPZ is sought. This applies for Secondary, Tertiary 

areas of the NGS but not for the switchyard that 

may be pre-determined in some manner. 

⁃ As well changes in reactor design, design integration, 

modularization, exclusion/emergency (planning 

zone) size and operational security are 

assumed to be pre- determined and therefore 

decided, either in the Primary or Secondary system 

design. 

⁃ Finally, all factors listed other than exclusion/emergency 

size, operational, security, and work force 

safety/accidents are assumed to be independent nor 

impacted by the other factors. 

For emerging nuclear nations, support from international 

organizations like the IAEA is crucial, 

parti cularly regarding workforce development, as 

noted in Table 5. Five key factors – engineering and 

design (E&D), regulatory application (RA), construction 

and supply chain (CN/SC), environmental assessment 

(EAA), and financing and investments (F&I – synergistically 

align in system-level operations. Although 

issues like transitioning coal plants to nuclear and 

corruption in infrastructure are important, they are 

omitted due to ongoing developments [54] . Tokuhiro, 

Tab. 5 

Representative effort and time commitment table of a new reactor concept, with E&D, lasting 10-years, before 

regulatory application (RA) lasting 5-years (60 months), and construction lasting 5-years (60 mo). Other key, 

integrated tasks, as noted below as “low, high, very high” activity. Activity level are unverified, and are thus, qualitative. 



57 

Genco, and Gomez- Fernandez, building on works by 

Tverdsky and Kahnemann [55] , and Yemm et al. [56] , 

highlight complexities in decision-making under 

uncertainty. 

16. Conclusion 

In conclusion, Small Modular Reactors (SMRs) and 

larger nuclear plants offer substantial potential for 

providing low-carbon, reliable energy while supporting 

local and regional sustainable development. However, 

the global deployment of SMRs demands 

careful consideration of environmental, economic, 

and social factors, alongside robust regulatory 

frameworks, public engagement, and international 

cooperation. These factors are particularly relevant 

in regions where open discourse on energy, climate 

change, and nuclear technology risks is possible. 

Even in the absence of such discourse, sustained 

financial investment remains critical, regardless of 

political changes, to ensure the SMR’s long-term 

operational success. 

Key environmental considerations include minimizing 

greenhouse gas emissions, safely handling 

radioactive materials, and managing nuclear waste. 

Economic factors focus on cost reduction, efficiency 

improvements, and securing investment for SMR 

deployment. Social considerations encompass public 

engagement, stakeholder involvement, social equity, 

and the support of local economies. 

Several methodologies, such as life cycle assessments 

and multi-criteria decision analysis, help 

assess the sustainability of SMRs. International 

initiatives like the IAEA, NEA, and IFNEC foster 

cooperation and promote best practices. For sustainable 

SMR deployment, a holistic approach – addressing 

environmental, economic, and social factors – is 

necessary to ensure that SMRs contribute to a low- 

carbon, sustainable energy system that promotes 

economic development and social equity. 

References 

[1] Boldon, L.; Sabharwall, P.; Painter, C.; Liu, L. An overview of small modular 

reactors: Status of global development, potential design advantages, and 

methods for economic assessment. Int. J. Energy Environ. Econ. 2014, 22, 

437–459 

[2] Pioro, I.; Duffey, R.; Kirillov, P.; Dort-Goltz, N. Current Status of Reactors 

Deployment and Small Modular Reactors Development in the World. J. 

Nucl. Eng. Radiat. Sci. 2020, 6, 044001. https://www.xylenepower.com/ 

ners_006_04_044001.pdf 

[3] Rowinski, M.K.; White, T.J.; Zhao, J. Small and Medium Sized Reactors 

(SMR): A Review of Technology. Renew. Sustain. Energy Rev. 2015, 44, 643– 

656, https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.01.006 

[4] Hussein, E.M. Emerging small modular nuclear power reactors: 

A critical review. Phys. Open 2020, 5, 100038, https://doi.org/10.1016/j. 

physo.2020.100038 

[5] Shobeiri, E.; Genco, F.; Hoornweg, D.; Tokuhiro, A. Small Modular Reactor 

Deployment and Obstacles to Be Overcome. Energies 2023, 16, 3468. 

https://doi.org/10.3390/en16083468 

[6] Iyer, G.; Hultman, N.; Fetter, S.; Kim, S.H. Implications of Small Modular 

Reactors for Climate Change Mitigation. Energy Econ. 2014, 45, 144–154, 

https://doi.org/10.1016/j.eneco.2014.06.023 

[7] Locatelli, G.; Bingham, C.; Mancini, M. Small modular reactors: A comprehensive 

overview of their economics and strategic aspects. Prog. Nucl. 

Energy 2014, 73, 75–85, https://doi.org/10.1016/j.pnucene.2014.01.010 

[8] Shobeiri, E.; Shen, H.; Genco, F.; Tokuhiro, A. Investigating Long-Term 

Commitments to Replace Electricity Generation with SMRs and Estimates of 

Climate Change Impact Costs Using a Modified VENSIM Dynamic Integrated 

Climate Economy (DICE) Model. Energies 2022, 15, 3613. 

https://doi.org/10.3390/en15103613 

[9] Vuji´c, J.; Bergmann, R.M.; Škoda, R.; Mileti´c, M. Small modular reactors: 

Simpler, safer, cheaper? Energy 2012, 45, 288–295. 

https://doi.org/10.1016/j.pnucene.2014.01.010 

[10] A. Tokuhiro, Reconsidering the comparative social license and safety 

culture of three engineered systems, including nuclear power, in the post- 

Fukushima era, ICONE-27, Tsukuba, Japan, May 19-24, 2019 

[11] A. Tokuhiro, Perspectives on Equity, Diversity and Inclusion, Horizons in 

Nuclear Engineering and Radiation Science in North American Universities, 

28th Women in Nuclear Global Conference, October 4-8, 2020, Niagara Falls 

Ontario Canada. (Presentation only) 

[12] C. Starr, (1969). Social Benefit versus Technological Risk. Science (American 

Association for the Advancement of Science), 165(3899), 1232–1238. 

https://doi.org/10.1126/science.165.3899.1232 

[13] C. Starr, R. Rudman, R., and C. Whipple, (1976). Philosophical Basis for Risk 

Analysis. Annual Review of Energy, 1(1), 629–662. 

https://doi.org/10.1146/annurev.eg.01.110176.003213 

[14] P. Slovic, (2000). The perception of risk, 1 st Ed., London, Earthscan 

Publications. ISBN-10 : 1853835277; ISBN-13 : 978-1853835278 

[15] P. Slovic and Peters, E. (2006). Risk Perception and Affect. Current Directions 

in Psychological Science : a Journal of the American Psychological Society, 

15(6), 322–325. https://doi.org/10.1111/j.1467-8721.2006.00461.x ] 

[16] M.I. Ojovan, H.J. Steinmetz, (2022) , Approaches to disposal of nuclear 

waste, Energies 15 7804, https://doi.org/10.3390/en15207804 

[17] NTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, (2020), Considerations for 

Environmental Impact Assessment for Small Modular Reactors, IAEA- 

TECDOC-1915, IAEA, Vienna, https://www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/ 

PDF/TE-1915_web.pdf 

[18] NEA, Advanced Nuclear Fuel Cycles and Radioactive Fuel Management, 

OECD, 2006. 

[19] Iyer, G.; Hultman, N.; Fetter, S.; Kim, S. Implications of small modular 

reactors for climate change mitigation. Energy Econ. 2014, 45, 144–154. 

https://doi.org/10.1016/j.eneco.2014.06.023 

[20] U.S. Department of Energy (USDOE). Benefits of Small Modular Reactors 

(SMRs); Office of Nuclear Energy, United States Department of Energy: 

Washington, DC, USA, 2018. Available online: https://www.energy.gov/ne/ 

benefits-small-modular-reactors-smrs (accessed on 26 Mai 2023). 

[21] Lloyd, C.A.; Roulstone, T.; Lyons, R.E. Transport, constructability, and 

economic advantages of SMR modularization. Prog. Nucl. Energy 2021, 134, 

103672, https://doi.org/10.1016/j.pnucene.2021.103672 

[22] Osetskaya, M.; Allenykh, M. Development of the technique for fuel 

com ponent of electricity cost produced by nuclear power plants. Vestnik 

IGEU 2017, 6, 67–76. https://doi.org/10.17588/2072‐2672.2017.6.067‐076. 

[23] Shropshire, D. Economic Viability of Small to Medium-Sized Reactors 

Deployed in Future European Energy Markets. Prog. Nucl. Energy 2011, 53, 

299–307. https://doi.org/10.1016/j.pnucene.2010.12.004 

[24] Agar, A.S.; Goodfellow, M.J.; Goh, Y.M.; Newnes, L.B. Stakeholder 

Perspectives on the Cost Requirements of Small Modular Reactors. Prog. 

Nucl. Energy 2019, 112, 51–62. https://doi.org/10.1016/j.pnucene.2018.12.006 

[25] Mignacca B, Locatelli G. Economics and finance of Small Modular Reactors: 

a systematic review and research agenda. Renew Sustain Energy Rev 

2020;118. https://doi.org/10.1016/j.rser.2019.109519 

[26] OECD -NEA, NEA-IFNEC Financing Initiative: Warsaw Conference on 

Nuclear Financing, Presentation by Michel Berthélemy, Nuclear Energy 

Analyst, NEA, https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_75386/ 

nea-ifnec-financing-initiative-warsaw-conference-on-nuclear-financing 

[27] OECD-NEA, New Perspectives for Financing Nuclear New Build. 

Financing New Nuclear Power Plants: Minimising the Cost of Capital by 

Optimising Risk Management. Report, OECD Publishing, Paris, 2022. 

https://www.oecd-nea.org/upload/docs/application/pdf/202212/ 

7632_nea_financing_report.pdf 

[28] Ramana, M.; Mian, Z. One size doesn’t fit all: Social priorities and technical 

conflicts for small modular reactors. Energy Res. Soc. Sci. 2014, 2, 115–124. 

https://doi.org/10.1016/j.erss.2014.04.015 

Vol. 69 (2024)

58 

 


[29] Zhang, X.; Huang, G.; Liu, L.; Song, T.; Zhai, M. Development of an SMRinduced 

environmental input-output analysis model—Application to 

Saskatchewan, Canada. Sci. Total Environ. 2022, 806, 150297. 

https://doi.org/10.1016/j.scitotenv.2021.150297 

[30] Locatelli, G.; Bingham, C.; Mancini, M. Small Modular Reactors: A Comprehensive 

Overview of Their Economics and Strategic Aspects. Prog. Nucl. 

Energy 2014, 73, 75–85. https://doi.org/10.1016/j.pnucene.2014.01.010 

[31] Black, G.; Black, M.A.T.; Solan, D.; Shropshire, D. Carbon Free Energy 

Development and the Role of Small Modular Reactors: A Review and Decision 

Framework for Deployment in Developing Countries. Renew. Sustain. 

Energy Rev. 2015, 43, 83–94. https://doi.org/10.1016/j.rser.2014.11.011 

[32] Md I. Hosan, Md J. Dewan, Md H. Sahadath, D. Roy, and D. Roy, Assessment 

of public knowledge, perception, and acceptance of nuclear power in 

Bangladesh. Nuclear engineering and technology, 55(4), 1410–1419, 2023. 

[33] A. Tokuhiro, Energy, complexity and geo-politics in Japan, University of 

Toronto, Munk School of Global Affairs and Public Policy, January 18, 2024. 

[34] S. Hirschberg, R. Dones, T. Heck, P. Burgherr, W. Schenler, and C. Bauer, 

Sustainability of Electricity Supply Technologies under German Conditions: 

A Comparative Evaluation,“ Rep. by Paul Scherrer Inst. to Int. Comm. Nucl. 

Technol.,no. 4, p. 79, 2004. https://www.psi.ch/sites/default/files/import/ta/ 

PublicationTab/Hirschberg_2004.pdf 

[35] L. Stamford and A. Azapagic, “Life cycle sustainability assessment of 

electricity options for the UK,“ Int. J. energy Res., vol. 36, pp. 1263-1290, 

2012. https://doi.org/10.1002/er.2962 

[36] Hassan, M. (2018). social impact assessment (sia): a review of sia procedure 

in malaysia. The International Journal of social Sciences and Humanities 

Invention, 5(4), 4550-4557. https://doi.org/10.18535/ijsshi/v5i4.02 

[37] El‐Emam, R. S., & Subki, M. H. (2021). Small modular reactors for nuclearrenewable 

synergies: Prospects and impediments. International Journal of 

Energy Research, 45(11), 16995-17004. https://doi.org/10.3390/en16186491 

[38] Bhattacharyya, S. C., & Giri, B. C. (2021). Sustainability assessment of small 

modular reactors: a review. Journal of Cleaner Production, 297, 126620. 

https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2021.126620 

[39] Lozano, R. and Huisingh, D. (2011). Inter-linking issues and dimensions in 

sustainability reporting. Journal of Cleaner Production, 19(2-3), 99-107. 

https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2010.01.004 

[40] Daneshpour, H. (2017). Integrating sustainable development into project 

portfolio management through application of open innovation. Optimal 

Management Strategies in Small and Medium Enterprises, 370-387. 

https://doi.org/10.4018/978-1-5225-1949-2.ch017 

[41] U.S. Food and Drug Administration, “Regulatory Harmonization and 

Convergence”, article dated August 7, 2019. Accessed on 2023 MAY 2. Link; 

https://www.fda.gov/vaccines-blood-biologics/international-activities/ 

regulatory-harmonization-and-convergence 

[42] Nayak, J. and Al-Anbagi, I. (2022). Vulnerability assessment and defence 

strategy to site distributed generation in smart grid. Iet Smart Grid, 5(3), 

161-176. https://doi.org/10.1049/stg2.12059 

[43] Krall, L.; Macfarlane, A.; Ewing, R. Nuclear Waste from Small Modular 

Reactors. Proc. Natl. Acad. Sci. USA 2022, 23, e2111833119. 

https://www.pnas.org/doi/full/10.1073/pnas.2111833119 

[44] OECD-NEA, Management of Spent Fuel Regulatory, Radioactive Waste and 

Decommissioning in SMRs or Advanced Reactor Technologies, Ottawa, 

Canada, 7-10 November 2022. 

[45] L.M. Krall, Macfarlane, A. M., & Ewing, R. C. (2022). Nuclear waste from 

small modular reactors. Proceedings of the National Academy of Sciences 

– PNAS, 119(23), e2111833119–e2111833119. 

https://doi.org/10.1073/pnas.2111833119 

[46] Oettingen, M.; Cetnar, J. Comparative analysis between measured and 

calculated concentrations of major actinides using destructive assay data 

from Ohi-2 PWR. Nukleonika 2015, 60, 571–580. 

https://sciendo.com/article/10.1515/nuka-2015-0102 

[47] Carelli, M.D.; Mycoff, C.W.; Garrone, P.; Locatelli, G.; Mancini, M.; Ricotti, 

M.E.; Trianni, A.; Trucco, P. Competitiveness of Small-Medium, New 

Generation Reactors: A Comparative Study on Capital and O&M Costs. 

In Volume 4: Structural Integrity; Next Generation Systems; Safety and 

Security; Low Level Waste Management and Decommissioning; Near 

Term Deployment: Plant Designs, Licensing, Construction, Workforce 

and Public Acceptance; ASME: Houston, TX, USA, 2008; pp. 499–506. 

https://doi.org/10.1115/ICONE16-48931 

[48] Hidayatullah, H., Susyadi, S., Subki, M.H., 2015. Design and technology 

development for small modular reactors – safety expectations, prospects 

and impediments of their deployment. Prog. Nucl. Energy 79, 127–135. 


[49] Carelli, M.D., Garrone, P., Locatelli, G., Mancini, M., Mycoff, C., Trucco, P., 

Ricotti, M.E., 2010. Economic features of integral, modular, 

small-to-medium size reactors. Prog. Nucl. Energy 52 (4), 403–414. 


[50] Ramana, M.V., Hopkins, L.B., Glaser, A., 2013. Licensing small modular 

reactors. Energy 61, 555–564. https://doi.org/10.1016/j.energy.2013.09.010 

[51] Sainati, T., Locatelli, G., Brookes, N., 2015. Small modular reactors: 

licensing constraints and the way forward. Energy 82, 1092–1095. 

https://doi.org/10.1016/j.energy.2014.12.079 

[52] A. Tokuhiro, F. Genco, M. Gomez-Fernandez, Technical and non-Technical 

Issues and Challenges to Realize Nuclear Power and SMR Safety-in-Design 

to Levelized the Perceptin of SMRs as Part of the Lower Carbon National 

Energy Portfolio, , Fourth International Conference on Generation IV & 

Small Reactors (G4SR-4), Toronto, ON, Canada, October 3 – October 6, 2022 

[53] Nuclear Energy Agency (NEA) /OECD, Unlocking Reductions in the 

Construction Costs of Nuclear: A Practical Guide for Stakeholders, 

Nuclear Technology Development and Economics 2020. As of 2022 May 21, 

here; https://www.oecd-nea.org/upload/docs/application/pdf/2020-07/7530- 

reducing-cost-nuclear-construction.pdf 

[54] Morgan, Lewis & Bockius, LLP, Quarterly Nuclear Update, May 8, 2024. 

(online Zoom update). 

[55] A. Tversky, and D. Kahneman, D. (1974). Judgment under Uncertainty: 

Heuristics and Biases: Biases in judgments reveal some heuristics of 

thinking under uncertainty. Science (American Association for the 

Advancement of Science), 185(4157), 1124–1131. 

https://doi.org/10.1126/science.185.4157.1124 

[56] R Yemm, D. Pizer, C. Retzler, R. Henderson (2012). Pelamis: experience 

from concept to connection. Philosophical Transactions of the Royal Society 

of London. Series A: Mathematical, Physical, and Engineering Sciences, 

370(1959), 365–380. https://doi.org/10.1098/rsta.2011.0312. 

Authors 

Professor Naima Amrani 

Department of Physics, Faculty of Sciences, Setif-1 

University, and 

Dosing, Analysis and Characterization in High-Resolution 

Laboratory, 

Ferhat ABBAS, Setif, Algeria 

Naima2073@yahoo.fr 

Naima Amrani is Full Professor, Department of Physics, 

at the University of Ferhat ABBAS, Sétif-1, Algeria. 

She currently researches nuclear transmutation of 

long-lived fission products in fast nuclear reactors, 

and holds particular interest, in beta-decay theory, 

weak interactions and neutrino-nucleus phenomena. 

She is also interested in the application of the optically-stimulated 

luminesence technique, as well as small 

modular reactors design and applications. 

Professor Akira Tokuhiro 

Professor at the Faculty of Engineering and Applied 

Science 

Ontario Tech University, Ontario, Canada 

akira.tokuhiro@ontariotechu.ca 

Akira Tokuhiro is Professor in the Faculty of Energy 

Systems and Nuclear Science at Ontario Tech University 

in Oshawa, Ontario, Canada. His primary R&D 

interests are in development of advanced reactor concepts, 

including small modular reactors. He joined 

Ontario Tech University from NuScale Power. He has 

nuclear and energy R&D experiences in Switzerland, 

Japan, USA and Canada. 



59 

Entwicklung und Validierung 

einer Rechenkette zur Simulation 

von Micro Modular Reactors 

› Andreas Schaffrath, Jérémy Bousquet, Daniel Eckert, Norman Dünne, Andreas Wielenberg, 

Fabian Weyermann, Jörg Starflinger, Jakub Dariusz Bronik, Michael Buck, Viktoriia Gasanova, 

Markus Hofer, Rudi Kulenovic, Ruggero Meucci, Matthias Peiretti 

Mikroreaktoren (englisch Micro (Modular) Reactors oder kurz MMRs) sind eine 

Untergruppe der Small Modular Reactors (SMRs) mit elektrischen Leistungen kleiner 

10 MWel [1] . Diese können sowohl mobil als auch stationär zur Strom- und 

Wärmeversorgung in entlegenen Gebieten ohne Anbindung an ein Stromnetz bzw. in 

Katastrophengebieten betrieben werden. MMRs sollen perspektivisch energieintensive 

Technologien ersetzen, die fossile Brennstoffe nutzen und hohe Betriebs- und Logistikkosten 

haben. Ausgewählte Beispiele für den geplanten Einsatz sind: 

⁃ Bruce Power und Westinghouse haben zusammen 

eine Machbarkeitsstudie durchgeführt, bei der Entwicklung 

des transportablen MMRs eVinci für die 

Strom- und Wärmeversorgung von Industrie und 

Siedlungen im Norden Kanadas [2] . 

⁃ Die NASA beabsichtigt im Weltraum MMRs zur 

Strom- und Wärmeproduktion (z.B. in großen 

Satelliten oder bei Missionen zu anderen Himmelskörpern) 

zu nutzen [3] . 

⁃ Das US-Militär plant den Einsatz von MMRs zur 

Strom- und Wärmeversorgung im Feld und in 

Katastrophengebieten [4] . 

Vor diesem Hintergrund werden derzeit MMRs speziell 

in den USA aber auch in China [5] und Korea [6] intensiv 

erforscht und weiterentwickelt. Die Wirtschaftlichkeit 

von MMRs soll durch Serienproduktion (möglichst 

mit einer Fertigungsstraße in einer Fabrik) erreicht 

werden, so dass die Vorteile der Serienproduktion die 

Nachteile für die fehlende Economy of Scale ersetzen 

können. Durch die zahlreichen und finanzstarken 

potenziellen Nutzer ist mittelfristig die Realisierung 

ausgewählter MMR-Konzepte wahrscheinlich. 

Kurzbeschreibung der MMR Technologie 

Gemäß IAEA [1] sind zwölf der 80 SMR-Designs MMRs, 

davon sind aber nicht alle transportabel. Der Aufbau 

der verschiedenen MMR-Designs ist meist ähnlich, 

typische technische Merkmale sind: 

⁃ eine Zykluslänge bis zu 3 Jahren, ein geringes 

Kerninventar, eine Anreicherung < 20 %, ggf. die 

Verwendung von TRISO-Brennstoff, 

⁃ hohe Kernaustrittstemperaturen bis 700 °C, druckloses 

Kühlmittel (zumeist flüssiges Kalium), 

⁃ der passive Wärmetransport mittels mit Flüssigmetall 

gefüllten Heat Pipes oder Thermosiphons, 

oder auch Naturumlauf mit Helium als Arbeitsmedium, 

⁃ ein innovatives Turbinenkonzept (Varianten mit 

Dampf oder Helium oder überkritischem CO 2 bzw. 

mit Hilfe des Joule Kreisprozesses mit Luft werden 

diskutiert), 

⁃ ggf. passive Nachwärmeabfuhr durch Heat Pipes 

oder Thermosiphons an die Umgebungsluft. 

Zu den zwölf von der IAEA in [1] aufgeführten MMRs 

sind nur wenige Daten öffentlich zugänglich. Nachfolgend 

ist daher exemplarisch der Aufbau eines 

MMRs am Beispiel des akademischen Konzeptes Special 

Purpose Reactor (SPR) des Los Alamos National 

Laboratory (LANL) und Westinghouse [7] beschrieben. 

Basierend auf dem SPR entwickelte Westinghouse 

später den eVinci [8] weiter, folglich besitzt der eVinci 

viele Elemente des SPR. Dieses Design ist zudem 

transportabel. 

Der Kern des SPR besitzt eine thermische Leistung von 

ca. 5 MW und ist in Bild 1 dargestellt. Er besteht aus 

einem massiven Edelstahlblock mit 6 Segmenten, in 

denen ca. 2100 Brennstäbe sowie ca. 1200 Heat Pipes 

angeordnet sind. Im Zentrum des Stahlmonolithen 

befindet sich ein zentraler Kanal, für Elemente (hier 

einem Stab sowie einem Hohlzylinder) zur Notabschaltung. 

Um den Stahlmonolith befindet sich ein 

Al 2 O 3 Reflektor, in dem drehbare Kontrollelemente 

(sog. Control Drums) mit Absorbermaterialien für eine 

Leistungsregelung untergebracht sind. Weiter außen 

ist der Reflektor von einem der Kernbehälter sowie 

einer Strahlungsabschirmung umgeben. 

Vol. 69 (2024)

60 

 


Bild 1 

Prinzipieller Aufbau des SPR Kerns [9] 

Bild 2 

Prinzipieller Aufbau des SPR [9] 

Die Heat Pipes sind je ca. 4 m lang und mit Kalium bei 

leichtem Unterdruck gefüllt. Sie transportieren die 

Wärme rein passiv und ohne bewegliche Teile aus dem 

Reaktorkern an einen Primärwärmetauscher (siehe 

Bild 2), der an einem Wärmekreislauf angeschlossen 

ist. Es existieren verschiedene Turbinenkonzepte (mit 

Dampf, Helium oder überkritischem CO 2 bzw. mit Hilfe 

des Luft-Brayton-Cycles). Die Nachwärmeabfuhr erfolgt 

über einen gesonderten Wärmeübertrager. 

Adaption und Validierung der GRS-Rechenkette 

zur Simulation von MMR 

Die grundsätzliche Anwendbarkeit der GRS-Rechenkette 

auf SMR wurde in [10] dargestellt und bewertet. Für 

die Simulation von MMRs sind die Codes FENNECS 

(Neutronenkinetik) und AC²/ATHLET (Thermohydraulik) 

von Bedeutung. FENNECS (Finite ElemeNt 

NEutroniCS code) ist ein stationärer und zeitabhängiger 

3D-Weniggruppen-Neutronenkinetikcode auf der Basis 

der Finite-Elemente-Methode (FEM) für die Transportgleichung 

in Diffusionsnäherung [11] . Seine geometrische 

Flexibilität ermöglicht die Modellierung 

komplexer und unregelmäßiger Geometrien von 

MMRs, von kleinen modularen Reaktoren sowie 

von anderen innovativen Reaktorkonzepten. Eine 

Kopplung zu AC²/ATHLET ist vorhanden. Der Systemcode 

ATHLET wird im GRS-Programmpaket AC² für die 

Simulation der Thermohydraulik in Kernkraftwerken 

der Generationen II bis IV sowie SMR entwickelt, 

validiert und angewendet [12] . ATHLET wurde erfolgreich 

auf wassergefüllte Thermosiphons angewandt [13] . 

Mit der zuvor kurz beschriebenen Rechenkette können 

MMR mit Kühlung durch Flüssigmetall-gefüllte Heat 

Pipes derzeit nicht vollständig simuliert werden, weil 

spezifische thermohydraulische Modelle speziell für 

die Heat Pipes fehlen. Folglich sind vor einer (gekoppelten) 

Anwendung von FENNECS und AC²/ATHLET 

für Sicherheitsanalysen zunächst umfangreichere 

Entwicklungs- und Validierungsschritte erforderlich. 

Diese sind: 

⁃ die Erstellung eines 3D-Neutronik-Modells für 

Analysen mit dem GRS-Code FENNECS und Qualifizierung 

gegen publizierte Referenzdaten (z.B. der 

frei zugänglichen Designstudie des SPRs), 

⁃ Weiterentwicklung von AC²/ATHLET Modellen zur 

Simulation Kalium-gefüllter Heat Pipes, 

⁃ Validierung von AC²/ATHLET gegen Experimente 

sowie Qualifizierung gegen publizierte Referenzmessungen 

für Kalium-gefüllte Heat Pipes (hierbei 

wird konsequent darauf geachtet, dass die Daten 

für die Modellentwicklung nicht auch für die 

Validierung verwendet werden), 

⁃ Erweiterung der experimentellen Datenbasis durch 

Experimente beim IKE Stuttgart (inkl. Fertigung der 

auszumessenden Heat Pipes z. B. mittels im Rahmen 

des BMBF Vorhabens SIFEKO entwickelter additiver 

Fertigungsverfahren [14] ), 

⁃ Weiterentwicklung von AC²/ATHLET für CO 2 und 

Luft-basierte Joulekreisläufe als betriebliche 

Wärme abnahme zur Stromerzeugung, 

⁃ Spezifikation eines konsistenten MMR-Modells und 

Qualifizierung der Rechenkette durch integrale 

Simulationen des Betriebs- und Störfallverhaltens 

des MMR. 

Hinter jedem der zuvor beschriebenen Teilschritte 

verbergen sich wiederum zahlreiche Einzelschritte. 

Aus Platzgründen werden an dieser Stelle exemplarisch 

nur die Arbeiten zur 

⁃ Weiterentwicklung von AC²/ATHLET für MMR mit 

Kalium-gefüllten Heat Pipes sowie die 

⁃ Erweiterung der experimentellen Datenbasis durch 

Experimente am IKE Stuttgart 

im Detail untersetzt. Die Weiterentwicklung von 

AC²/ATHLET für MMR mit Kalium-gefüllten Heat Pipes 

erfordert u. a. 

⁃ die Implementierung von Kalium als zweiphasiges 

Arbeitsmedium in Anlehnung an Natrium mit 

thermophysikalischen Stoffwerten und Transportgrößen, 

⁃ die Überprüfung und ggf. Verbesserung der in 

AC²/ATHLET enthaltenen Schließungsgleichungen 

für Verdampfung und Kondensation, 

⁃ die Adaption von Auswahllogiken und Strömungskarten 

für das Arbeitsmedium Kalium für repräsentative 

Betriebsbedingungen von MMR, 



61 

⁃ den Einbau und Optimierung spezifischer Wärmeübergangskorrelationen 

und spezifischer Druckverluste 

sowie Auswahllogiken für Kalium-gefüllte 

Heat Pipes, 

⁃ Entwicklung und Einbau eines geeigneten Modells 

für die Berücksichtigung der Oberflächenstrukturen 

insbesondere auf der Innenseite des Heat Pipes, 

⁃ die Verbesserung von Korrelationen für weitere 

MMR‐Komponenten: Implementierung und Verifizierung 

weiterer MMR-spezifischer Modellverbesserungen 

aus der Literatur in ATHLET, wie z. B. 

verbesserte Wärmeübergangskorrelationen für 

einen stagnierenden Flüssigmetall-Pool, Materialeigenschaften 

für den Stahlmonolithen und die 

Heat Pipes, Rückwirkungskoeffizienten für den 

Al 2 O 3 -Reflektor sowie die drehbaren Kontrollelemente 

(control drums) 

⁃ sowie die Validierung und ggf. Optimierung der 

Modellerweiterungen anhand der neuen Experimente 

des IKE. 

Die Erweiterung der experimentellen Datenbasis umfasst 

u.a. 

⁃ das Design sowie die Fertigung der Wärmerohre 

und den Aufbau und Inbetriebnahme des Versuchsstands, 

⁃ die Durchführung von Experimenten gemäß einer 

noch zu entwickelnden und mit dem Codeanwender 

und -validierer abzustimmenden Testmatrix (derzeit 

sind Versuche mit 3 verschiedenen Heat Pipe 

Varianten und bei fünf verschiedenen Neigungswinkeln 

von 0° bis 90° sowie verschiedene Lastzuständen 

(Anfahren, stationäre Teillast, Volllast, 

Lastwechselrampen, Umschalten von betrieblicher 

Kühlung auf Nachwärmeabfuhr geplant)), 

⁃ Auswertung und Darstellung der Ergebnisse in sog. 

Quicklook Reports (QLR) und zeitnahe Verfügbarmachung 

der Messdaten im Projekt, 

⁃ Datenanalyse, Simulation einer Korrelation zur 

Charakterisierung von Heat Pipes in Abhängigkeit 

relevanter Parameter. 

Forschungsverbund MISHA und sein Beitrag 

zum Kompetenzerhalt sowie Aufbau 

Das Bundesministerium für Bildung und Forschung 

(BMBF) fördert seit 2022 das Verbundvorhaben 

MISHA (Modellierung von Innovativen Micro Modular 

Reactors mit Kalium Heat Pipes mit der nuklearen 

Rechenkette der GRS) die Erweiterung und Validierung 

der nuklearen Rechenkette der GRS für diese MMRs. 

Die beiden Projektpartner (das Institut für Kernenergetik 

IKE der Universität Stuttgart sowie die 

Gesellschaft für Anlagen und Reaktorsicherheit 

GRS gGmbH) sowie andere an dieser Thematik interessierte 

nationale und internationale Organisationen 

werden damit in die Lage versetzt, unabhängig eigene 

Sicherheitsanalysen durchzuführen, diese sicherheitstechnisch 

zu bewerten und Kompetenzen zu 

MMRs weiter aufzubauen. Die Arbeiten innerhalb dieses 

Vorhabens sehen vier Promotionen vor. Die 

Themenschwer punkte der einzelnen Doktorarbeiten 

sowie deren Verzahnung ergeben sich anhand des in 

Bild 3 dargestellten Netzplans. Im Rahmen des Vorhabens 

fließen ferner Ergebnisse anderer Forschungsvorhaben 

(wie z. B. des BMBF Vorhabens SIFEKO [14] , 

das weiter unten kurz beschrieben ist) ein, die relevant 

für MISHA sind. 

Bild 3 

Netzplan des Forschungsverbundes MISHA, Themen der geplanten Doktorarbeiten sowie deren Verknüpfung 

Vol. 69 (2024)

62 

 


Ergebnisse 

Der Forschungsverbund MISHA hat zum aktuellen 

Zeitpunkt ca. ein Drittel der geplanten Bear beitungszeit 

von 4 Jahren erreicht. Bislang wurden zahlreiche 

wichtige Teilziele erreicht, auf die im Rahmen der 

KERNTECHNIK 2024 in drei Vorträgen sowie drei 

weiteren Posterpräsentationen im Detail ein gegangen 

wurde. 

Die einzelnen Arbeiten zu MISHA sowie weitere 

für MISHA relevante Arbeiten im Rahmen anderer 

Vorhaben lassen sich wie folgt übergeordnet zusammenfassen: 

⁃ Auf der Basis des SPR wurde ein Referenzdesign für 

das MISHA-Vorhaben abgeleitet und fehlende Daten 

abgeschätzt und ergänzt. 

⁃ Für das Referenzdesign wurde ein 3D-Neutronik- 

Modell für Analysen mit dem GRS-Code FENNECS 

erstellt. Die Reaktivitätskoeffizienten wurden 

mit dem Programm SERPENT für verschiedene 

Anlagen zustände (verschiedene Positionen der 

Control-Drums) bestimmt. Bei ausrotierten Control- 

Drums stimmen die Ergebnisse mit der Referenzlösung 

gut überein, bei einrotierten Control-Drums 

gibt es noch Abweichungen, die derzeit näher 

untersucht werden [15] . 

⁃ Für Kalium wurden Stoffwertefunktionen in AC²/ 

ATHLET implementiert und mit der so erweiterten 

Version von AC²/ATHLET erste Simulationen durchgeführt 

und die Ergebnisse plausibilisiert. Zukünftig 

werden die AC²/ATHLET Modelle verbessert, um die 

Wärmeübertragung sowie die axiale Wärmeleitung 

in der Flüssigmetallphase sowie die Zweiphasenströmung 

in den Heat Pipes realistischer zu beschreiben. 

Erste Versuche haben gezeigt, dass die 

Wärmeübertragungsraten unterschätzt werden. 

Zusätzlich sind noch numerische Probleme zu 

lösen [16] . 

⁃ Im Rahmen des BMBF Vorhabens SIFEKO werden 

Technologien für die additive Fertigung von Kaliumgefüllten 

Heat Pipes entwickelt. Hiermit können 

Heat Pipes für MISHA flexibel gestaltet und mit 

komplexen Details hergestellt werden. Erste Muster 

wurden bereits hergestellt und verschiedenen 

Tests (u.a. Dichtheits- Quetsch- und Elektronenstrahl 

Schweißversuche) unterzogen [14] . 

⁃ Am IKE wird ein Versuchsstand zum Testen der mit 

Flüssigmetall gefüllten Heat Pipes ausgelegt und 

auf gebaut. Alle relevanten Betriebsbedingungen 

sowie geometrischen Anordnungen der Heat Pipes 

lassen sich simulieren. Die zu testenden Heat Pipe- 

Prototypen sollen unterschiedliche innere Oberflächen 

(glatte Oberfläche, mehrlagiges Maschensieb 

z. T. mit einer Bedeckung mit Rillen) besitzen 

und unter ver schiedenen Randbedingungen (z. B. 

Temperatur, Kippwinkel, Wärmezufuhr usw.) getestet 

werden [17] . Der Versuchstand ist modular 

aufgebaut, so dass nicht nur die 4 m langen Heat 

Pipes des SPR-Konzeptes, sondern auch kürzere 

Heat Pipes aus der additiven Fertigung untersucht 

werden können. 

⁃ An der Versuchsanlage SCARLETT (Supercritical 

CARbon dioxide Loop at IKE StuTTgart) wird eine 

experimentelle Studie zum kritischen Wärmestrom 

(CHF) sowie Post-CHF von CO 2 durchgeführt. Die 

Versuche wurden bei reduzierten Drücke größer 

0,7, Massenströmen von 250 bis 3000 kg/s und 

Wärmeströmen von 40 bis 220 kW/m² durchgeführt. 

Es wurden Versuche für sog. Filmsieden (DNB) bzw. 

Austrocknen (LFD) durchgeführt und für beide 

Phänomene interessante Daten nicht nur für die 

AC²/ATHLET Modellerweiterung und -validierung 

aufgenommen [18] . 

⁃ Der sCO 2 -Kreislauf wurde in ATHLET abgebildet, 

wobei der Schwerpunkt auf der genauen Modellierung 

der Turbomaschinen lag. Die Performance 

Maps (PM) werden mit bikubischen Spline- 

Algorithmen approximiert, um die Genauigkeit 

zu erhöhen. Darüber hinaus wird ein Realgasähnlichkeitsansatz 

verwendet, um wechselnde 

thermodynamische Einlassbedingungen zu berücksichtigen 

[19] . 

Maßnahmen zur Kompetenzentwicklung 

Die zuvor beschriebenen Projekte und Arbeiten leisten 

einen vorbildlichen Beitrag zur Kompetenzent wicklung 

von Nachwuchswissenshaftlern/-innen. Die Promovierenden 

werden bereits heute in die bestehenden 

Promovierendennetzwerke integriert. Sie besuchen 

regelmäßg Schulungen und Weiterbildungsmaßnehmen, 

unter anderem die KONTEC oder die Kerntechnik. 

Es sind wechselseitige Besuchswochen vorgesehen. 

Numeriker sollen vor Ort selbst sehen, wie 

experimentelle Daten generiert und bearbeitet werden. 

Andererseits sollen auch Experimentatoren die 

nukleare Rechenketten kennen- und anwenden lernen. 

Ein besonderer Höhepunkt ist das von den Promovierenden 

selbst organsierte Promovierendenseminar, 

das jährlich an einem anderen Ort stattfindet. Dieses 

große Netzwerkevent trägt wesentlich zum fachlichen 

Austausch der Promovierenden bei und fördert die 

Vernetzung untereinander. 

Zusammenfassung 

Der vorliegende Beitrag beschreibt den aktuellen 

Zwischenstand der Arbeiten des vom Bundesministeriums 

für Bildung und Forschung geförderten 

Forschungsverbundes MISHA. Ziel des Verbundes ist 

die Erweiterung und Validierung und Anwendung 

von Rechenprogrammen zur Simulation von MMR. 

Hiermit werden die beiden Projektpartner IKE und GRS 

in die Lage perspektivisch versetzt, eigene unabhängige 

Sicherheitsanalysen zu transportablen, Heat Pipe gekühlten 

MMRs durchzuführen sowie deren Sicherheitskonzept 

und Risiken bei deren Betrieb und Transport 

zu bewerten. Im Rahmen des Vorhabens sind u.a. vier 

Promotionen sowie zahlreiche Masterarbeiten geplant. 

Somit liefert das Vorhaben einen substanziellen Beitrag 

zum Kompetenzerhalt und -aufbau zu dieser Thematik. 



63 

Danksagung 

Die hier vorgestellten Arbeiten wurden durch das 

Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) 

im Rahmen der Forschungsvorhabens MISHA (02 NUK 

074A/B) gefördert und vom Projektträger Karlsruhe 

(PTKA) betreut. Die Verantwortung für den Inhalt 

dieser Veröffentlichung liegt bei den Autoren. 

Referenzen 

Autoren 

Dr. Andreas Schaffrath 

Leiter des Bereichs Sicherheitsforschung 

Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit 

(GRS) gGmbH 

andreas.schaffrath@grs.de 

Dr. Andreas Schaffrath ist seit 2013 Leiter des Bereichs 

Sicherheitsforschung bei der Gesellschaft für 

Anlagen- und Reaktorsicherheit (GRS) gGmbH. Zuvor 

war er von 2003 bis 2013 beim TÜV NORD e.V. sowie 

der SysTec GmbH & Co. KG tätig, wo er mehrere Leitungspositionen 

innehatte. Seine berufliche Laufbahn 

begann Dr. Schaffrath als wissenschaftlicher Mitarbeiter 

am Institut für Sicherheitsforschung des Forschungszentrums 

Rossendorf e.V., wo er von 1997 bis 

2002 tätig war. Zuvor hatte er seine Promotion am 

Institut für Sicherheitsforschung des Forschungszentrums 

Jülich abgeschlossen. 

[1] IAEA (Hrsg.). Advances in Small Modular Reactor Technology Developments, 

A Supplement to: IAEA Advanced Reactors Information System 

(ARIS), 2022 Edition. 2022. 

[2] Nuclear Engineering. Canada and US show growing interest in SMRs, 2020 

https://www.neimagazine.com/features/ 

featurescanada-and-us-show-growing-interest-in-smrs-8190132/n 

[3] Lee S. Mason, Comparison of energy conversion technologies for space 

nuclear power sys-tems, NASA/TM-2019-219935, 2019. 

[4] US Department of Defense, Defence Science Board. Task force on energy 

systems for forward/remote operating bases, Final Report, 2016 

[5] X. Liu, et al. Core thermal-hydraulic evaluation of a heat pipe cooled 

nuclear reactor, Annals of Nuclear Energy, Volume 142, 2020 

[6] Y. Jae Choi, et al. Conceptual design of reactor system for hybrid micro 

modular reactor (H-MMR) using potassium heat pipe, Nuclear Engineering 

and Design, Volume 370, 2020 

[7] P. McClure, et al. Design of Megawatt Power level heat pipe reactors, 

LA-UR-15-28840 (Los Alamos, NM: LANL, 2015) 

[8] Schweizer Nuclearforum, Fortschritte beim eVinci-Mikroreaktor von 

Westinghouse, Website, Februar 2023, https://www.nuklearforum.cd/de/ 

news/fortschritte-beim-evinci-mikroreaktor-von-westinghouse 

[9] K. P. Anath, et al. Portable special purpose nuclear reactor for remote 

operating bases and microgrids, Joint Service Power Expo, Virginia Beach, 

2017 

[10] A. Schaffrath, et al. SMRs — overview, international developments, safety 

features and the GRS simulation chain, Front. Energy (2021) 

[11] A. Seubert, et al. Recent advances of the FENNECS NEutroniCS Code for 

Safety Asses-sment of (v)SMR, Generation IV and other innovative concepts, 

ANS M&C 2021 

[12] A. Wielenberg, et al. Recent improvements in the system code package AC2 

2019 for the safety analysis of nuclear reactors, Nuclear Engineering and 

Design (2019) 

[13] A. Krüssenberg, et al. Passive Lagerbeckenkühlung durch Wärmerohre 

– Verbesserung und Validierung numerischer Modelle, GRS-564, 2019 

[14] V. Gasanova, Innovative additive manufacturing of prototypical heat pipes 

for passive heat exchange in Small Modular Reactors, Kerntechnik, Leipzig, 

2024. 

[15] N. Dünne, et al. Neutronic modelling of the Special Purpose Reactor MMR 

with Serpent as a part of the MISHA project, Kerntechnik, Leipzig, 2024. 

[16] D. Eckert, et al. Development of a heat pipe model for ATHLET, Kerntechnik, 

Leipzig, 2024. 

[17] R. Meucci, et al. Advancing Mirco Modular reactor Safety: experimental 

analysis on liquid metal heat pipe prototypes in the MISHA Project, 

Kerntechnik, Leipzig, 2024. 

[18] J. D. Bronik, et al. Experimental investigation of heat transfer at and 

post-critical heat flux in CO2 flow at high subcritical pressures, 

Kerntechnik, Leipzig, 2024. 

[19] M. Peiretti, et al. Supercritical CO2 recuperated cycle part load operations 

employing turbine throttle valve, Kerntechnik, Leipzig, 2024. 

Prof. Dr. Jörg Starflinger 

Geschäftsführender Direktor des Instituts für Kernenergetik 

und Energiesysteme (IKE) 

Universität Stuttgart 

joerg.starflinger@ike.uni-stuttgart.de 

Prof. Dr.-Ing. Jörg Starflinger ist geschäftsführender 

Direktor des Instituts für Kernenergetik und Energiesysteme 

(IKE) an der Universität Stuttgart. Seine Forschung 

konzentriert sich auf die Kernenergietechnik, 

insbesondere auf die Sicherheit von Reaktoranlagen 

und thermohydraulische Simulationen. Zu seinen 

Lehrgebieten gehören Themen wie Reaktorphysik, 

Strahlenschutz und Reaktorsicherheit. Starflinger leitet 

am IKE verschiedene Forschungsprojekte, darunter 

Arbeiten zur Nutzung von überkritischem CO₂ in 

der Energietechnik. Neben seiner Tätigkeit als Institutsleiter 

ist er in zahlreiche wissenschaftliche Veröffentlichungen 

involviert, ist im Vorstand der Kerntechnischen 

Gesellschaft e. V. und engagiert sich in 

der Lehre zukünftiger Ingenieure im Bereich der 

Kerntechnik. 

Jérémy Bousquet, Daniel Eckert, Norman Dünne, 

Andreas Wielenberg, Fabian Weyermann 

Gesellschaft für Anlagen und Reaktorsicherheit (GRS) gGmbH 

Jakub Dariusz Bronik, Michael Buck, Viktoriia Gasanova, 

Markus Hofer, Rudi Kulenovic, Ruggero Meucci, 

Matthias Peiretti 

Institut für Kernenergetik und Energiesysteme (IKE) 

Vol. 69 (2024)

64 

 


Studiengang 

Nuclear Applications M.Sc. 

Seit nunmehr über 20 Jahren bietet die FH Aachen an ihrem Standort in 

Jülich den erfolgreichen Studiengang „ Master of Nuclear Applications“ 

an. Von Beginn an stand für den 4-semestrigen Studiengang dabei 

neben der Internationalität auch die Interdisziplinarität im Bereich nuklearer 

Anwendungen im Vordergrund. Das Modell ist bis heute einmalig, tragfähig 

und erfreut sich steter und wachsender Nachfrage. 

Internationalität 

Der Studiengang findet komplett und durchgehend in 

englischer Sprache statt – ein großer Vorteil, um von 

früh an neben der Sprache auch die internationalen 

Fachtermini kennenzulernen und damit zu arbeiten. 

Dies ermöglicht den Studierenden, im internationalen 

Umfeld erfolgreich zu agieren und weit über den 

deutschen Tellerrand hinauszuschauen. So haben 

bereits mehrere Studierende ihre Abschlussarbeiten in 

anderen Ländern geschrieben, z. B. an der Universität 

Liverpool oder am Institut TRIUMF in Kanada; durch 

eine Individualförderung der OECD erhalten zwei 

Studierende die Möglichkeit, mehrere Monate an der 

Universität Tokyo und in Fukushima zu arbeiten. Auch 

vom ERASMUS+ Austauschprogramm konnten bereits 

zahlreiche Studierende profitieren: Leeds, Groningen, 

Marseille, Berkeley und UC Davis sind einige der 

bekannten Ziele. Im Gegenzug gibt es auch Studierende 

aus anderen Orten, z. B. aus Ancona, die in Jülich ihr 

Wissen und ihre Fertigkeiten in der Entwicklung von 

TOF-PET Anwendungen im Rahmen von ERASMUS+ 

erweitern. 

Es ist aber noch viel mehr als die Sprache: der 

Studiengang ist attraktiv für viele internationale 

Studierende und ist dabei ein Erfolgsmodell gelebter 

Internationalität. Studierende aus unterschiedlichsten 

Ländern und Kulturen bereichern den Studiengang 

und das Studienklima. Und der Trend hält an: in den 

letzten Jahren ist die Anzahl der Studienanfängerinnen 

und Studien anfänger stetig gestiegen auf über 

40 Erstsemester pro Jahr – davon ein Großteil internationaler 

Studierender. 

Interdisziplinarität 

Nukleare Anwendungen sind sehr breit – eine Erkenntnis, 

die die Studierenden schon sehr früh machen 

dürfen. Ob in den Bereichen der Energieerzeugung und 

dem zugehörigen Rückbau, Materialwissenschaften, 

medizinische Diagnose- und Therapieverfahren, in der 

Grundlagenforschung und vielem mehr: nukleare 

Technologien sind gefragt und werden entsprechend 

unter anderem auch im industriellen Umfeld ein gesetzt 

und weiterentwickelt. Entsprechend groß ist die Nachfrage 

nach Fachkräften und dem Kompetenzerhalt. 

Der Masterstudiengang eröffnet dabei den Studierenden 

seit Beginn an die Möglichkeit der Vertiefung 

in eines der drei großen folgenden Themengebiete: 

Nukleare Technologien, Nuklearchemie und Medizinphysik 

– ergänzt seit 2020 durch ein weiteres 

Vertiefungsfach, die Nukleare Entsorgung. Diese 



65 

Ver tiefungsrichtung konnte erfolgreich dank der tatkräftigen 

und finanziellen Unterstützung gemeinsam 

mit der Gesellschaft für Zwischenlagerung mbH (BGZ) 

aufgebaut und weiterhin im Studiengang verankert 

werden. 

Im ersten und zweiten Semester stehen Grundlagenfächer 

auf dem Stundenplan der Studierenden; von 

wirklichen Fundamentals of Nuclear Sciences, über 

Radiation Detection, Radiation Safety, Biomedical 

Applications und mehr bis hin zur Nuclear Chemistry 

und Nuclear Physics. Danach wählen die Studierenden 

Fächer aus den Vertiefungen und lernen beispiels weise 

Application of Accelerators, Dosimetry, Nuclear Fuels, 

Actinide Chemistry und Nuclear Waste Management/ 

Technologies. Besondere Relevanz hat dabei auch die 

praktische Komponente: großzügige und sehr gut eingerichtete 

Labore mit entsprechenden Mitarbeitern 

ermöglichen den Studierenden, die Fähigkeiten in 

Praktika und Projekten auszubauen. Das Erlernen 

moderner Simulationstechniken befähigt die Studierenden, 

nukleare Abläufe zunächst skalierbar zu 

simulieren und damit auch detaillierter zu verstehen. 

Ergänzt wird dies durch Exkursionen, z. B. ins 

Zwischen lager nach Ahaus oder zur JEN in Jülich. 

Die fachliche Breite des Studiengangs kann nur 

durch den Einsatz vieler externer Lehrbeauftragter aus 

Forschung und Industrie erhalten werden. Dankenswerterweise 

engagieren sich hier viele der Dozenten 

schon seit Beginn des Studiengangs und bringen somit 

ihre reichhaltige und praktische Erfahrung ein. Durchaus 

international renommierte Experten ermöglichen 

den Studierenden oft auch, ihre Projekt- und Masterarbeit 

in erstklassigen Umgebungen durchzuführen 

und damit an vorderster Front mitzuwirken. 

Aktuelle Forschung 

Die nuklearen Lehr- und Forschungsgebiete sind 

an der FH Aachen gut vertreten: drei Professoren 

(Prof. Elisabeth Paulßen – Nuklearchemie, Prof. Karl 

Ziemons – Medizinische Physik und Prof. Christoph 

Langer – Nukleare Technologien/Kernphysik) lehren 

bereits im Bachelor, als auch im Master in diesem 

Bereich. Zusätzlich arbeiten Mitarbeiter in gut 

ausgebauten Laboren an den Praktika und der 

Forschung. 

Ein besonderes Merkmal des Campus in Jülich ist 

die Nähe zum Forschungszentrum Jülich. Von der Lehrveranstaltung 

zum FZ Jülich brauchen die Studierenden 

20 Minuten mit dem Fahrrad (5 km) – keine Hochschule 

ist hier näher dran. Dort sind sie am Puls der Zeit 

und bekommen aktuellste internationale Forschung 

auf höchstem Niveau mit – und können sich auch 

ein bringen und mitarbeiten. Die gut etablierten, 

jahre langen Kooperationen mit den Professoren des 

Studiengangs tragen hier produktiv bei und eröffnen 

den Studierenden einmalige Möglichkeiten. 

Neben dem FZ Jülich liegen aber auch industrielle 

Partner als auch modernste Krankenhäuser mit gut 

ausgestatten nuklearen Abteilungen örtlich nicht weit 

entfernt – ebenfalls eine große Chance, hier schon 

frühe Kontakte zu knüpfen und oftmals direkt nach 

dem Studium bereits direkt an einem Arbeitsplatz zu 

starten. 

Auch vor Ort wird aktuelle Forschung durchgeführt 

und für Studierende besteht die Möglichkeit, 

sich daran zu beteiligen und teils als Doktorandinnen 

und Doktoranden an den Projekten weiterzuarbeiten. 

Vol. 69 (2024)

66 

 


Als Beispiel aus dem Bereich der Vertiefung in den 

nuklearen Technologien: im Rahmen einer größeren 

Förderung durch das BMBF (Projekt ATTAR) wurde ein 

neuer Detektor für das Großprojekt FAIR in Darmstadt 

entwickelt. Dieser Teilchendetektor für leichte Ionen 

basiert auf Szintillationsfasern, die damit eine hohe 

Ortssensitivität, als auch schnelle Auslese zulassen. 

Erfolgreich eingesetzt wird dieser Detektor nun in 

wissenschaftlichen Großexperimenten. Ein weiteres 

Projekt aus diesem Bereich beschäftigt sich mit Ionendetektoren 

basierend auf Standard-Solarzellen für 

verschiedene mögliche Einsatzgebiete. Hierzu wurde 

im Rahmen einer Förderung eine Masterarbeit durchgeführt, 

die sich mit der Möglichkeit der Detektion im 

Allgemeinen bis hin zur Ortssensitivität mit Solarzellen 

beschäftigt und sehr gute Ergebnisse hervorgebracht 

hat. 

Derzeit läuft zudem ein BMBF Verbundforschungsprojekt 

(99MoBest) gemeinsam mit der Universität zu 

Köln, der Universität Hannover und dem FZ Jülich, um 

die Möglichkeit zu erörtern, inwiefern medizinische 

Radionuklide, wie z. B. 99m Tc, an Beschleunigern anstatt 

an Reaktoren in ausreichenden Mengen produziert 

werden können. Unter den Doktoranden des Projekts 

sind auch zwei ehemalige Masterstudierende des 

Studiengangs. Sie beschäftigen sich dabei mit der 

Produktion von starken Neutronenfeldern durch protoneninduzierte 

Reaktionen, um dann über neutroneninduzierte 

Reaktionen die Radionuklide herzu stellen. 

Das bis 2026 laufende Projekt zeigt bisher schon 

vielversprechende Ergebnisse. 

Des Weiteren gibt es eine seit vielen Jahren etablierte 

und sehr erfolgreiche Kollaboration mit der Crystal 

Clear Collaboration (CCC) am CERN. Hierbei geht es 

um die Entwicklung von neuartigen Szintillationsdetektoren, 

u. a. für die medizinische Bildgebung. Im 

Rahmen dieser Kollaboration wurden sog. ClearPET 

Scanner entwickelt, mit welchem hochauflösende, 

hochsensitive Aufnahmen erzeugt werden können. 

Einer dieser ClearPET Scanner befindet sich auch in 

Jülich. Auch hier können sich die Studierenden schon 

früh einbringen und selbständig Messungen in den 

Laboren durchführen. 

eine dringende und substantielle Aufgabe – hieran 

beteiligt sich die FH Aachen durch diesen Studiengang, 

der auch für die Bachelorstudierenden der eigenen 

Hochschule in den Bereichen Physikingenieurwesen, 

Angewandte Chemie und Biomedizinische Technik 

(alles am Campus Jülich) eine interessante und ernstzunehmende 

Anschlussoption darstellt. 

Erfolgreich konnten neuartige Trends in den Studiengang 

integriert werden. So erlernen alle Studierenden 

die Grundlagen von modernen Reaktorkonzepten, wie 

SMR, und erhalten auch eine Einführung in die derzeit 

rasante Entwicklung von Fusionstechnologien und 

damit verbundener möglicher Energieerzeugung. 

Auch die Verbindungen zu diversen Firmen im Rückbau 

und anderen nuklearen Technologien konnten 

ausgebaut und vertieft werden. Gerne werden neue 

Kooperationen geschlossen und Austausch ermöglicht. 

Insgesamt erfreut sich der Studiengang „Master of 

Nuclear Applications“ großer Beliebtheit und wird 

durch die Studierenden, ob national oder international, 

sehr gut angenommen. Für weitere und vertiefte 

Informationen steht die Studiengangsleitung jederzeit 

zur Verfügung und freut sich über eine Kontaktaufnahme. 

Man findet den Studiengang und entsprechende 

Kontakte unter der URL: 

https://www.fh-aachen.de/ studium/studiengaenge/ 

nuclear-applications-msc. 

Kontakt 

FH Aachen – University of Applied Sciences 

Campus Jülich 

Heinrich-Mußmann-Straße 1 

52428 Jülich 

www.fh-aachen.de 

T: +49 241 6009 53149 

E-Mail: nuclear@fh-aachen.de 

/school/fh-aachen 

Weitere Forschungsarbeiten finden sich auch in der 

Nuklearchemie und im Bereich der nuklearen Entsorgung. 

Bis vor wenigen Jahren wurden erfolgreich 

im Rahmen der „Kursstätte für Strahlenschutz“ auch 

behördlich zertifizierte Strahlenschutzkurse in breitgefächerten 

Anforderungsstufen angeboten. 

Zukünftige Entwicklungen 

Die Ausbildung und der Kompetenzerhalt im Bereich 

der nuklearen Technologien ist gesamtgesellschaftlich 



67 

Weiterbildungsangebot 

Sicherheit in der kerntechnischen 

Entsorgung 

Mit rund 7.200 Studierenden bietet die Westfälische Hochschule an ihren Standorten 

Gelsenkirchen, Recklinghausen und Bocholt eine Vielzahl von Bachelor- und 

Masterstudiengängen insbesondere in den Bereichen Natur- und Ingenieurwissenschaften, 

Informatik, Wirtschaft und Kommunikation an. Neu hinzu kommt ab dem 

Sommersemester 2026 der weiterbildende Masterstudiengang „Sicherheit in der kerntechnischen 

Entsorgung“. Ein besonderes Merkmal der Hochschule ist die anwendungsorientierte 

Lehre und Forschung, die zu einer engen Zusammenarbeit mit der Wirtschaft führt. Diese 

Kooperationen ermöglichen den Wissenstransfer zwischen Wissenschaft und Wirtschaft. 

Die Studierenden erhalten durch praxisnahe Aufgabenstellungen wertvolle Einblicke in 

die Berufswelt. Der starke Praxisbezug in Lehre und Forschung stellt sicher, dass die 

Absolventinnen und Absolventen optimal auf den Arbeitsmarkt vorbereitet sind. 

Der Fachbereich Maschinenbau, Umwelt- und Gebäudetechnik 

konzentriert sich auf innovative Lösungen in 

den Bereichen erneuerbare Energien, Energieeffizienz 

und Umwelttechnik. Er leistet einen wichtigen Beitrag 

zur Ausbildung von Fachkräften, die den wachsenden 

Anforderungen der Umwelt- und Energiewirtschaft 

gerecht werden. In diesem Zusammenhang baut 

die Westfälische Hochschule (WH) auch den Bereich 

der wissenschaftlichen Weiterbildung kontinuierlich 

aus. 

Innovatives Weiterbildungsangebot für die 

Sicherheit in der kerntechnischen Entsorgung 

Gemeinsam mit Vertreterinnen und Vertretern aus 

Industrie und Behörden haben Prof. Dr. Gutberlet vom 

Fachbereich Maschinenbau, Umwelt- und Gebäudetechnik 

und die Verantwortlichen für die wissenschaftliche 

Weiterbildung der WH und der Hochschulallianz 

Ruhr (HAR) ein Konzept entwickelt, um die Kompetenz 

für die sichere Entsorgung radioaktiver Reststoffe 

langfristig zu erhalten. Denn neben den allgemeinen 

wirtschaftlichen Herausforderungen – demografischer 

Wandel, Fachkräftemangel, sinkende Absolventenzahlen 

in technischen und naturwissenschaftlichen 

Disziplinen – steht diese Branche vor dem besonderen 

Problem eines Nachwuchsmangels, der durch den 

beschlossenen Atomausstieg verstärkt wird. Die enge 

Zusammenarbeit mit der Industrie und den Behörden 

stellt sicher, dass die entsprechenden Anforderungen 

und Inhalte in die Lehre einfließen und eine praxisnahe 

und qualitativ hochwertige Aus bildung der 

Fachkräfte von morgen gewährleistet ist. 

Masterstudiengang: Sicherheit in der 

kern technischen Entsorgung 

Der Masterstudiengang „Sicherheit in der kerntechnischen 

Entsorgung“ ist der erste seiner Art in Deutschland, 

der sich umfassend mit der gesamten Entsorgungslogistikkette 

in der Kerntechnik befasst – von der 

Stilllegung und dem Rückbau kerntechnischer Anlagen 

über die Freigabe von Reststoffen, die Behälterentwicklung, 

Abfallbehandlung und -konditionierung sowie 

den Transport bis zur Abgabe endlagerfähiger Gebinde 

an ein Endlager. Ergänzt werden die technischen Inhalte 

durch Kompetenzen in atomrechtlichen Genehmigungs- 

und Aufsichtsverfahren, Produktkontrolle 

und Abfallgebindedokumentation sowie im Umgang 

mit Veränderungsprozessen und der Kommunikation 

mit der Öffentlichkeit (vgl. Abbildung: Studienverlaufsplan). 

Hinzu kommen ausgewählte Wahlpflichtmodule 

(WPM), zur berufsspezifischen Vertiefung individueller 

Interessen. 

Vol. 69 (2024)

68 

 


Der Studiengang richtet sich an Absolventinnen und 

Absolventen eines naturwissenschaftlichen oder 

technischen Bachelorstudiums mit mindestens 15 CP 

in Mathematik oder Physik und mindestens einem Jahr 

Berufserfahrung in ingenieurwissenschaftlichen oder 

vergleichbaren Tätigkeiten. Der Studiengang ist berufsbegleitend 

konzipiert, um eine optimale Vereinbarkeit 

von Beruf und Weiterbildung zu gewährleisten, und 

umfasst 5 Semester. Die Module werden in Blockveranstaltungen 

angeboten, wobei ein Block in der 

Regel aus vier Tagen Präsenzunterricht an der Hochschule 

und einem weiteren Block aus drei Tagen 

E-Learning oder Praktika besteht. Auch Praktika und 

Prüfungsphasen sind auf die Bedürfnisse berufstätiger 

Studierender abgestimmt. Der weiterbildende Studiengang 

„Sicherheit in der nuklearen Entsorgung“ wird 

erstmals zum Sommersemester 2026 angeboten. 

Certificate of Advanced Studies (CAS) 

Ergänzend zum weiterbildenden Masterstudiengang 

bietet die Westfälische Hochschule CAS-Zertifikate an, 

die für berufserfahrene Fachkräfte aus technischen 

oder gewerblichen Berufen (auch außerhalb der 

Kerntechnik) konzipiert sind, die sich gezielt mit ausgewählten 

Themen der nuklearen Entsorgung auseinandersetzen 

möchten und über eine abgeschlossene 

Berufsausbildung verfügen. Folgende Zertifikate werden 

ab dem Sommersemester 2025 angeboten: 

⁃ CAS 1: Radioaktivität & Strahlenschutz 

⁃ CAS 2: Umgang mit radioaktiven Reststoffen 

⁃ CAS 3: Rechtliche Grundlagen & Lagerkonzepte 

für die Zwischen- und Endlagerung radioaktiver 

Abfälle 

⁃ CAS 4: Behälter für radioaktive Abfälle & 

Produktkontrolle 

⁃ CAS 5: Stilllegung & Rückbau kerntechnischer 

Anlagen 

Jedes Zertifikat umfasst zwei Module des Masterstudiengangs 

und bietet eine flexible Weiterbildungsmöglichkeit, 

ohne ein komplettes Masterstudium 

absolvieren zu müssen. Die Zertifikate tragen zur 

Schließung von Fachkräftelücken in der Branche bei 

und eröffnen zukunftssichere Berufsperspektiven in 

der kerntechnischen Industrie und den relevanten 

Behörden. 



69 

© GNS Gesellschaft für Nuklear-Service 

Faktenbox: Masterstudiengang 

+ Berufsbegleitend 

+ Zulassungsvoraussetzung: 

Hochschulabschluss (15 CP Mathematik/ 

Physik + 1 Jahr Berufs erfahrung) 

+ Kosten: 29.900,- Euro netto 

pro Person und Studiengang 

+ Abschluss: Master of Engineering (M. Eng.) 

+ Möglichkeit eine Promotion 

(Erwerb des Doktortitels) anzuschließen. 

+ Start: Sommersemester 2026 

Faktenbox: CAS-Zertifikate 

+ Berufsbegleitend 

+ Zulassungsvoraussetzung: 

Einschlägige Berufsausbildung und 

mind. ein Jahr Berufserfahrung oder 

Hochschulabschluss erforderlich 

+ Kosten: 6.500,- Euro netto 

+ Abschluss: Certificate of Advanced Studies 

(CAS) mit je 12 ECTS (gemäß European 

Transfer and Accumulation System) 

+ Start: Sommersemester 2025 

Bei der Umsetzung des Weiterbildungsangebots ar beitet 

die Westfälische Hochschule eng mit den Akteuren der 

Branche zusammen. Diese Kooperation gewährleistet, 

dass sich die Inhalte des Studiengangs an den aktuellen 

Anforderungen der Branche orien tieren. Durch die 

Unterstützung erfahrener Dozentinnen und Dozenten 

aus der Industrie und den beteiligten Behörden wird 

eine praxisnahe und qualitativ hochwertige Ausbildung 

gewährleistet. Die Abteilung Weiterbildung sorgt dafür, 

dass die Programme optimal auf die Bedürfnisse der 

Studierenden ausgerichtet sind und unterstützt bei der 

Organisation der berufsbegleitenden Studienformate. 

Kontakt 

Westfälische Hochschule 

Neidenburger Straße 43 

45897 Gelsenkirchen 

Prof. Dr. Daniela Gutberlet 

daniela.gutberlet@w-hs.de 

0209/9596-180 

Alle Informationen zu den Programmen und 

die Möglichkeit zur Anmeldung finden Sie hier: 

Dr. Jonas Menze 

jonas.menze@w-hs.de 

0209/9596-8009 

Vol. 69 (2024)

70 

 


Selection of Severe Accident Prevention 

and Mitigation Features and Evaluation of 

Cooling Performance of 3,800 MWt TRU- 

Contained Sodium-Cooled Fast Reactor 

› Hyunwoo Lee, Ji-Woong Han, Sun Rock Choi, Huee-Youl Ye, Jaehyuk Eoh 

The Sodium-cooled Fast Reactor (SFR) is the most promising reactor type that 

can satisfy the sustainability, economic feasibility, safety, and nuclear proliferation 

resistance required for a 4th generation nuclear reactor, and is a technological 

alternative that can solve the problem of spent nuclear fuel management, which is an 

important international issue. To this end, studies are also being conducted on incinerator 

reactors that burns the Transuranium, which accounts for most of the toxicity of spent fuel. 

In this study, review of the basic design requirements 

for the severe accident prevention and mitigation 

features of TRU burner has conducted. And the system 

concept for decay heat cooling system dedicated to 

severe accident has established and its cooling performance 

has evaluated using the MARS-LMR code. 

INTRODUCTION 

Considering the gradual depletion of fossil fuels and 

the limitations of uranium resources, the importance 

of Sodium-cooled Fast Reactor (SFR), which can reuse 

spent fuel from light water reactors, is even greater. [1] 

In terms of economic and industrial perspective, the 

spent fuel cycle linked to SFR and pyroprocessing can 

significantly reduce the economic burden by reducing 

the required area and management period of Highlevel 

radioactive Waste (HLW) disposal sites. For 

realistic spent nuclear fuel management, it is effective 

to reduce the amount of HLW with a long half-life. To 

this end, it is necessary to develop Transuranium (TRU) 

containing core that can safely and economically 

destroy TRU. 

Since 2018, the Korea Atomic Energy Research Institute 

has developed core technologies to design fast reactors 

and maximize volume toxicity reduction in compliance 

with the Korean government‘s energy conversion 

policy, and developed a 3,800 MWt SFR that uses TRUcontaining 

nuclear fuel that can burn the cumulative 

TRUs in light water reactor cycle (hereafter referred to 

as the TRU burner). [2] Figure 1 shows flow diagram and 

heat balance of the TRU burner. 

Technical issues related to the safety of SFR are proof 

of passive safety in the event of an accident, exclusion 

of the possibility of re-criticality in the event of a 

severe accident, and proof of heat removal ability 

after an accident. In this study, in order to select the 

equipments (and instruments) required during severe 

accidents (hereafter referred to as the severe accident 

mitigation system) for the TRU burner, the facilities 

of existing nuclear reactors were reviewed and 

compared to select candidate facilities suitable for 

the TRU burner. 

This study describes a review of the basic design 

require ments for the severe accident prevention and 

mitigation features of TRU burner, the established 

system concept, and the results of the cooling performance 

evaluation using the MARS-LMR code. [3] The 

MARS-LMR computer code is a code developed to 

simulate system transient in the event of an accident 

that may occur in SFR, and has been verified through 

domestic and international experimental data. 

SELECTION OF THE SCOPE OF HANDLING 

SEVERE ACCIDENTS AND THE TARGET OF 

ACCIDENT MANAGEMENT 

Clear standards for severe accidents vary from country 

to country. As a results of reviewing regulatory guidelines 

in the United States [4][5] , Europe [6] and Korea [7][8] , 

they point to accidents that cause damage to the core 

and damage the integrity of the radioactive barrier as 

a common factor. And based on this, severe accidents 

can be defined as follows. 



71 

Fig. 1 

Flow Diagram and Heat Balance of TRU burner 

“An accident Beyond the Design Basis Accident (BDBA) 

that can cause serious damage to the core and damage 

the integrity of barriers against the release of radioactive 

materials.” 

Severe accident mitigation system prevents radioactive 

materials from leaking due to loss of function of the 

safety system for Design Basis Accident (DBA) in case 

of BDBA and damage to the integrity of the reactor as 

a result, or to mitigates such accidents. In order to 

establish the basic design requirements for severe 

accident mitigation system, the selection of accidents 

subject to accident management must be made first. In 

the case of light water reactors, the licensing requirements 

for severe accidents have been established, but 

since there has not been sufficient discussion on the 

selection of severe accidents for fast reactors, this study 

discusses the accident management targets and related 

issues for severe accidents in light water reactors. And 

the corresponding severe accident mitigation system 

will be briefly explained. 

The Korean regulatory standards for light water 

reactor [9] defines accidents subject to management 

as follows. 

⁃ Flammable gas combustion or explosion 

⁃ Containment building high temperature or overpressure 

⁃ Reaction between Corium (material that is created 

in a nuclear reactor core during a nuclear meltdown 

accident) and concrete 

⁃ High-pressure ejection (jet) of Corium 

⁃ Direct heating of containment building 

⁃ Reaction between Corium and coolant 

⁃ Bypassing containment building isolation boundaries, 

such as creep damage to steam generator heat 

pipes 

In APR+ (Advanced Power Reactor) which is an 

advanced pressurized water nuclear reactor designed 

by the Korea Electric Power Corporation (KEPCO) and 

Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP), the following 

goals are set to prevent or mitigate accidents defined 

in the above regulatory standards, and corresponding 

severe accident mitigation system or design concepts 

are established. [10] 

⁃ Prevention of hydrogen explosion 

⁃ Mitigating the direct heating of the reactor building 

⁃ Prevention and mitigation of bypass of reactor 

building isolation boundary 

⁃ Long-term cooling of Corium 

In case of the TRU burner, the above regulatory 

standards should be applied, but considering the 

characteristics of the fast reactor, it is necessary to 

exclude some subjects (e.g. high-pressure ejection of 

core melt) or select additional subjects (e.g. sodium 

leakage and accidents dependent thereon). In this 

study, we will discuss severe accident mitigation system 

that can be proposed from a reactor cooling system 

design perspective, and focus on the corresponding 

‘severe accident mitigation through long-term cooling 

of core melt’. 

DESIGN STANDARDS FOR SEVERE ACCIDENT 

MITIGATION SYSTEM 

Based on the requirements for critical accident 

response facilities in the United States [11][12] , the KHNP 

established the basic design requirements as follows in 

the APR+ basic design requirements report. 

⁃ Equipment essential for mitigating a severe accident 

must survive during severe accident environmental 

conditions for as long as it is needed, and does not 

need to be safety class. 

⁃ Equipment that requires alternating current power, 

such as equipment to retention of the corium in the 

reactor vessel by cooling the outer wall of the reactor 

vessel, or equipment that does not guarantee equipment 

survivability in the event of a severe accident, 

can also be used to mitigate severe accidents according 

to a severe accident management plan. 

Vol. 69 (2024)

72 

 


⁃ Since severe accidents are approached by PSA 

methods, facilities used to mitigate severe accidents 

should have a high level of reliability, but it is not 

necessary to apply Quality Assurance (QA) program, 

redundancy and diversity standards applied to 

safety class facilities against DBA. 

Based on the contents of this section, general design 

requirements for severe accident mitigation system of 

the TRU burner are presented as follows. 

⁃ Severe accident mitigation system ensures that 

Corium is limited to the reactor building in all 

possible severe accident situations. 

⁃ Severe accident mitigation system does not need to 

be safety class, but must be guaranteed to operate 

for the required period of time in a severe accident 

situation. 

⁃ Severe accident mitigation system can utilize all 

available facilities on or off-site, such as alternating 

AC, Mobile Generator, or sprinkler trucks, in 

accordance with the severe accident management 

plan. 

REVIEW OF DESIGN CONCEPT OF LONG-TERM 

COOLING FACILITIES FOR MELTED CORE 

This section intends to establish a design plan for the 

TRU burner based on the design status of new nuclear 

plants related to long-term core cooling to cope with 

severe accidents. 

A. Reactor Vessel Outer Wall Cooling 

In the case of a new pressurized water reactor, a 

reactor outer wall cooling system is installed to confine 

the core melt inside the reactor. If the reactor vessel is 

damaged and the Corium falls into the reactor cavity, 

it flows into the reactor cavity flooding system, which 

enables long-term cooling. 

Both systems use cooling water, and in the case of the 

SFR, the use of cooling water is not possible due to the 

possibility of Sodium-water Reaction (SWR). 

Accordingly, research has been conducted on the 

Reactor Vessel Auxiliary Cooling System (RVACS) using 

natural convection of air in SFR, and Phenix has 

actually installed the RVACS. 

However, the heat removal amount of RVACS is proportional 

to the surface area of the reactor vessel, so 

there are research results showing that residual heat 

removal using RVACS is impossible in large reactors 

due to the insufficient surface area of the reactor vessel 

compared to the reactor power. [13][14][15][16] 

B. Natural Circulation Decay Heat Removal 

It is divided into Direct Reactor Auxiliary Cooling 

System (DRACS), which uses a heat exchanger installed 

in the hot pool or cold pool inside the reactor vessel, 

and Primary Reactor Auxiliary Cooling System (PRACS), 

which is directly connected to the upper plenum of the 

intermediate heat exchanger. In some cases, they are 

used together. 

It is a concept that assists the shutdown cooling system 

through the Balance of Plant and has the advantage of 

being a passive type, but the large space is needed for 

an additional heat exchanger installation inside the 

reactor, reactor head penetration is required for pipe 

installation, and heat loss is caused by a small amount 

of flow to maintain natural convection even during 

normal operation of the reactor. 

C. Reactor Pit Concrete Cooling Systems 

With the concept of cooling the concrete itself by 

installing coolant tubes inside the concrete of the 

reactor pit outside the reactor vessel, the Emergency 

Plant Cooling System (EPCS) was installed in the Phenix 

to prepare for an accident in which all residual heat 

removal systems are lost. The EPCS maintains the 

reactor pit concrete at ambient temperature during 

normal operation and performs residual heat removal 

when all secondary systems are lost and there is no 

residual heat removal system available. 

This system has also been installed in the Superphenix, 

and it is known that ESFR-SMART, currently under 

development, is considering installing this system for 

the purpose of removing residual heat. [17] 

D. Steam Generator Casing Cooling 

The concept is to open the door of the chamber where 

the steam generator is installed and remove residual 

heat through natural convection through the outer wall 

of the steam generator. In the case of Phenix, there are 

three secondary system loops, and 12 steam generator 

modules are installed in each loop. It is said that 

12 modules are installed in one SG Casing, and residual 

heat can be removed simply by opening the hatch of 

one or two of the three SG Casings. 

Superphenix adopted a non-modular steam generator 

and the steam generator surface area was insufficient 

compared to the reactor power, making it impossible 

to introduce this system. However, ESFR-SMART is 

known to be considering modular steam generators 

and SG casing cooling. [17] 

The PRISM attempted to introduce SG casing cooling, 

but it was judged that natural convection alone was 

insufficient in capacity, so installation of a motor driven 

air blower was considered. However, the operability of 

the blower cannot be guaranteed in the event of an 

accident such as SBO, so a Terry-turbine was installed 

at the top of the SG chamber to satisfy fully-passive and 

system reliability at the same time. [18] 

Terry-turbine refers to a pump/blower physically 

connected to a single-stage turbine (turbine-driven) 

and is used for auxiliary water supply in commercial 

reactors or emergency core cooling systems. The 

concept is that steam generated from the steam 



73 

generator is supplied to the terry-turbine through a 

dedicated pipe, and a blower connected to the turbine 

shaft generates forced convection at the top of the 

steam generator. 

The Texas A&M University proposed two methods of 

recovering the steam that passed through the terryturbine 

back to the SG through a condenser (closed loop 

type) and discharging it into the atmosphere (oncethrough 

type), but considering the simplification of 

the system and economic efficiency, the once-through 

type has been adopted and research has been conducted 

on it. [18] 

E. Cooling Water Injection to Steam Generator 

The CRBR installs the Steam Generator Auxiliary Heat 

Removal System (SGAHRS), releases steam from the 

steam generator into the atmosphere for short-term 

cooling in the early stages of an accident, and supplies 

water from the Protected Water Storage Tank to the 

steam generator through the Auxiliary Feedwater 

System (AFS) and maintain the water level inside the 

steam generator. AFS consists of 3 loops, 2 loops are a 

motor driven pump using on-site emergency power, 

and 1 loop is a turbine driven pump using a terry- 

turbine (once-through type). [19][20] 

REVIEW OF REQUIREMENTS OF THE GEN-IV 

INTERNATIONAL FORUM (GIF) SAFETY DESIGN 

CRITERIA TASK FORCE (SDC-TF) 

In order to improve the safety of 4 th generation nuclear 

power plants, GIF formed the SDC-TF and produced 

Design Criteria and Design Guidelines for SFRs. [21][22][23] 

The SDC-TF also proposes a sodium-air heat exchanger 

connected to a secondary sodium loop to remove 

residual heat during DBA, and the types are as follows. 

⁃ DRACS; Direct Reactor Auxiliary Cooling System 

⁃ PRACS; Primary Reactor Auxiliary Cooling System 

⁃ IRACS; Intermediate Reactor Auxiliary Cooling 

System 

⁃ RVACS; Reactor Vessel Auxiliary Cooling System 

⁃ SGAHRS; Steam Generator Auxiliary Heat Removal 

System 

In the case of SGAHRS, it indicates a sodium-air 

heat exchanger connected to the secondary side of 

the steam generator, but in the text of SDG on SSCs, a 

system that cools the outer wall of SG as a different 

type of SGAHRS is also mentioned. (steam generator 

casing cooling). 

SDC-TF recommends that if the reactor fails to shutdown 

and the core is damaged, continuous residual 

heat removal allows the Corium can be confined within 

the reactor vessel (IVR), thereby excluding radioactive 

materials from leaking out of the reactor vessel. To 

this end, separate from the safety grade residual 

heat removal system corresponding to DBA, a residual 

heat removal system corresponding to DEC is added or 

the function of the existing residual heat removal 

system is expanded (designed with sufficient margin 

for heat removal amount to prevent loss of some 

functions of the system or enables removal of residual 

heat even when the forced convection function fails 

and enables cooling through natural convection alone 

when the forced convection function fails). So makes it 

possible to practically eliminate situations where a 

nuclear reactor emergency stop failure and residual 

heat removal failure occur simultaneously. 

SELECTION OF SEVERE ACCIDENT MITIGATION 

SYSTEM 

In this section, based on the items to be considered 

when selecting the residual heat removal system 

required by the SDC-TF, the applicability of previously 

applied or studied facilities and the facilities suggested 

by the SDC-TF is reviewed to select severe accident 

mitigation system to be applied to TRU burner. 

A. Direct Reactor Auxiliary Cooling System 

(DRACS) 

It is the same concept as DHRS, which corresponds to 

DBA/AOO currently applied to TRU burner. 

B. Primary Reactor Auxiliary Cooling System 

(PRACS) 

A dedicated sodium loop or sodium-sodium heat 

exchanger is installed on the primary side of the 

primary heat exchanger and penetration of the reactor 

vessel is required. Since primary sodium flows directly 

into the sodium-air heat exchanger, additional radiation 

protection measures must be considered. 

C. Intermediate Reactor Auxiliary Cooling 

System (IRACS) 

The concept of connecting a sodium-air heat exchanger 

loop to an intermediate heat exchanger, or a pipe 

between an intermediate heat exchanger and a steam 

generator, should change the flow from the intermediate 

heat exchanger to the steam generator through 

a valve or the like in the event of an accident. 

Compared to DRACS/PRACS, there is no additional 

structure in the reactor vessel and there is no need to 

prepare for radioactive protection because secondary 

sodium is used, but there is a burden of ensuring the 

operability of the steam generator inlet/outlet isolation 

valve and the IRACS loop isolation valve. 

D. Reactor Vessel Auxiliary Cooling System 

(RVACS) 

It uses natural convection and has few additional facilities, 

so it can be said that it is economical and reliable. 

The cooling performance of the system is dominated 

by radiant heat transfer between the reactor vessel and 

the guard vessel, and a large reactor such as an TRU 

burner lacks the surface area of the reactor vessel compared 

to its power. 

Vol. 69 (2024)

74 

 


E. Steam Generator Auxiliary Cooling System 

(SGACS) 

There are two types of methods: 1. connecting a waterair 

heat exchanger loop to the steam and feedwater 

supply pipe (or steam/water header) on the secondary 

side of the steam generator and 2. cooling the air on the 

outer wall of the steam generator. The water-air heat 

exchanger loop method must switch the flow of steam 

produced by the steam generator from the turbine 

direction to the water-air heat exchanger in the event 

of an accident, and at this time, proper control of the 

high temperature and high pressure steam flowing 

into the tube side of the water-air heat exchanger is 

required. Increasing the initial flow rate to the waterair 

heat exchanger for early cooling at the beginning 

of an accident will have an impact on the structural 

integrity of the heat exchanger. To prevent this, if 

the initial flow rate is reduced, early cooling is 

impossible. 

In addition, even if appropriate control logic is configured, 

reliable measurement and control systems are 

essential for sophisticated control. Such a complex 

system is not appropriate considering the DEC accident 

situation. 

F. Steam Generator Casing Cooling System 

(SGCCS) 

In the case of the SGCCS, it was installed at Phenix in 

France and was confirmed to demonstrate sufficient 

cooling performance, and the system is simple and 

economical due to the small number of devices that 

make up the system. Furthermore, installation of 

a sodium-air heat exchanger or a water-air heat 

exchanger is not necessary. 

G. Reactor Auxiliary Cooling System (RACS) 

It is a completely independent system that requires 

the installation of a dedicated sodium-sodium heat 

exchanger and sodium-air heat exchanger. Therefore, 

there is an advantage that residual heat can be removed 

in the event of an accident regardless of whether other 

systems can operate, but the system is complex and 

uneconomical. 

Diversity and 

independency 

Passiveness 

Economic 

feasibility 

Necessity of add. 

Na loop 

Testability/ 

Maintainability 

Reliability/ 

Operability 

Penetration of 

Rad. Shielding 

DRACS C B C C B B C 

PRACS C B C C B B C 

IRACS C B B C B B C 

RVACS B A A A A A A 

SGACS B B B C C B B 

SGCCS A A A A A A A 

RACS C B C C A B C 

SGAHRS A C C A C C B 

RPCCS A B C A A B A 

1) Diversity and independency 

A: Physically separated, using different phenomena from 

other cooling system 

B: Relies on other system or using same phenomena 

C: Relies on other system and using same phenomena 

2) Passiveness 

A: Does not need dedicated power source on continuous 

operating 

B: May need dedicated power source on continuous 

operating 

C: Need dedicated power source on continuous operating 

3) Economic feasibility 

A: Does not need dedicated IHXs and AHXs 

B: Need dedicated IHXs or AHXs 

C: Need dedicated IHXs and AHXs 

4) Necessity of additional Na loop 

A: Does not need additional Na loop 

B: - 

C: Need additional Na Loop 

5) Testability/Maintainability 

A: Test and maintenance can be performed 

during reactor normal operation 

B: Test or maintenance can be performed 


C: Test and maintenance can’t be performed 


6) Reliability/Operability 

A: Have no/few moving parts, no heat exchanger required 

B: Installation of heat exchanger is required 

C: Need dedicated pump on continuous operating 

7) Penetration of Radiation Shielding 

A: No penetration 

B: Penetration on feedwater circuit 

C: Penetration on primary or secondary sodium circuit 

Tab. 1 

Comparison of severe accident mitigation system 



75 

H. Steam Generator Auxiliary Heat Removal 

System (SGAHRS) 

By injecting emergency coolant into the feedwater inlet 

pipe of the steam generator, the cooling performance 

of the system becomes proportional to the amount of 

coolant in stock. 

Due to the characteristics of the critical accident 

response facilities, the sharing of facilities with other 

systems must be minimized, so a dedicated cooling 

water storage container is required, which affects the 

size of the reactor building and greatly restricts the 

arrangement of equipment inside the reactor building. 

If the cooling water storage container is located in the 

lower part of the reactor building, a dedicated pump 

and emergency power supply are required. Or the 

cooling water storage container can be installed on the 

upper part of the reactor building to improve mobility 

through gravity injection, but it is expected that the 

seismic design will be carefully reviewed (such as 

sloshing). 

I. Reactor Pit Concrete Cooling System (RPCCS) 

It has similar characteristics to the RVACS above, 

but requires a dedicated water-air heat exchanger or 

gas-air heat exchanger, and requires embedding of 

cooling water (or gas) pipes inside the concrete. Because 

the thermal expansion coefficients of cooling water 

pipes and concrete are different, additional research 

is needed on the health of the system according to 

temperature gradients. 

Such as the RVACS, it cannot be applied to large reactors 

because the cooling performance of the system is 

directly affected by the external surface area of the 

reactor vessel compared to the reactor power. 

The applicability review results for each system 

are summarized in Table 1. Considering various 

characteristics such as system reliability, economic 

efficiency, and diversity with other systems, it can be 

seen that the steam generator outer wall cooling system 

has many advantages as shown in Table 1. This concept 

was installed in the Phenix [14] and CRBR [20] and its 

operability and reliability were verified. In addition, 

research is being conducted to introduce a steam 

generator outer wall cooling system in fast reactors 

such as the PRISM [18] and ESFR-SMART. [17][24] 

EVALUATION OF COOLING PERFORMANCE OF THE 

STEAM GENERATOR WALL COOLING SYSTEM 

In this section, cooling performance of Decay Heat 

Removal System (DHRS), which is responsible for 

removing residual heat from the reactor in case of DBA, 

and Steam Generator Wall Cooling System (SGWCS) 

will be compared. The schematic diagrams of the 

TRU burner is illustrated in Figure 2. The DHX 

sub merged in the cold pool transfer the decay 

heat to the DHRS air-sodium heat exchanger. The 

Fig. 2 

The schematic diagrams of the TRU burner 

Intermediate Heat Exchanger (IHX) submerged in the 

hot pool transfer the decay heat to the steam generator. 

Considering the external shape of the steam generator, 

etc., preliminary sizing of the steam generator compartment, 

which will serve as an air flow path during 

system operation, was performed, and the entire 

reactor and the SGWCS were modeled using the 

MARS-LMR code. The TRU burner is equipped with an 

intermediate heat transfer system of 6 loops and 

4 steam generators per loop. For convenience of 

analysis, it is simulated as shown in Figure 3, and the 

main input variables are shown in Table 2. As a result 

of performing an analysis of the normal operating 

condition using the created input file, it was confirmed 

that it matched well with the design parameters of 

the TRU burner, as shown in Table 3. 

For the conservatism of the calculation, the outer 

diameter of a thinnest part of the steam generator was 

used in the calculation, and the upper and lower 

chambers were excluded. Table 5 shows the results of 

the steady state analysis of the prepared MARS-LMR 

model compared with the design parameter, and 

transient analysis was performed on Unprotected Loss 

of Flow (ULOF) accident. The ULOF accident in this 

analysis assumes that all Primary Heat Transport 

Vol. 69 (2024)

76 

 


Fig. 3 

Nodalization for SGWCS 

Parameter 

Value 

Steam Generator O.D (m) 1.15 

Steam Generator Wall Thickness (m) 0.035 

SG Chamber I.D (m) 4.0 

Effective Heat Transfer Height (m) 25.04 

Air Inlet Temperature (°C) 40.0 

Total Heat Transfer Area (24 SGs, m 2 ) 2174.64 

Material 

Parameter 

Design 

Value 

MARS- 

LMR 

9Cr-1Mo-V 

Error 

(%) 

IHX Shell Inlet Temp. (K) 783.15 785.88 0.347 

IHX Shell Outlet Temp. (K) 633.15 635.1 0.307 

IHX Tube Inlet Temp. (K) 583.15 595.61 2.092 

IHX Tube Outlet Temp. (K) 768.15 766.27 0.245 

SG Shell Inlet Temp. (K) 768.15 766.74 0.184 

SG Shell Outlet Temp. (K) 583.15 576.41 1.169 

Primary Sodium 

Flowrate (kg/s) 

Secondary Sodium 

Flowrate (kg/s) 

Tab. 2 

MARS-LMR major input variables 

of steam generator wall cooling system 

19786.02 19787.4 0.007 

16010.4 16010 0.002 

Tab. 3 

Comparison of TRU burner design parameter and 

MARS-LMR steady-state analysis results 

System (PHTS) Pump fails and reactor shutdown system 

fails but Intermediate Heat Transport System 

(IHTS) pump is in operation. 

For comparison with the safety-class DHRS, all related 

variables such as the sodium-air heat exchanger air 

damper opening setting value and delay time for the 

SGWCS analysis were set equally. The flow resistance 

coefficient of the flow path inside the steam generator 

compartment and the initial opening value of the air 

damper were set to be within 0.25 % of the core rated 

thermal power during the plant power operation. The 

analysis results for the case where the DHRS is started 

in the ULOF situation and the case where the SGWCS is 

started are as follows. 

The heat removal performance of the SGWCS is expected 

to be about 5 MW as shown in Figure 5. Unlike the 

flow of the DHRS, the heat removal amount of the 

SGWCS was calculated constantly, which is due to the 

difference in that the DHRS obtains the driving force 

of sodium flow on the tube side only by natural convection, 

and the SGWCS supplies a constant sodium flow 

rate by the intermediate sodium pump. 

In this analysis, it is assumed that the forced convection 

sodium-air heat exchanger of the active DHRS is 

operated in passive mode of two-thirds (6.4 MW) of the 

design capacity considering the power loss of the air 

blower, and even if all 24 SGWCS are operated, they do 

not meet the heat removal performance of the active 

DHRS operated in the passive mode. 

The sodium-air heat exchanger of the passive DHRS 

and the active DHRS in the TRU burner was designed 



77 

Fig. 4 

DHRS VS SGWCS – Total Reactor Power 

Fig. 5 

DHRS VS SGWCS – Total Heat Transferred 

Fig. 6 

DHRS VS SGWCS – Core Inlet Temperature 

Fig. 7 

DHRS VS SGWCS – Core Outlet Temperature 

with a heat transfer area of about 8,300 m² and 7,600 m² 

per series, respectively, and the effective heat transfer 

area of 24 steam generators is only 2,200 m², indicating 

that natural convection is insufficient to expect the 

heat removal performance at the amount of the DHRS. 

How ever, the main purpose of the severe accident 

mitigation system is to confine the Corium inside the 

reactor vessel, and as a result of this analysis, it is 

judged that the SGWCS can sufficiently achieve this 

purpose. We can see the core inlet sodium temperature 

is decreasing (Figure 6) and as shown in Figure 7, core 

outlet sodium temperature is slightly increasing until 

about 1,000 second after the accident but start to 

decrease after about 2,500 second and they do not 

exceed the sodium boiling temperature. 

CONCLUSION 

In this study, the definition of a severe accident 

from the regulatory agency‘s perspective was 

summarized and the basic requirements for TRU 

burner severe accident mitigation system were 

established. 

In addition, we investigated the severe accident 

mitigation system applied or in preparation for 

application to fast reactors in each country, selected the 

most suitable system for TRU burner, and conducted a 

preliminary evaluation of its cooling capacity. The 

result shows that SGWCS of the TRU burner has enough 

cooling capacity for prevent sodium coolant from 

boiling after ULOF accident. 

In low-power reactors such as the Phenix (350 MWt) or 

PRISM (840 MWt), the area of the SGWCS is large 

compared to its power, so it is expected that residual 

heat can be sufficiently removed only by cooling the 

outer wall of the steam generator. 

In the case of Superphenix (3,600 MWt), the external 

wall cooling of the steam generator was considered and 

abandoned in the early stages of the design, but 

the ESFR-SMART project, which resumed later, is 

promoting the introduction of the external wall 

cooling of the steam generator by adopting a number 

of module-type steam generators. It shows that the 

advantage of the fully passive steam generator 

external wall cooling system is expected to exceed 

the insufficient heat transfer capacity. 

The reasonable severe accident mitigation system 

currently adopted by the most fast reactors is the steam 

generator outer wall cooling system. But further 

research may require to increase the forced convection 

or heat transfer area in the future such as adopting 

terry turbine or combine with other systems. 

Vol. 69 (2024)

78 

 


ACKNOWLEDGEMENTS 

This work was supported by the National Research 

Foundation of Korea (NRF) grant funded by the Korea 

government (MSIT). (No. 2021M2E2A1037871). 

References 

[1] École Polytechnique Fédérale De Lausanne, “Analysis of Advanced Sodiumcooled 

Fast Reactor Core Designs with Improved Safety Characteristics“, 

Kaichao Sun, 2012. 

[2] SFR-050-P2-486-001, „Preliminary System Design Report for the TRU Burner 

Reeactor“, Sun-Rocj Choi, KAERI, 2018. 

[3] KAERI/TR-2812/2004, „MARS Code Manual“, Beobdong Jung, KAERI, 2010. 

[4] Electric Power Research Institute, „Advanced Light Water Reactor Utility 

Requirements Document“, Volume 2, Revision 8. 

[5] NRC Policy Statement, „Severe Reactor Accidents Regarding Future Designs 

and Existing Plants“, 50 FR 32128, Aug 8, 1985. 

[6] European Utility Requirements for LWR Nuclear Power Plants, Vol. 1, 

„Main Policies and Objectives“, Revision C, April, 2001. 

[7] Article 2, Paragraph 25 of the Korean Nuclear Safety Act, 2018. 

[8] Transactions of the Korean Nuclear Society Spring Meeting, „Severe 

Accident Countermeasure Plan for Nuclear Power Plants“, Han-Chol Kim, 

1999. 

[9] KINS/GE-N001, „Safety Review Guidelines for Light Water Reactors“, Korea 

Institute of Nuclear Safety, Rev. 5, 2015. 

[10] Korea Hydro & Nuclear Power, „Development Report on Top-tier Design 

Requirements of the APR+“, Rev.1, 2010. 

[11] NRC, SECY-90-016, 1990. 

[12] NRC, SECY-93-187, 1993. 

[13] “Superphenix – Technical and scientific Achievements”, Joel Guidez, 2016. 

[14] “Lectures on Superphenix”, Joel Guidez, 2017. 

[15] Indira Gandhi Centre for Atomic Research, „Conceptual Design of Heat 

Transport Systems and Components of PFBR-NSSS“, S.C. Chetal, 1996. 

[16] Nuclear Technology, “Feasibility Study of a Passive DHR System with 

Heat Transfer Enhancement Mechanism in a Lead-Cooled Fast Reactor”, 

Jaehyuk Eoh ,2007. 

[17] IAEA TWG-FR 2018, „Status of H2020 ESFR-SMART project“, Konstantin 

Mikityuk, 2018. 

[18] „Designing a Passive Cooling System for the PRISM Steam Generator“, Texas 

A&M University, Christopher Bowman, 2017. 

[19] Clinch River Breeder Reactor Project, „Preliminary Safety Analysis Report“, 

Volume 2 

[20] NUREG-0968, „Safety Evaluation Report related to the construction of the 

Clinch River Breeder Reactor Plant“, U.S. Department of Energy, Mar., 1983. 

[21] The Safety Design Criteria Task Force (SDC-TF) of the Generation IV International 

Forum, “Safety Design Guidelines on Structures, Systems and 

Components for Generation IV Sodium-cooled Fast Reactor Systems”, 2018. 


Forum, “Safety Design Criteria for Generation IV Sodium-cooled 

Fast Reactor Systems”, 2017. 


Forum, “Safety Design Guidelines on Safety Approach and Design 

Conditions for Generation IV Sodium-cooled Fast Reactor Systems”, 2018. 

[24] IAEA-CN-245-450, „ESFR-SMART: new Horizon-2020 project on SFR safety“, 

K. Mikityuk, 2017. 

Authors 

Hyunwoo Lee 

Kijang Research Reactor Design and Construction 

Agency 

at the Korea Atomic Energy Research Institute 

(KAERI) 

Nuclear Thermal Hydraulics, Design of Research 

Reactor Fluid Systems 

lhw@kaeri.re.kr 

Hyunwoo Lee obtained a Master’s degree in Nuclear 

Thermal Hydraulics Engineering from Kyung Hee 

University in South Korea in 2012. 

He is currently a senior researcher at the Korea Atomic Energy Research 

Institute, where he has worked on the design of fluid systems and safety 

analysis for Sodium-cooled Fast Reactors. 

He is now focused on the fluid system design for Research Reactors. 

Dr. Ji-Woong Han 

Advanced Reactor Technology Development Division 

at the Korea Atomic Energy Research Institute (KAERI) 

Design of Sodium-cooled Fast Reactor Fluid Systems 

jwhan@kaeri.re.kr 

Dr. Sun Rock Choi 



Design of Sodium-cooled Fast Reactor Fluid Systems 

choisr@kaeri.re.kr 

Dr. Huee-Youl Ye 



Design and Performance Analysis of Sodium-cooled 

Fast Reactor Fluid Systems 

yehuee@kaeri.re.kr 

Dr. Jaehyuk Eoh 

General Manager of Advanced Reactor Technology Development Division 


Design and Performance Analysis of Sodium-cooled 

Fast Reactor Fluid Systems 

jheoh@kaeri.re.kr 



79 

Nuclear power plants worldwide: 

2023 compact statistics 

At the end of the last year 2023 (key date: 31 December 2023), nuclear power plants 

were operating in 33 countries worldwide which means that the number of country 

was unchanged compared to end-2022. (cf. Table 1). In total, 414 nuclear power plants 

were operating on the key date. The highest number of nuclear power plants in operation 

since the first start of an commercial nuclear power plant in 1956 in the United Kingdom was 

in 2018 with 453 units. 

The gross power output of the nuclear power plant 

units in operation in 2023 amounted to around 

391 GWe*, the net power output was approximately 

368 GWe. This means that the available gross capacity 

and the available net capacity dropped (minus approx. 

1 GW or 0.25 %) changed compared with the previous 

year‘s numbers. The highest capacity since the 

first grid connection of a commercial nuclear power 

plant was available in 2018 (425,332 MWe gross, 

401,177 MWe net). 

Shut-downs 

Five (5) nuclear power plant with a total capacity of 

6321 MW gross units were definitively permanently 

shut-down worldwide in three (3) countries in 2023. 

Belgium: Tihange 2 (PWR, 1,055/1,008 MW gross/net, 

start ope. 1983). Germany: Emsland (PWR, 1,406/1,335 

MW gross/net, 1988), Isar 2 (PWR, 1,475/1,410 MW 

gross/net, 1988), Neckarwestheim II (PWR, 1,400/1,310 

MW gross/net, 1989). Taiwan, China: Kuosheng 2 (BWR, 

985/948 MW gross/net, 1983) 

Start-ups 

Three (3) nuclear power plants started (nuclear) 

operation in three countries in 2023. All three units 

reached initial criticality (C), were synchronized with 

the grid (G) and started commercial operation (O) for 

the first time in 2023. Additionally, two (2) units which 

reached initial criticality in 2022 were synchronized 

with the grid (G) and started commercial operation (O) 

for the first time in 2023 (cf. Table 1): Belarus: 

Belarusian 2 (VVER-PWR, 1,194/1,109 MW gross/net, 

CGO), Korea, Rep.: Shin-Hanul 2 (PWR, 1,400/1,340 MW 

gross/net, CGO), USA: Vogtle 3 (PWR, 1,250/1,117 MW 

gross/net, CGO). Start of commercial operation in 2023, 

2 units in 2 countries: China: Fangchenggang 3 (PWR, 

1,180/1,000 MW gross/net, C), Slovak Rep.: Mochovce 3 

(VVER-PWR, 471/440 MW gross/net). 

Two units in Japan, Takahama 1 (PWR, 826/780 MW 

gross/net, C: 1974) and Takahama 2 (PWR 826/780 MW 

gross/net, C: 1975) resumed operation in 2023. In Japan 

after the long-term shut-down of all reactors and safety 

evaluations after the Fukushima accidents in 2011 in 

total 12 reactors are in active operation. In total 21 units 

are now under maintenance, retrofitting and declared 

as “suspended operation”. In total 51 reactors were in 

operation and shut-down in 2011 after the Tohoku 

earthquake and tsunami. 

New Projects 

Six (6) new projects (in 2022 five (5)) in two countries 

started with an official announcement and first 

preparations for construction or the first concrete 

and further build activities. China: Haiyang 4 (PWR, 

1,253/1,161 MW gross/net), Lianjiang 1 (PWR, 

1,224/1,160 MW gross/net), Lufeng 6 (PWR, 1,200/1,116 

MW gross/net), Sanmen 4 (PWR, 1,251/1,163 MW gross/ 

net), Xudabu 1 (PWR, 1,290/1,161 MW gross/net). Egypt: 

El Dabaa 3 (PWR, 1,253/1,161 MW gross/net). 

Projects under construction 

In total 56 reactors are under construction worldwide 

in 17 countries. The total gross capacity of this projects 

is about 67 GW*, the net capacity 63 GW. 

In addition, there are about 200 nuclear power 

plant units in 30 countries worldwide that are in an 

advanced planning stage, others are in the pre- planning 

phase (status: 31 December 2023). 

Vol. 69 (2024)

80 


Country 

Location/ 

Station name 

Status Reactortype 

Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Country 

Location/ 

Station name 


Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Argentina 

Atucha 1 D2O-PWR 357 341 1974 

Embalse Candu 648 600 1983 

Atucha 2 D2O-PWR 745 692 2014 

CAREM25 PWR 29 25 (2025) 

Armenia 

Metsamor 2 VVER-PWR 408 376 1980 

Bangladesh 

Rooppur 1 VVER-PWR 1200 1080 (2024) 

Rooppur 1 VVER-PWR 1200 1080 (2025) 

Belarus 

Belarusian 1 VVER-PWR 1194 1109 2020 

Belarusian 2 [1] VVER-PWR 1194 1109 2023 

Belgium 

Doel 1 PWR 454 433 1975 

Doel 2 PWR 454 433 1975 

Doel 4 PWR 1090 1039 1985 

Tihange 1 PWR 1009 962 1975 

Tihange 3 PWR 1094 1046 1985 

Tihange 2 [7] PWR 1055 1008 1983 

Brazil 

Angra 1 PWR 640 609 1984 

Angra 2 PWR 1350 1275 1999 

Angra 3 PWR 1300 1 245 (2026) 

Bulgaria 

Kozloduj 5 VVER-PWR 1000 953 1987 

Kozloduj 6 VVER-PWR 1000 953 1989 

Canada 

Bruce 1 Candu 824 772 1977 

Bruce 2 Candu 786 734 1977 

Bruce 3 Candu 805 730 1977 

Bruce 4 Candu 805 750 1979 

Bruce 5 Candu 872 817 1985 

Bruce 6 Candu 891 822 1984 

Bruce 7 Candu 872 817 1986 

Bruce 8 Candu 845 817 1987 

Darlington 1 Candu 934 878 1993 




Pickering 1 Candu 542 515 1971 






Point Lepreau Candu 705 660 1983 

China 

CEFR SNR 25 20 2011 

Changjiang 1 PWR 650 610 2015 

Changjiang 2 PWR 650 601 2016 

Daya Bay 1 PWR 984 944 1993 

Daya Bay 2 PWR 984 944 1994 

Fangchenggang 1 PWR 1080 1000 2015 



Fangjiashan 1 PWR 1080 1000 2014 

Fangjiashan 2 PWR 1080 1000 2014 

Fuqing 1 PWR 1087 1000 2014 

Fuqing 2 PWR 1087 1000 2015 

Fuqing 3 PWR 1089 1000 2016 

Fuqing 4 PWR 1089 1000 2017 

Fuqing 5 PWR 1087 1000 2020 

Fuqing 6 PWR 1087 1000 2022 

Haiyang 1 PWR 1180 1100 2018 

Haiyang 2 PWR 1180 1100 2018 

Hongyanhe 1 PWR 1080 1000 2013 

Hongyanhe 2 PWR 1080 1000 2013 

Hongyanhe 3 PWR 1080 1000 2014 

Hongyanhe 4 PWR 1119 1000 2016 

Hongyanhe 5 PWR 1080 1000 2021 

Hongyanhe 6 PWR 1080 1000 2022 

Ling Ao 1 PWR 990 938 2002 

Ling Ao 2 PWR 990 938 2002 

Ling Ao 3 PWR 1087 1000 2010 

Ling Ao 4 PWR 1087 1000 2011 

Ningde 1 PWR 1087 1000 2012 

Ningde 2 PWR 1080 1000 2014 

Ningde 3 PWR 1080 1000 2015 

Ningde 4 PWR 1089 1018 2016 

Qinshan 1 PWR 310 288 1992 

Qinshan II-1 PWR 650 610 2002 




Qinshan III-1 Candu 728 665 2002 

Qinshan III-2 Candu 728 665 2003 

Sanmen 1 PWR 1180 1100 2018 

Sanmen 2 PWR 1180 1100 2018 

Shidao Bay 1 HTGR 211 200 2021 

Taishan 1 PWR 1750 1660 2018 

Taishan 2 PWR 1750 1660 2019 

Tianwan 1 VVER-PWR 1060 990 2005 




Tianwan 5 PWR 1118 1000 2020 

Tianwan 6 PWR 1118 1000 2021 

Yangjiang 1 PWR 1080 1000 2013 

Yangjiang 2 PWR 1080 1000 2015 

Yangjiang 3 PWR 1080 1000 2015 

Yangjiang 4 PWR 1086 1000 2016 

Yangjiang 5 PWR 1080 1000 2018 

Yangjiang 6 PWR 1080 1000 2019 

Changjiang 3 PWR 1170 1090 (2028) 

Changjiang 4 PWR 1170 1090 (2029) 

Fangchenggang 4 PWR 1080 1000 (2024) 

Haiyang 3 PWR 1253 1161 (2029) 

Haiyang 4 [3] PWR 1253 1161 (2030) 

Lianjiang 1 [3] PWR 1224 1160 (2030) 

Linglong 1 PWR 100 125 (2028) 

Lufeng 5 PWR 1200 1161 (2029) 

Lufeng 6 [3] PWR 1200 1161 (2030) 

Sanaocun 1 PWR 1210 1117 (2027) 

Sanaocun 2 PWR 1210 1117 (2028) 

Sanmen 3 PWR 1251 1163 (2029) 

Sanmen 4 [3] PWR 1251 1163 (2030) 

Taipingling 1 PWR 1200 1116 (2024) 

Taipingling 2 PWR 1200 1116 (2025) 

Tianwan 7 PWR 1265 1171 (2028) 

Tianwan 8 PWR 1265 1171 (2029) 

Xiapu FBR 682 642 (2023) 

Xudabu 1 [3] PWR 1290 1200 (2028) 

Xudabu 3 PWR 1 274 1200 (2028) 

Xudabu 4 PWR 1 274 1200 (2029) 

Zhangzhou 1 PWR 1212 1126 (2024) 

Zhangzhou 2 PWR 1212 1126 (2025) 



81 

Country 

Location/ 

Station name 


Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Country 

Location/ 

Station name 


Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Czech Republic 

Dukovany 1 VVER-PWR 500 473 1985 




Temelín 1 VVER-PWR 1077 1027 1999 

Temelín 2 VVER-PWR 1056 1006 2002 

Egypt 

El Dabaa 1 VVER-PWR 1200 1100 (2030) 

El Dabaa 2 VVER-PWR 1200 1100 (2030) 

El Dabaa 3 [3] VVER-PWR 1200 1100 (2031) 

Finland 

Loviisa 1 VVER-PWR 520 496 1977 

Loviisa 2 VVER-PWR 520 496 1981 

Olkiluoto 1 BWR 890 860 1979 

Olkiluoto 2 BWR 890 860 1982 

Olkiluoto 3 PWR 1660 1600 2021 

France 

Belleville 1 PWR 1363 1310 1987 

Belleville 2 PWR 1363 1310 1988 

Blayais 1 PWR 951 910 1981 

Blayais 2 PWR 951 910 1982 

Blayais 3 PWR 951 910 1983 

Blayais 4 PWR 951 910 1983 

Bugey 2 PWR 945 910 1978 

Bugey 3 PWR 945 910 1978 

Bugey 4 PWR 917 880 1979 

Bugey 5 PWR 917 880 1979 

Cattenom 1 PWR 1362 1300 1986 

Cattenom 2 PWR 1362 1300 1987 

Cattenom 3 PWR 1362 1300 1990 

Cattenom 4 PWR 1362 1300 1991 

Chinon B-1 PWR 954 905 1982 

Chinon B-2 PWR 954 905 1983 

Chinon B-3 PWR 954 905 1986 

Chinon B-4 PWR 954 905 1987 

Chooz B-1 PWR 1560 1500 1996 

Chooz B-2 PWR 1560 1500 1997 

Civaux 1 PWR 1561 1 495 1997 

Civaux 2 PWR 1561 1 495 1999 

Cruas Meysse 1 PWR 956 915 1983 




Dampierre 1 PWR 937 890 1980 




Flamanville 1 PWR 1382 1330 1985 

Flamanville 2 PWR 1382 1330 1986 

Golfech 1 PWR 1363 1310 1990 

Golfech 2 PWR 1363 1310 1993 

Gravelines B-1 PWR 951 910 1980 




Gravelines C-5 PWR 951 910 1984 

Gravelines C-6 PWR 951 910 1985 

Nogent 1 PWR 1363 1310 1987 

Nogent 2 PWR 1363 1310 1988 

Paluel 1 PWR 1382 1330 1984 

Paluel 2 PWR 1382 1330 1984 

Paluel 3 PWR 1382 1330 1985 

Paluel 4 PWR 1382 1330 1986 

Penly 1 PWR 1382 1330 1990 

Penly 2 PWR 1382 1330 1992 

St. Alban 1 PWR 1381 1335 1986 

St. Alban 2 PWR 1381 1335 1987 

St. Laurent B-1 PWR 956 915 1981 

St. Laurent B-2 PWR 956 915 1981 

Tricastin 1 PWR 955 915 1980 




Flamanville 3 PWR 1600 1510 (2025) 

Germany 

Emsland PWR 1406 1335 1988 

Isar 2 PWR 1485 1 410 1988 

Neckarwestheim II PWR 1400 1310 1989 

Hungary 

Paks 1 VVER-PWR 500 470 1983 

Paks 2 VVER-PWR 500 473 1984 

Paks 3 VVER-PWR 500 473 1986 

Paks 4 VVER-PWR 500 473 1987 

India 

Kaiga 1 Candu (IND) 220 202 2001 




Kakrapar 1 Candu (IND) 220 202 1993 



Kudankulam 1 VVER-PWR 1000 917 2013 

Kudankulam 2 VVER-PWR 1000 917 2016 

Madras Kalpakkam 2 Candu (IND) 220 205 1986 

Narora 1 Candu (IND) 220 202 1992 

Narora 2 Candu (IND) 220 202 1991 

Rajasthan 2 Candu 200 187 1981 

Rajasthan 3 Candu (IND) 220 202 1999 




Tarapur 3 Candu (IND) 540 490 2006 

Tarapur 4 Candu (IND) 540 490 2005 

Kakrapar 4 Candu (IND) 700 640 (2025) 

PFBR (Kalpakkam) SNR 500 470 (2026) 

Kudankulam 3 VVER-PWR 1000 917 (2024) 




Rajasthan 7 Candu (IND) 700 630 (2025) 

Rajasthan 8 Candu (IND) 700 630 (2026) 

Iran 

Bushehr 1 VVER-PWR 1000 953 2011 

Bushehr 2 VVER-PWR 1127 1057 (2025) 

Japan 

Genkai 3 PWR 1180 1127 1994 

Genkai 4 PWR 1180 1127 1997 

Hamaoka 3 [6] BWR 1100 1056 1987 

Hamaoka 4 [6] BWR 1137 1092 1993 

Hamaoka 5 [6] BWR 1267 1216 2004 

Higashidori 1 [6] BWR 1100 1067 2005 

Ikata 3 PWR 890 846 1994 

Kashiwazaki Kariwa 1 [6] BWR 1100 1067 1985 





Vol. 69 (2024)

82 


Country 

Location/ 

Station name 


Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Country 

Location/ 

Station name 


Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 



Mihama 3 PWR 826 781 1976 

Ohi 3 PWR 1180 1127 1991 

Ohi 4 PWR 1180 1127 1993 

Onagawa 2 [6] BWR 825 796 1994 

Onagawa 3 [6] BWR 825 796 2001 

Sendai 1 PWR 890 846 1984 

Sendai 2 PWR 890 846 1985 

Shika 1 [6] BWR 540 505 1993 

Shika 2 [6] BWR 1358 1304 2005 

Shimane 2 [6] BWR 820 791 1989 

Takahama 1 [2] PWR 826 780 1974 

Takahama 2 [2] PWR 826 780 1975 

Takahama 3 PWR 870 830 1985 

Takahama 4 PWR 870 830 1985 

Tokai 2 [6] BWR 1100 1067 1978 

Tomari 1 [6] PWR 579 550 1989 

Tomari 2 [6] PWR 579 550 1991 

Tomari 3 [6] PWR 912 866 2009 

Tsuruga 2 [6] PWR 1160 1115 1986 

Shimane 3 BWR 1375 1325 (2027) 

Ohma BWR 1385 1325 (2028) 

Korea (Republic) 

Kori 2 PWR 676 639 1983 

Kori 3 PWR 1042 1003 1985 

Kori 4 PWR 1 041 1001 1986 

Shin Kori 1 PWR 1048 996 2010 

Shin Kori 2 PWR 1 045 993 2011 

Saeul 1 PWR 1400 1340 2016 

Saeul 2 PWR 1400 1340 2019 

Hanul 1 PWR 1003 960 1988 

Hanul 2 PWR 1008 962 1989 

Hanul 3 PWR 1050 994 1998 

Hanul 4 PWR 1053 998 1998 

Hanul 5 PWR 1051 996 2003 

Hanul 6 PWR 1051 996 2004 

Shin Hanul 1 PWR 1400 1340 2022 

Shin Hanul 2 [1] PWR 1400 1340 2023 

Wolsong 2 Candu 678 653 1997 



Shin Wolsong 1 PWR 1043 991 2012 

Shin Wolsong 2 PWR 1000 960 2015 

Hanbit 1 PWR 996 953 1986 

Hanbit 2 PWR 993 945 1987 

Hanbit 3 PWR 1050 997 1995 

Hanbit 4 PWR 1 049 997 1996 

Hanbit 5 PWR 1053 997 2001 

Hanbit 6 PWR 1052 995 2002 

Saeul 3 PWR 1400 1340 (2024) 

Saeul 4 PWR 1400 1340 (2025) 

Mexico 

Laguna Verde 1 BWR 820 765 1990 

Laguna Verde 2 BWR 820 765 1995 

Netherlands 

Borssele PWR 515 482 1973 

Pakistan 

Chasnupp 1 PWR 325 300 2000 

Chasnupp 2 PWR 325 300 2011 

Chasnupp 3 PWR 340 315 2016 

Chasnupp 4 PWR 340 315 2017 

Kanupp 2 PWR 1100 1014 2021 

Kanupp 3 PWR 1100 1014 2022 

Romania 

Cernavoda 1 Candu 706 650 1996 

Cernavoda 2 Candu 706 655 2007 

Russia 

Akademik Lomonosov 1 PWR 40 35 2019 

Akademik Lomonosov 2 PWR 40 35 2019 

Balakovo 1 VVER-PWR 1000 953 1986 




Beloyarsky 3 FBR 600 560 1981 

Beloyarsky 4 FBR 800 750 2014 

Bilibino 2 LWGR 12 11 1975 



Kalinin 1 VVER-PWR 1000 953 1985 




Kola 1 VVER-PWR 440 411 1973 

Kola 2 VVER-PWR 440 411 1975 

Kola 3 VVER-PWR 440 411 1982 

Kola 4 VVER-PWR 440 411 1984 

Kursk 2 LWGR 1000 925 1979 

Kursk 3 LWGR 1000 925 1984 

Kursk 4 LWGR 1000 925 1986 

Leningrad 3 LWGR 1000 925 1980 

Leningrad 4 LWGR 1000 925 1981 

Leningrad II-1 VVER-PWR 1187 1085 2018 

Leningrad II-2 VVER-PWR 1170 1085 2020 

Novovoronezh 4 VVER-PWR 417 385 1973 

Novovoronezh 5 VVER-PWR 1000 953 1981 

Novovoronezh II-1 VVER-PWR 1000 955 2016 

Novovoronezh II-2 VVER-PWR 1000 955 2019 

Rostov 1 VVER-PWR 1000 953 2001 




Smolensk 1 LWGR 1000 925 1983 



Kursk II-1 VVER-PWR 1255 1175 (2024) 

Kursk II-2 VVER-PWR 1255 1175 (2025) 

BREST-OD-300 FBR 320 300 (2028) 

Slovakia 

Bohunice 3 VVER-PWR 505 472 1985 

Bohunice 4 VVER-PWR 505 472 1985 

Mochovce 1 VVER-PWR 470 436 1998 

Mochovce 2 VVER-PWR 470 436 1999 

Mochovce 3 [1] VVER-PWR 440 408 2022 

Mochovce 4 VVER-PWR 440 408 (2025) 

Slovenia 

Krsko PWR 727 696 1983 

South Africa 

Koeberg 1 PWR 970 930 1984 

Koeberg 2 PWR 970 930 1985 

Spain 

Almaraz 1 PWR 1 049 1011 1981 

Almaraz 2 PWR 1044 1006 1983 

Ascó 1 PWR 1033 995 1984 

Ascó 2 PWR 1027 997 1985 

Cofrentes BWR 1092 1064 1985 

Trillo 1 PWR 1066 1002 1988 

Vandellos 2 PWR 1087 1 045 1987 



83 

Country 

Location/ 

Station name 


Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Country 

Location/ 

Station name 


Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Sweden 

Forsmark 1 BWR 1022 984 1980 

Forsmark 2 BWR 1158 1120 1981 

Forsmark 3 BWR 1212 1170 1985 

Oskarshamn 3 BWR 1 450 1400 1985 

Ringhals 3 PWR 1117 1064 1981 

Ringhals 4 PWR 990 940 1983 

Switzerland 

Beznau 1 PWR 380 365 1969 

Beznau 2 PWR 380 365 1972 

Gösgen PWR 1060 1010 1979 

Leibstadt BWR 1275 1220 1984 

Taiwan, China 

Maanshan 1 PWR 951 890 1984 

Maanshan 2 PWR 951 890 1985 

Kuosheng 2 [7] BWR 985 948 1983 

Turkiye 

Akkuyu 1 VVER-PWR 1200 1114 (2024) 




United Arab Emirates 

Barakah 1 PWR 1400 1340 2020 

Barakah 2 PWR 1400 1340 2021 

Barakah 3 PWR 1400 1340 2022 

Barakah 4 PWR 1400 1340 (2024) 

United Kingdom 

Hartlepool-1 AGR 655 595 1984 

Hartlepool-2 AGR 655 585 1985 

Heysham I-1 AGR 625 585 1984 

Heysham I-2 AGR 625 575 1985 

Heysham II-1 AGR 682 595 1988 

Heysham II-2 AGR 682 595 1989 

Sizewell B PWR 1250 1191 1995 

Torness Point 1 AGR 682 595 1988 

Torness Point 2 AGR 682 595 1989 

Hinkley Point C-1 PWR 1720 1630 (2029) 

Hinkley Point C-2 PWR 1720 1630 (2030) 

Ukraine 

Khmelnitski 1 VVER-PWR 1000 950 1985 

Khmelnitski 2 VVER-PWR 1000 950 2004 

Rovno 1 VVER-PWR 402 363 1981 

Rovno 2 VVER-PWR 416 377 1982 

Rovno 3 VVER-PWR 1000 950 1987 

Rovno 4 VVER-PWR 1000 950 2004 

Zaporozhe 1 VVER-PWR 1000 950 1985 






South Ukraine 1 VVER-PWR 1000 950 1983 



USA 

Arkansas Nuclear One 1 PWR 969 903 1974 

Arkansas Nuclear One 2 PWR 1006 943 1980 

Beaver Valley 1 PWR 955 923 1976 

Beaver Valley 2 PWR 957 923 1987 

Braidwood 1 PWR 1289 1225 1988 

Braidwood 2 PWR 1289 1225 1988 

Browns Ferry 1 BWR 1200 1152 1974 



Brunswick 1 BWR 1 074 1002 1977 

Brunswick 2 BWR 1075 1002 1975 

Byron 1 PWR 1307 1225 1985 

Byron 2 PWR 1304 1225 1987 

Callaway PWR 1316 1236 1985 

Calvert Cliffs 1 PWR 935 918 1975 

Calvert Cliffs 2 PWR 939 911 1977 

Catawba 1 PWR 1286 1205 1985 

Catawba 2 PWR 1286 1205 1986 

Clinton 1 BWR 1175 1138 1987 

Comanche Peak 1 PWR 1283 1215 1990 

Comanche Peak 2 PWR 1283 1215 1993 

Donald Cook 1 PWR 1266 1152 1975 

Donald Cook 2 PWR 1210 1133 1978 

Columbia (WNP 2) BWR 1244 1200 1984 

Cooper BWR 844 801 1974 

Davis Besse 1 PWR 971 925 1978 

Diablo Canyon 1 PWR 1236 1159 1985 

Diablo Canyon 2 PWR 1246 1164 1985 

Dresden 2 BWR 1057 1009 1970 

Dresden 3 BWR 1057 1009 1971 

Farley 1 PWR 933 888 1977 

Farley 2 PWR 934 888 1981 

Fermi 2 BWR 1317 1217 1988 

FitzPatrick BWR 918 882 1975 

Ginna PWR 713 614 1970 

Grand Gulf 1 BWR 1516 1440 1985 

Hatch 1 BWR 891 857 1974 

Hatch 2 BWR 905 865 1979 

Hope Creek 1 BWR 1360 1291 1986 

La Salle 1 BWR 1242 1170 1984 

La Salle 2 BWR 1238 1170 1984 

Limerick 1 BWR 1203 1139 1986 

Limerick 2 BWR 1199 1139 1990 

McGuire 1 PWR 1358 1220 1981 

McGuire 2 PWR 1358 1220 1984 

Millstone 2 PWR 946 910 1975 

Millstone 3 PWR 1308 1253 1986 

Monticello BWR 734 685 1971 

Nine Mile Point 1 BWR 671 642 1969 

Nine Mile Point 2 BWR 1302 1259 1988 

North Anna 1 PWR 1035 980 1978 

North Anna 2 PWR 1033 980 1980 

Oconee 1 PWR 955 887 1973 

Oconee 2 PWR 955 887 1974 

Oconee 3 PWR 961 893 1974 

Palo Verde 1 PWR 1528 1403 1986 

Palo Verde 2 PWR 1524 1403 1988 

Palo Verde 3 PWR 1524 1403 1986 

Peach Bottom 2 BWR 1233 1160 1974 

Peach Bottom 3 BWR 1233 1160 1974 

Perry 1 BWR 1397 1312 1987 

Point Beach 1 PWR 696 643 1970 

Point Beach 2 PWR 696 643 1972 

Prairie Island 1 PWR 642 593 1973 

Prairie Island 2 PWR 641 593 1974 

Quad Cities 1 BWR 1061 1009 1973 

Quad Cities 2 BWR 1061 1009 1973 

RiverBend 1 BWR 1073 1036 1986 

Robinson 2 PWR 855 769 1971 

Salem 1 PWR 1276 1170 1977 

Salem 2 PWR 1303 1170 1981 

Seabrook 1 PWR 1330 1242 1990 

Sequoyah 1 PWR 1259 1221 1981 

Vol. 69 (2024)

84 


Country 

Location/ 

Station name 


Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Sequoyah 2 PWR 1 279 1 221 1982 

Shearon Harris 1 PWR 983 951 1987 

South Texas 1 PWR 1 410 1 354 1988 

South Texas 2 PWR 1 410 1 354 1989 

St. Lucie 1 PWR 1 122 1 080 1976 

St. Lucie 2 PWR 1 135 1 080 1983 

Virgil C. Summer PWR 1 071 1 030 1984 

Surry 1 PWR 900 848 1972 

Surry 2 PWR 900 848 1973 

Susquehanna 1 BWR 1 374 1 298 1983 

Susquehanna 2 BWR 1 374 1 298 1985 

Turkey Point 3 PWR 885 835 1972 

Turkey Point 4 PWR 885 835 1973 

Vogtle 1 PWR 1 223 1 160 1987 

Vogtle 2 PWR 1 226 1 160 1989 

Vogtle 3 [1] PWR 1 080 1 000 2023 

Waterford 3 PWR 1 250 1 200 1985 

Watts Bar 1 PWR 1 370 1 270 1996 

Watts Bar 2 PWR 1 240 1 180 2016 

Wolf Creek PWR 1 351 1 268 1984 

Vogtle 4 PWR 1 080 1 000 (2024) 

in operation 

under construction 

permanently shut-down 

long-term shut-down 

[1] Start of nuclear operation (first criticality: C, first grid connection: G, commercial 

operation: O), 3 units in 3 countries: Belarus: Belarusian 2 (VVER-PWR, 

1,194/1,109 MW gross/net, CGO), Korea, Rep.: Shin-Hanul 2 (PWR, 1,400/1,340 

MW gross/net, CGO), USA: Vogtle 3 (PWR, 1,250/1,117 MW gross/net, CGO). Start 

of commercial operation in 2023, 2 units in 2 countries: China: Fangchenggang 

3 (PWR, 1,180/1,000 MW gross/net, C), Slovak Rep.: Mochovce 3 (VVER- 

PWR, 471/440 MW gross/net). 

[2] Resumed operation, 2 units in 1 country: Japan: Takahama 1 (PWR, 826/780 

MW gross/net, C: 1974), Takahama 2 (PWR 826/780 MW gross/net, C: 1975). 

[3] Start of construction (first concrete or official announcement and first 

preparations for construction): 6 units 2 countries: China: Haiyang 4 (PWR, 

1,253/1,161 MW gross/net), Lianjiang 1 (PWR, 1,224/1,160 MW gross/net), Lufeng 

6 (PWR, 1,200/1,116 MW gross/net), Sanmen 4 (PWR, 1,251/1,163 MW gross/net), 

Xudabu 1 (PWR, 1,290/1,161 MW gross/net). Egypt: El Dabaa 3 (PWR, 1,253/1,161 

MW gross/net). 

[4] Resumed construction: none. 

[5] Project under construction (finally) cancelled: none. 

[6] Nuclear power plants taken in long-term shut-down: 21 units in 1 country, 

Japan: all 51 units in operation stopped operation in 2011, after the earthquake, 

tsunami and reactor accidents at the Fukushima Daiichi site. In the last 13 

years, 12 units resumed operation, 24 units, incl. the destroyed 4 units at the 

Fukushima site, have been permanently shut-down, 21 units are now in 

long-term shut-down operation (total gross capacity: 21,514 MW, net 20,736 

MW: : Hamaoka 3, Hamaoka 4, Hamaoka 5, Higashidori 1, Kashiwazaki Kariwa 

1, Kashiwazaki Kariwa 2, Kashiwazaki Kariwa 3, Kashiwazaki Kariwa 4, 

Kashiwazaki Kariwa 5, Kashiwazaki Kariwa 6, Kashiwazaki Kariwa 7, Onagawa 

2, Onagawa 2, Shika 1, Shika 2, Shimane 2, Tokai 2, Tomari 1, Tomari 2, 

Tomari 3, Tsuruga 2. 

[7] Nuclear power plants permanently shut-down: 5 units in 3 countries in 2023: 

Tihange 2 (PWR, 1,055/1,008 MW gross/net, start ope. 1983). Germany: 

Emsland (PWR, 1,406/1,335 MW gross/net, 1988), Isar 2 (PWR, 1,475/1,410 MW 

gross/net, 1988), Neckarwestheim II (PWR, 1,400/1,310 MW gross/net, 1989). 

Taiwan, China: Kuosheng 2 (BWR, 985/948 MW gross/net, 1983) 

(All capacity data in MWe gross/net, nameplate) 

AGR: Advanced Gas-cooled Reactor, BWR: Boiling water reactor, Candu: 

CANada Deuterium Uranium reactor (IND: Indian type), D2O-PWR: heavy 

water moderated, pressurised water reactor, PWR: pressurised water 

reactor, GGR: gas-graphite reactor, LWGR/GLWR: light water cooled graphite 

moderated reactor (Russian type RBMK), FBWR: advanced boiling water 

reactor, FBR: fast breeder reactor. 

Kurzfassung 

Kernkraftwerke weltweit: 

Schnellstatistik 2023 

Aerial view of the Mochovce site in the Slovak Republic. 

Three units are in operation, one is under construction. 

Ende 2023 waren 414 Kernkraftwerke in 33 Ländern 

weltweit in Betrieb. Die Zahl hat sich im Vergleich 

zum Vorjahresstichtag nicht verändert. Drei Kernkraftwerksblöcke 

haben den Betrieb aufgenommen, 

2 haben nach längerem Betriebsstillstand den Betrieb 

wieder aufgenommen, 5 Blöcke wurden stillgelegt. Die 

installierte und verfügbare Kernkraftkapazität betrug 

391 GWe brutto und 368 GWe netto. 6 neue Kernkraftwerksprojekte 

wurden mit Baubeginn in Angriff 

genommen. 56 Anlagen mit einer Gesamtleistung 

von 67 GWe brutto und 63 GWe netto in 16 Ländern 

befanden sich in Bau. Darüber hinaus befinden 

sich weltweit rund 200 Kernkraftwerksblöcke in 

30 Ländern in der Projektierung. 



85 

Operating results 2023 

In 2023 the three (3) German nuclear power plants, Emsland, Isar 2 and Neckarwestheim II, 

generated 7.215 billion kilowatt hours (kWh) of electricity gross. The three plants Emsland 

(1,406 MWe gross), Isar 2, KKI 2 (1,485 MWe gross) and Neckarwestheim II (1,400 MWe 

gross) with an total capacity of 4,291 MWe gross and 4,055 MWe net ceased operation – lost 

the permit for generating electricity – at the end of 15 April 2023, 24:00 h at latest, due to the 

revision of the German Atomic Energy Act in the political aftermath of the accidents in 

Fukushima, Japan, in 2011. 

Originally, the operating licence would have been 

terminated at the end of 31 December 2022. With 

respect to the general energy crises and assumptions 

of energy/electricity supply safety the German Atomic 

Energy Act was revised and the operation time was 

extended over winter 2022/2023 to 15 April 2023. No 

nuclear power plant for electricity generation is since 

then in operation in Germany. 

The first nuclear power plant in operation in Germany, 

the 16 MWe Versuchsatomkraftwerk Kahl, reached first 

criticality in 1961 and was shut-down in 1985. In total 

36 nuclear power plants were operated in Germany 

(Federal Republic and Democratic Republic). 

The total electricity production of these plants amount 

to 5,561.94 billion kilowatt hours – approx. equal to the 

present total electricity production in Germany of 

9 years. Approx. 5 billion tonnen of CO 2 emissions and 

other emissions have been avoided. 

At the end of 2023, 414 reactor units were in operation 

in 33 countries worldwide and 56 were under construction 

in 16 countries. The number of units declared 

“in operation” was unchanged in comparison with the 

end of 2022. 

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. 

Additionally German nuclear power plants are 

leading with their lifetime electricity production. 

The Brokdorf, Emsland, Grohnde, Gundremmingen C 

and Neckarwestheim II nuclear power plant have 

produced more than 360 billion kilowatt hours since 

their first criticality, the Grohnde and Isar 2 plant even 

are the first nuclear power plants that generated 

more than 400 billion kilowatt hours, worldwide. 

Operating results of nuclear power plants in Germany 2023 and 2022. 

Nuclear power plant 

Rated power 

in 2023 

gross 

in MWe 

net 

in MWe 

Gross electricity 

generation 

in MWh 

Availability 

factor* 

in % 

Energy availability 

factor** 

in % 

2023 2022 2023 2022 2023 2022 

Emsland KKE 1,406 1,335 2,245,050 11,293,993 86.00 94.88 84.01 94.83 

Isar KKI 2 1,485 1,410 3,024036 12,273,569 100.00 97.25 99.96 96.88 

Neckarwestheim GKN II 1,400 1,310 1,946,550 11,141,700 72.35 94.43 72.33 94.43 

Total in 2023 4,291 4,055 7,215,636 34,655,262 86.12 95.50 85.43 95.35 

* Availability factor (time availability factor) kt = tN/tV: The time availability factor kt is the quotient of available time of a plant (tV) and the reference 

period (tN). The time availability factor is a degree for the deployability of a power plant. 

** Energy availability factor kW = WV/WN: The energy availability factor kW is the quotient of available energy of a plant (WV ) and the nominal energy 

(WN). The nominal energy WN 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 WV 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 2023/2022. 

**** The Emsland KKE, Isar KKI 2, and Neckarwestheim GKN II nuclear power plants were permanently shutdown on 15 April 2023 due to the revision of 

the German Atomic Energy Act in 2011. The revision bans electricity generation for the nuclear power plants in Germany from a fixed point in time. 

The original date, 31 December 2022, was revised due to the general energy supply situation in winter 2022/2023 up to 15 April 2023. 

All data in this report as of 31 March 2024 

Vol. 69 (2024)

86 


Emsland 

Operating sequence in 2023 

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 16.6 days refueling outage the Emsland 

nuclear power plant had been operating uninterrupted 

and mainly at full load during the review period 2022. 

Producing a gross power generation of 11,356,583 MWh 

with a capacity factor of 95.37 % the power plant 

achieved a very good operating result. 

Planned shutdowns 

36 rd Refueling: 

The last outage was scheduled for the period 21 January 

to 5 February. The outage took 14.7 days from breaker 

to breaker. During the 36rd refueling none new fuel 

elements were used. The following major inspection 

activities were carried out: 

⁃ Inspection of core and reactor pressure vessel 

internals. 

⁃ Conducting of 400 periodic inspections. 

Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip 

None. 

Power reductions above 10 % and 

longer than for 24 h 

13 November 2022 

to 21 January 2023: 

Stretch-out operation. 

21 January to 5 February 2023: Part load. 

5 February to 15 April 2023: Power production 

with a maximum of 

75 % reactor power. 

Since the 15 April 2023: End of production 

Delivery of fuel elements 

In 2023 no fuel elements were delivered. 

Waste management status 

No CASTOR © cask loading was carried out during the 

review period 2023. 

At the end of the year 47 loaded casks were stored 

in the local interim storage facility owned by BGZ 

Gesellschaft für Zwischenlagerung mbH. 

In 2023 four fuel rods have been transported to 

Studsvik, Sweden, in order to examine some properties 

of high burn up fuel rods in terms of long-term drystorage 

of fuel assemblies in CASTOR © casks. 

General points 

None. 



87 

Operating data 

Review period 2023 

Plant operator: 

Owner: 

Plant name: 

Address: 

Phone: 0591 806-1612 

Web: 

www.rwe.com 

Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH 

RWE Nuclear GmbH 

Kernkraftwerk Emsland (KKE) 

Kernkraftwerk Emsland, 

Am Hilgenberg , 49811 Lingen, Germany 

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 

100 

90 

80 

Availability factor in % 

Capacity factor in % 

94 

93 

95 

89 

94 

95 

95 

86 

The following operating results were achieved: 

Operating period, reactor: 

2,172 h 

Gross electrical energy generated in 2023: 2,245,050 MWh 

Net electrical energy generated in 2023: 2,103,898 MWh 

Gross electrical energy generated since 

first synchronisation until 04-15-2023: 393,906,327 MWh 

Net electrical energy generated since 


Availability factor in 2023: 86.00 % 

Availability factor since 

date of commercial operation: 93.92 % 

Capacity factor 2023: 85.82 % 

Capacity factor since 


Downtime 

(planned and unplanned) in 2023: 14.18 % 

Number of reactor scrams 2023: 0 

Licensed annual emission limits in 2023: 

Emission of noble gases with plant exhaust air: 1.0 · 10 15 Bq 

Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 5.0 · 10 9 Bq 

(incl. H-3 and C-14) 

Emission of nuclear fission and activation products 

with plant waste water (excluding tritium): 3.7 · 10 10 Bq 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

10 

9 

8 

7 

6 

5 

94 

2016 

93 

2017 

95 

2018 

89 

94 

95 

Collective radiation dose of own 

and outside personnel in Sv 

95 

86 

2019 2020 2021 2022 2023 

Proportion of licensed annual emission limits 

for radioactive materials in 2023 for: 

Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.091 % 

Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 0.00 % 

(incl. H-3 and C-14) 


with plant waste water (excluding tritium): 0.00 % 

Collective dose: 

0.038 Sv 

4 

3 

2 

1 

0 

0.05 

2016 

0.09 0.06 0.07 

2017 2018 2019 

0.08 0.05 

2020 2021 

0.04 0.04 

2022 2023 

Vol. 69 (2024)

88 


Isar 2 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 


The Isar 2 nuclear power plant (KKI 2) was in planned 

power operation according to the load schedule until 

15 April 2023. On 26 January 2023, stretch-out operation 

was switched from phase 1 to phase 2.1. From 5 March 

2023, the unit was in phase 2.2 stretch-out operation 

and since 4 April 2023 in phase 3 stretch-out operation. 

The Isar 2 nuclear power plant was finally shut down 

on 15 April 2023. KKI 2 ceased operation as planned 

in the night of 16 April 2023. After the plant’s output 

was gradually reduced from 10 pm, the generator 

was disconnected from the power grid at 11:52 pm on 

15 April 2023. 


None. 



1 January 2022 

to 15 April 2023: Stretch-out operation. 

Safety Reviews 

None. 


On 15 April 2023 due to nuclear law. 

WANO Review/Technical Support Mission 

None. 

Delivery of fuel elements 

None. 


The final unloading of the fuel elements in KKI 2 took 

place from 15 to 17 May 2023. The operating staff 

transferred the 193 fuel elements from the reactor 

pressure vessel to the storage pool for the last time. 

General points 

None. 



89 



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, 

Germany 

Phone/Telefax: 08702 38-2465 / 08702 38-2466 

Web: 

www.preussenelektra.de 





Reactor type: 

PWR 

Supplier: 

Siemens/KWU 

100 

90 

80 

70 

96 



91 

95 

96 

93 

95 

97 

100 

60 



2,519 h 













Downtime (schedule and forced) in 2023: 0.00 % 


50 

40 

30 

20 

10 

0 

10 

9 

96 

2016 

92 

2017 

95 

2018 

96 

93 

95 



97 

100 

2019 2020 2021 2022 2023 






8 

7 

6 

5 




Emission of iodine-131 with plant exhaust air: < limit of 

detection 


with plant waste water (excluding tritium): < limit of 

detection 


0.001 Sv 

4 

3 

2 

1 

0 

0.06 0.14 

2016 2017 

0.06 0.05 

2018 2019 

0.18 0.05 

2020 2021 

0.03 0.001 

2022 2023 

Vol. 69 (2024)

90 


Neckarwestheim II 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 


By the end of commercial power operation on 15 April 

2023, the Neckarwestheim II nuclear power plant unit 

(GKN II) had generated a gross output of 1,946,550 MWh, 

of which 1,610,596 MWh went into the public threephase 

grid and 335,954 MWh to the static converter 

system of Deutsche Bahn AG. Net electrical generation 

totalled 1,785,060 MWh. The plant was connected to the 

grid for 2,083 hours. This results in a time utilisation of 

72.35 %. 

Since the commissioning of the three-phase current 

machine, 375,594,434 MWh gross and 351,270,157 MWh 

net have been generated. 


31 December 2022 

to 18 January 2023: 40 th refuelling and 

short shut-down. 

Major inspection activities including: 

⁃ Refuelling without the use of new fuel elements 

⁃ Periodic inspections in overall reactor protection 

⁃ Internal inspections of various vessels 

in the turbine building 


None. 



21 February to 15 April 2023: Stretch-out operation. 

Other notable events were: 

⁃ 15 April 2023: Final shutdown of the plant. 

⁃ 25 April 2023: Unloading of the reactor core 

started. 

⁃ The decommissioning and dismantling licence 

(SAG) was used on 16 May 2023 

⁃ Primary circuit decontamination (PCD) was 

carried out from 14 July to 15 August 2023. 

Integrated management system (IMS) 

EnKK (NPP P, GKN, KWO) 

The integrated management system (IMS) of the EnBW 

Kernkraft GmbH (EnKK) according to KTA 1402 with its 

partial system for 

⁃ Nuclear Safety (SMS), 

⁃ Quality Management (QMS/QSÜ), 

⁃ Occupational Safety Management (AMS) as well as 

⁃ Environmental and Energy Management 

(UMS, EnMS, Umwelt- und Energiemanagementsystem) 

was also in 2023 continuously further developed. Scope 

and content of each process descriptions were gradually 

adapted to the different internal requirements and 

related approval criteria. 

The completeness and effectiveness (conformity) of 

the process-oriented IMS, including the quality 

management measures (QM), were confirmed by 

corresponding internal and external audits as well 

as by an inspection by the assessor (ESN) and the 

supervisory authority over several days at the GKN 

(Neckarwestheim) and KKP (Philippsburg) sites. 

The surveillance audit of the certified energy management 

(standard 50001:2018) was successfully conducted 

by an external auditor (SQS) from 3 to 5 May 

2023. 


In 2023, 5 TN24E casks were loaded with 105 GKN II 

fuel assemblies and transported to the Neckarwestheim 

interim storage facility (BZN). At the end of 2023, 

there were 560 GKN II fuel assemblies (wet storage) in 

the GKN II facility. 



91 



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, 

Germany 

Phone/ Telefax: 07133 13-0 / 07133 17645 

E-mail: 

poststelle-gkn@kk.enbw.com 

Web: 

www.enbw.com 





Reactor type: 

PWR 

Supplier: 

Siemens/KWU 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

94 



89 

81 

88 

93 

92 

94 

72 



2,092 h 













Downtime (schedule and forced) in 2023: 27.65 % 


40 

30 

20 

10 

0 

10 

9 

8 

95 

2016 

89 

2017 

81 

2018 

94 

94 

92 



94 

72 

2019 2020 2021 2022 2023 









Emission of iodine-131 with plant exhaust air: < limit of 

detection 


with plant waste water (excluding tritium): < limit of detection 


0.113 Sv 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

0.08 

2016 

0.15 

2017 

0.12 0.10 

2018 2019 

0.08 0.09 0.07 0.11 

2020 2021 2022 2023 

Vol. 69 (2024)

92 

KTG-Fachinfo 

KTG-Fachinfo 15/2024 vom 30.09.2024: 

Große Finanzinstitutionen 

wollen Kernkraftausbau für Klimaziele 

unterstützen 

Sehr geehrte Damen und Herren, liebe Mitglieder der KTG, 

am 23. September haben Vertreter von inter nationalen 

Banken und Finanzinstitutionen in New York am Rande der 

Climate Week anerkannt, dass zivile Kernkraftprojekte eine 

wichtige Rolle beim Übergang zu einer CO2-armen Wirtschaft 

spielen. Darüber hinaus haben sie Unterstützung 

für die langfristigen Aus bauziele für die Kernenergie und die 

Nuklearindustrie in breiterem Sinne bekundet, um den 

Übergang zu sauberer Energie zu beschleunigen, wie die 

internationale Branchen vereinigung World Nuclear Association 

be richtet. Beim anschließenden Net Zero Nuclear 

Forum im Rockefeller Center haben sich dann Vertreter der 

25 Staaten, die sich bei der vergangenen Weltklima konferenz 

zum Ziel der Verdreifachung der globalen Kernkraft kapazität 

bekannt haben, mit den Vertretern von 14 Finanz institutionen 

getroffen. Dabei waren vertreten: Abu Dhabi Commercial 

Bank, Ares Management, Bank of America, Barclays, BNP 

Paribas, Brookfield, Citi, Credit Agricole CIB, Goldman Sachs, 

Guggenheim Securities LLC, Morgan Stanley, Rothschild & 

Co., Segra Capital Management, Société Generale. Die 

beteiligten Akteure gehören zu den größten Finanzunternehmen 

der Welt. 

In der US-amerikanischen Fachzeitschrift Power Engineering 

wird neben der CO2-Reduktion auch der deutlich steigende 

Strombedarf durch das umfangreiche und rasche Wachstum 

von Rechenzentren der großen Internet unternehmen 

wie Google (Alphabet), Amazon und Microsoft als Treiber 

für den Ausbau der Kern energie genannt. Erst am vergangenen 

Montag ist bekannt geworden, dass nach einer 

Vereinbarung von Constel lation Energy und Micro soft über 

das größte Power Purchase Agreement in der Geschichte 

von Constellation der 2019 abgeschaltete erste Block 

des Kernkraftwerks Three Mile Island wieder in Betrieb 

genommen werden soll. Die Anlage soll unter dem Namen 

Crane Clean Energy Center ab 2028 Strom liefern. Für Microsoft 

bietet der Status als abgeschaltete Anlage in der 

Bilanzierung sauberen Stroms den Vorteil, dass es sich um 

zusätzliche CO2-arme Strommengen handelt. Dies unterscheidet 

sich von einigen anderen ähnlichen Verein barungen 

der vergangenen Monate, in denen von Betreibern großer 

Rechenzentren Kapazitäten von laufenden Kernkraftwerken 

exklusiv erworben wurden, die damit dem Strommarkt 

entzogen werden. 

Da die nächste Weltklimakonferenz COP29 den thematischen 

Schwerpunkt Finanzierung von Klima maß nahmen haben 

wird, ist die Unterstützung des Finanzsektors für den 

globalen Ausbau von besonders aktueller Bedeutung. 

Ihre KTG-Geschäftsstelle 



Kernkraftdiskussion von 2022 erneut 

Thema der Berichterstattung 


am 21. September veröffentlichte die FAZ einen umfangreichen 

Beitrag von Dr. Christian Geinitz, Wirtschaftskorrespondent 

der Zeitung in Berlin, der sich mit dem 

genauen Weg der Entscheidungsfindung hinsichtlich eines 

Weiterbetriebs von Kernkraftwerken befasst, der in dem bekannten 

und abschlägigen Vermerk des Bundes ministeriums 

für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz 

(BMUV) sowie des Bundes minis teriums für Wirtschaft 

und Klima (BMWK) vom 8. März 2022 mündete. Auch 

Welt und Bild berichteten über den Sach verhalt und einen 

weit umfangreicheren Dokumentenpool von über 120.000 

Dokumenten, die eingesehen werden konnten. 

Geinitz stellt in seinem Artikel auf eine Anforderung der 

Leitungsebene des BMWK, also des Büros des Staatssekretärs 

Graichen und des Ministerbüros selbst, an 

das Stromreferat des BMWK ab, energiewirtschaftliche 

Fragen im Zusammenhang mit einer möglichen Laufzeitverlängerung 

von Kernkraftwerken zu beantworten. Bei der 

Anfrage sei besonders betont worden, darzustellen, wie 

auch ohne die drei in Rede stehenden Kernraft werke die 

Versorgungssicherheit gewährleistet werden könne. Diese 

Anforderung lasse sich so interpretieren, dass der Energiestaatssekretär 

der Fachabteilung eine Stoß richtung vorgab, 

nämlich dass die Prüfung erbringen solle, dass alles gegen 

einen Weiterbetrieb spreche. Geinitz berichtet, dass das 

Ministerium am vergangenen Freitag dazu mitteilte, es habe 

sich nicht um eine Vorfestlegung gehandelt, sondern um 

eine erste Einschätzung, die auf den Angaben der Energiekonzerne 

Eon und RWE basiert habe, wonach der Weiterbetrieb 

nicht möglich sei. Bereits im ARD-Interview am 

27.02.2022 erklärte Habeck: „Für den Winter 2022/23 wird 

uns die Atomkraft nicht helfen.“ Diese Aussage war u. a. auf 

die „Prüfungskriterien“ des Konzerns RWE vom 26. Februar 

gestützt. Darin hieße es: „Ein ununterbrochener Weiterbetrieb 

der am 31.12.2022 außer Betrieb gehenden Anlagen 

ist nicht mehr möglich.“ [Anm.: ohne neue Brennelemente] 

Geinitz schlussfolgert aus den internen Ministeriumsnachrichten, 

dass es nicht zuletzt der kritische Zungenschlag 

von RWE gewesen sei, auf dessen Basis die Leitungsebene 

des Ministeriums argu mentierte. Hier ist anzumerken, dass 

die Anfrage an die EVU vor der Ankündigung einer ergebnisoffenen 

Prüfung des Sachverhalts durch Wirtschafts minister 

Habeck am 27.02.2022 an die Unternehmen gerichtet und 

auch noch davor beantwortet wurde. 

Die Antwort des Fachreferats auf die von einer Referentin 

Graichens übermittelten Anfrage vom 1. März, in der eine 

Frist zur Beantwortung bis 4. März gesetzt wurde, habe 

Habeck aber nie erreicht wie dieser bei späteren Nachfragen 

bekundete, sondern in der Leitungsebene nur den damaligen 

Staatssekretär Graichen. Am 3. März sei noch eine ergänzende 

Frage zum Vergleich eines Szenarios mit in den Winter verschobener 

Produktion der Kernkraftwerke oder ohne eine 

solche von der Referentin nachgeschoben worden. Im 


KTG-Fachinfo 

93 

Ergebnis stellte das Fachreferat fest, dass ein Weiterbetrieb 

der drei Kernkraftwerke die Versorgungs sicherheit im Winter 

erhöhen würde, Gas für andere Anwendungen einsparen 

könnte und preisdämpfend wirken würde. 

In der Leitungsebene des Ministeriums hat Staats sekretär 

Graichen diese Aspekte offensichtlich für die weitere Arbeit 

an dem Gesamtvermerk nicht berücksichtigt und auch 

heute wird seitens des Ministeriums die Arbeit des Fachreferats 

damit entwertet, dass es „diverse teilweise spekulative 

energiewirtschaftliche Einzelaspekte“ behandele. Im 

Prüfvermerk von BMWK und BMUV zum Weiterbetrieb vom 

8. März 2022 hieß es schließlich: „Der energiewirtschaftliche 

Mehrwert einer Laufzeitver längerung ist sehr begrenzt. Im 

Winter 2022/23 helfen sie nicht.“ Habeck seinerseits hat am 

4. März über den Leiter der Stabsstelle Kommunikation bei 

Graichen noch nachfragen lassen, ob eine geringfügige 

Laufzeitverlängerung die Versorgungssicherheit im 

kommenden Winter erhöhen könne, hatte aber die Stellungnahme 

des Stromreferats am Abend des 3. März nicht 

erhalten. Am 5. März allerdings lobte er den atomkritischen 

Entwurf des Gesamtvermerks durch Graichen und Tidow 

überschwänglich. Eine Nachfrage nach dem Verbleib des 

mitbeauftragten Papiers des Stromreferats seitens des 

Ministerbüros gab es nicht. 

Einige Monate später zeigte sich dann, dass eine kurze 

Laufzeitverlängerung bis zum 15. April 2023 sowohl als 

energie wirtschaftlich erforderlich angesehen wurde, als 

auch problemlos möglich gewesen ist und umgesetzt 

wurde. Allerdings war dafür ein explizites Machtwort (Richtlinienentscheidung) 

des Bundeskanzlers erforderlich, der die 

Minister entsprechend angewiesen hat. Umsetzbar wären 

auch weiter reichende Schritte gewesen, die aber politisch 

nicht durchsetzbar waren. 




Regierung der Schweiz spricht 

sich für Aufhebung des Technologieverbotes 

für Kernenergie aus 


die Regierung der Schweiz, der Bundesrat, hat am 28.08.2024 

über die im Februar vorgelegte Volksinitiative „Jederzeit 

Strom für alle (Blackout stoppen)“ beraten. Dabei wurde die 

Volksinitiative abgelehnt, aber die Erarbeitung eines Gegenvorschlages 

als Gesetzesinitiative angekündigt, dessen 

wesentlicher Aspekt die Aufhebung des bestehenden Neubauverbotes 

für Kernkraftwerke sein soll, das Teil der in 2017 

per Referendum beschlossenen Energiestrategie 2050 ist. 

Die Volksinitiative zielt darauf ab, in die Schweizer Bundesverfassung 

die Verantwortlichkeit aufzunehmen, dass die 

Stromversorgung jederzeit gesichert sei und der Bund die 

Zuständigkeiten festlege. Die Stromproduktion müsse dabei 

umwelt- und klimaschonend erfolgen und alle klimaschonenden 

Arten der Stromerzeugung müssten zulässig 

sein. Darüber hinaus fordert die Initiative die Beschleunigung 

von Genehmigungsverfahren für Kernkraftwerke. 

Der Bundesrat kritisiert daran, dass die Bundesverfassung 

bereits eine breit gefächerte Energieversorgung vorsehe, 

weswegen eine Aufhebung des Neubauverbots für Kernkraftwerke 

keine Verfassungsänderung erfordere. Darüber 

hinaus regele die Bundesverfassung, dass sich Bund und 

Kantone im Rahmen ihrer Zuständigkeiten für die Energieversorgung 

einsetzen. Auch könne die Initiative den Betrieb 

von Reservekraftwerken während Strommangellagen in 

Frage stellen und so neue Unsicherheiten bei der Stromversorgung 

schaffen. Die Vertreter der überparteilichen Volksinitiativen 

begrüßen die Perspektive einer Aufhebung des 

Neubauverbots, bemängeln aber die fehlende Bereitschaft 

des Bundesrats zu einer klaren Regelung der Verantwortlichkeit 

für die Stromversorgung und das Fehlen von 

Verbesserungen im Genehmigungsverfahren. 

Der Bundesrat stellt die angekündigte indirekte Gegeninitiative 

in den Kontext eines aus heutiger Sicht – anders als 

bei der Energiestrategie 2050 angenommen – deutlich 

steigenden Strombedarfs, des 2023 durch Referendum festgelegten 

Netto-Null-Ziels, das den Bau und Betrieb von Gaskraftwerken 

erschwert und die geopolitischen Unsicherheiten 

seit 2022, die es in Frage stellen, ob jederzeit bei Bedarf 

genug Strom importiert werden kann. In einem Interview 

mit der Schweizer Nachrichtensendung 10 vor 10 stellte der 

zuständige Bundesrat Albert Rösti stark in den Mittelpunkt, 

dass Kernkraftneubau nur dann in Frage käme, falls der Ausbau 

erneuerbarer Energien nicht schnell genug vorankäme. 

Das lässt natürlich Fragen bezüglich der Ernsthaftigkeit des 

Bekenntnisses zur Technologieoffenheit entstehen. 

Aus deutscher Perspektive und vor allem im Blick auf das 

Konsultationspapier des BMWK zum künftigen Strommarkt 

hat sich die Diskussion über die Versorgung mit Strom 

bereits eine Umdrehung weiterbewegt, was perspektivisch 

auch für die Schweiz relevant ist. Hier geht es nicht mehr 

nur um Strommangel und Blackout-Gefahr wie im zweiten 

Teil des Titels der Volksinitiative benannt, sondern um die 

Sicherheit und Verlässlichkeit der Stromnutzung für Betriebe 

und private Verbraucher gleichermaßen und zu potentiell 

allen Zeiten, nicht nur in besonderen Lastszenarien. Der Versuch 

seitens des BMWK, die Anpassung der Verbraucher an 

die volatilen Erzeuger in den künftigen Strommarkt einzuschreiben 

– ggf. flankiert auch durch aktive Einwirkungsmöglichkeit 

auf die Verbraucher gegen ihren Willen – macht 

eine klare Verantwortlichkeit für die Bereitstellung von 

„ Jederzeit Strom für alle“ sowie die Einbeziehung der Kernenergie 

in die CO2-Neutralität des Stromsektors, wie sie die 

Volksinitiative fordert, umso dringlicher. Das gilt erst recht 

in Anbetracht der beabsichtigten Dekarbonisierung durch 

Elektrifizierung, die ja tatsächlich eine drastische Verringerung 

der Vielfalt des allgemeinen Energiemix bedeutet und 

fast alle Sektoren im vollen Umfang ihres Energiebedarfs 

vom Strom abhängig macht. 



Vol. 69 (2024)

94 

 

Vor 66 Jahren 


Vor 66 Jahren 

95 

Vol. 69 (2024)

96 

 

Vor 66 Jahren 


Vor 66 Jahren 

97 

Vol. 69 (2024)

98 

 

Vor 66 Jahren 


Vor 66 Jahren 

99 

Vol. 69 (2024)

100 

 

KTG Inside 

Wir haben 

den Weltmeister! 

Inside 

Das Team DUCAT, bestehend aus León Hillers, Rupesh 

Dahiya und Christian Urbank, gewann das internationale 

Finale des „Innovation 4 Nuclear“- Wettbewerbs 

(I4N) in Abu Dhabi. Nach ihren Erfolgen auf deutscher 

und europäischer Ebene gelang es den drei Chemikern 

aus Hamburg erneut, die Jury von ihrem Projekt zu überzeugen, 

womit sie sich gegen die fünf anderen Finalisten 

(USA, Spanien, Südafrika, Großbritannien, USA) durchsetzen 

konnten. 

Die Teilnahme des Teams wurde durch die finanzielle Unterstützung 

von Urenco Deutschland, der „Sustainable Nuclear 

Energy Technology Platform“ und der KTG ermöglicht. 

DUCAT setzte sich in einem spannenden Wettstreit der 

Ideen mit ihrem Konzept zur Anwendung von 

abgereichertem Uran in der chemischen Industrie durch. 

Sie erfüllten nicht nur das diesjährige Motto „Nuclear 

towards SDGs“ voll, sondern überzeugten auch durch ihre 

Innovationskraft. 

Der diesjährige I4N fand im Rahmen des „International 

Youth Nuclear Congress“ (IYNC) statt – einer Plattform für 

Studierende und junge Fachkräfte der Kerntechnik, die einen 

offenen Wissens- und Erfahrungsaustausch ermöglicht und 

natürlich auch zum Netzwerken einlädt. Zusätzlich gab 

es spannende Workshops, unter anderem zu Sicherheitssystemen 

in Druckwasserreaktoren, probabilistischer Sicherheitsanalyse 

und der Entwicklung von Strategien zur 

Einführung von Kernreaktoren in sogenannten „Newcomer- 

Ländern“. Ein vielseitiger Austausch, der Lust auf mehr 

macht. 

Der nächste IYNC findet 2026 in Avignon, Frankreich, statt. 

Mit etwas Glück kann das nächste deutsche Team wieder 

große Erfolge erzielen. 

https://iync.org/ 


KTG Inside 

101 

Bericht zur Nachwuchstagung 2024 

der Jungen Generation 

Als Privatperson, die sich für den Ausbau der friedlichen 

Nutzung der Kernenergie einsetzt, hat man 

nur selten die Gelegenheit, ein Kernkraftwerk zu 

besuchen. Aber wenn mich meine Erfahrungen in der 

Automobilindustrie und im Gesundheitswesen eines über 

Problemlösungen gelernt haben dann, dass man dorthin 

gehen muss, wo das Geschehen stattfindet, um die Situation 

zu verstehen. Als ich also erfuhr, dass die gemeinsame 

Nachwuchstagung 2024 (9.-11. Oktober) im AKW Zwentendorf 

stattfinden würde, meldete ich mich als Vertreter der 

Jungen Generation der KTG an. 

Zwei wichtige Erkenntnisse habe ich mitgenommen: 

Fangen Sie klein an, aber fangen Sie an. Das sollten wir 

beim Bau von Kraftwerken und bei der Schaffung von 

Impulsen für den gesellschaftlichen Wandel anwenden. 

Die Größenordnung von Mikroreaktoren (in der Größenordnung 

von 10 MWe pro Reaktor) war in mehreren 

Vorträgen und Netzwerkgesprächen ein heißes Thema. 

Prof. Dr.-Ing. Jörg Starflinger von der Universität Stuttgart 

gab einen Überblick über die verschiedenen Ansätze der 

Mikromodulreaktortechnologie (MMR). Dr. Aliki van Heek 

Das AKW Zwentendorf war nie in Betrieb, was auf das 

Ergebnis der österreichischen Volksabstimmung von 1978 

zurückzuführen ist, bei der sich eine knappe Mehrheit 

gegen die Nutzung der Kernenergie zur Stromerzeugung 

aussprach (50,5 % stimmten dagegen bei 64,1 % Wahlbeteiligung). 

Wenn Sie ein in Betrieb befindliches Kraftwerk 

besichtigen, dürfen Sie nur bestimmte Gebäude 

oder Stockwerke betreten, und schon gar nicht Räume, 

die normalerweise extremen Umweltbedingungen ausgesetzt 

sind. In Zwentendorf hingegen standen wir sogar 

im Inneren des „Containments“, das den Reaktor umgibt, 

und staunten über dieses Wunderwerk der Technik. 

Vol. 69 (2024)

102 

 

KTG Inside 

von der Firma Bèta Research präsentierte die Technologien 

der kleinen modularen Reaktoren (SMR) und der 

Generation IV. Michael Crabb (Last Energy) und Dr. Mario 

Müller (Emerald Horizon) zeigten jeweils die Perspektive 

ihrer auf Mikroreaktoren basierenden Startups auf. Ein 

Schlüsselkonzept ist, dass der kleinere Maßstab es einer 

privaten Klasse von Investoren (nicht nur Regierungen) 

ermöglicht, Kernenergieprojekte zu finanzieren. Die Vision 

von 10.000 kleineren, in Fabriken produzierten Generatoren 

anstelle der traditionellen Handvoll Megaprojekte 

(mit jeweils gemischtem Erfolg) wirft viele Fragen auf. 

Aber eines ist klar: Da draußen arbeiten Menschen 

zusammen, um diese Antworten zu finden - sicher, 

gewinn bringend und schnell. 

Bei allem wissenschaftlichen Fachwissen, das wir haben 

und brauchen, geht es immer noch darum, dass Menschen 

zusammenarbeiten, um unter verschiedenen Einschränkungen 

und oft mit konkurrierenden Zielen ihr Bestes zu 

geben. Auf der Nachwuchstagung habe ich Fachleute 

getroffen, die als Nuklearingenieure angefangen haben 

und diesen Weg heute entweder mit mehr Verständnis für 

all die anderen „Puzzlestücke“ fortsetzen oder direkt in 

anderen Unternehmensfunktionen arbeiten. Ohne selbst 

einen technischen Hintergrund zu haben, verließ ich die 

Konferenz mit dem Gefühl, ermutigt zu sein, einen Beitrag 

zu leisten, der anerkennt, dass einige der größten Herausforderungen 

in der Nuklearindustrie im Grunde keine 

technischen Probleme sind. Wir können bei den Bedürfnissen 

der Verbraucher nach sauberer, billiger und 

zuverlässiger Elektrizität (oder Prozesswärme, Radioisotopen 

oder mehr) ansetzen. Wir sollten die Öffentlichkeit, 

die öffentlichen Einrichtungen und darüber hinaus 

informieren und mit ihnen zusammenarbeiten. Als junger 

Berufstätiger (oder Junggebliebener) sollten Sie sich einen 

Startpunkt aussuchen, ein Ziel festlegen, sich auf den Weg 

machen und andere mitreißen. 

Nur wenige Tage vor der Veranstaltung, am 6. Oktober, hat 

Kasachstan in einem Referendum den Bau eines Kernkraftwerks 

beschlossen (73,1 % stimmten dafür), mit einer 

Wahlbeteiligung von 63,7 %, die der Wahlbeteiligung in 

Österreich im Jahr 1978 verblüffend ähnlich ist. Das gibt mir 

Hoffnung für die DACH-Region, dass die Kernenergie trotz 

historischer Widrigkeiten wieder in Schwung kommt. 

Ich bin allen über 40 Teilnehmern, Mitorganisatoren 

und Reiseleitern dankbar. Ich danke Nuclear Engineering 

Seibersdorf (NES) für eine hautnahe und informative 

Führung durch die Wiederaufbereitungs- und Lageranlagen 

und der Österreichischen Kerntechnischen 

Gesellschaft (ÖKTG) für eine faszinierende und gründliche 

Führung durch das Kraftwerk. Außerdem hoffe ich, dass 

sich der Bezirk Tulln und seine Nachbarn rasch vom 

jüngsten Hochwasser erholen. 

Das vollständige Programm mit den Themen Innovation 

in der Kerntechnik, Innovation im Rückbau/AM und 

Innovation im Personalmanagement / Finanzen finden Sie 

unter https://www.gemeinsame-nwt.org/programm. 

Fabian Poliak 

Mitglied der Jungen Generation der KTG e.V. 


KTG Inside 

103 

29 th International QUENCH Workshop 

19 to 21 November 2024 

Karlsruhe Institute of Technology 

Campus North 

Karlsruhe, Germany 

QUENCH bundle after LOCA test with Cr-coated ZIRLO 

The members of the German Nuclear Society (KTG) 

are cordially invited by the technical group “Operation and Safety” to 

18 November, 5 p.m. 

Speech by Dr. Walter Tromm, Program spokesman NUSAFE, KIT 

“Overview on reactor safety activities by KIT” 

Speech by Dr. Martin Steinbrück and Dr. Juri Stuckert 

“25 years of Quench Program on design basis and severe accidents at KIT” 

followed by a get-together 

19 November 

Special session on high-temperature behavior of ATF cladding materials 

For more information go to 

https://quench.forschung.kit.edu 

Vol. 69 (2024)

104 

 

KTG Inside 

Das Heatpipe, der Mikroreaktor 

und der Weltraum 

Vom 20. bis 21. März 2025 lädt die KTG Fachgruppe 

„Internationale Entwicklungen innovativer Reaktorsysteme“ 

zum Fachtag „Das Heatpipe, der Mikroreaktor 

und der Weltraum“ ein. Dieser Fachtag bietet die 

einzigartige Gelegenheit, sich persönlich mit Mitgliedern der 

Fachgruppe, der Kerntechnischen Gesellschaft e.V. sowie 

technisch interessierten Personen auszutauschen und zu 

vernetzen. Besonders eingeladen sind Nachwuchswissenschaftler, 

die hier ein Forum finden, sich untereinander 

sowie mit Vertretern aus der Industrie, Regulatoren und 

technischen Sicherheitsorganisationen (TSO) zu präsentieren 

und auszutauschen. 

Neben der Forschung stehen insbesondere die technischen 

Anwendungen im Mittelpunkt, wie etwa die Nutzung von 

Heatpipes in der Kerntechnik, von Mikroreaktoren zur 

Strom- und Wärmeerzeugung oder für fortschrittliche 

Antriebe im Weltraum. Ziel des Fachtages ist es, nicht nur 

den wissenschaftlichen Austausch zu fördern, sondern auch 

einen praxisorientierten Blick auf die Möglichkeiten von 

Heatpipe-Technologien und Mikroreaktoren zu werfen. 

Forschung (BMBF). In diesen Vorträgen werden die 

Fortschritte und die innovative Nutzung der Fördermittel 

vorgestellt, um Transparenz über die Projektergebnisse und 

deren Bedeutung für die technologische Zukunft Deutschlands 

zu gewährleisten. 

Wir freuen uns darauf, gemeinsam mit Ihnen neue I mpulse 

für Forschung und Technik zu setzen und zukünftige 

Entwicklungen aktiv mitzugestalten! 

Ort 

Am 20. März 2025 

Institut für Kernenergetik und Energiesysteme (IKE) 

sowie das Internationale Begegnungszentrum (IBZ) 

der Universität Stuttgart 

Am 21. März 2025 

Waldhotel Stuttgart 

Ein besonderes Anliegen der Veranstaltung ist zudem 

die Präsentation ausgewählten Ergebnisse nationaler 

Forschungs vorhaben wie z. B. den Forschungsverbünden 

PALAWERO (Passive Lagerbeckenkühlung durch Wärmerohre) 

des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, 

nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) und 

MISHA (Modellierung von innovativen Micro Modular 

Reactors mit Kalium heat Pipes mit der nuklearen Rechenkette 

der GRS) des Bundesministeriums für Bildung und 


KTG Inside 

105 

Programm 

20. März 2025 

15:00 Uhr 

Einführung in das wissenschaftliche Publizieren 

aus Sicht eines Verlages 

Anne Weberling (Journal Integration Manager, 

Journal Coordinator Kerntechnik, De Gruyter Brill) 

ab 16:00 Uhr 

Laborbesichtigung in kleinen Gruppen 

Prof. Jörg Starflinger (Institut für Kernenergetik 

und Energiesysteme (IKE) der Universität Stuttgart) 

19:00 bis 22:00 Uhr 

Abendveranstaltung im Eulenhof inkl. Vortrag zum Weltraum 

und Einführung in das Thema MMRs für den Weltraum 

21. März 2025 

Begrüßung und Grußworte 

09:00 Uhr 

Begrüßung, kurze Führung durch die Veranstaltung, Heat Pipe 

(Einführung, Beispiele aus der konventionellen Technik) 

Dr. Andreas Schaffrath (Leiter des Bereich Sicherheitsforschung 

der Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit 

gGmbH, Sprecher der Fachgruppe „Internationale Entwicklung innovativer 

Reaktorsysteme“ der Kerntechnischen Gesellschaft e.V.) 

09:25 Uhr 

Grußworte des GRS-FB 

Dr. Helena Möller (Leiterin des Projekträgers der Gesellschaft für 

Anlagen- und Reaktorsicherheit gGmbH) 

Grußworte des PTKA 

Sylvia Gräber (Leiterin Projektträgerschaft „Nukleare Sicherheitsund 

Strahlenforschung“ des Projektträgers Karlsruhe (PTKA)) 

Heat Pipes – aktuelle nationale Arbeiten und 

kerntechnische Anwendungen 

09:45 Uhr 

Experimente und analytische Arbeiten zu wassergefüllten 

Heat-Pipes 

Sergio Caceres, Marc Kirsch (wissenschaftliche 

Mitarbeiter, Institut für Kernenergetik und Energiesysteme (IKE) 

der Universität Stuttgart) 

10:10 Uhr 

Erweiterung und Validierung von ATHLET zur Simulation 

wassergefüllter Heat-Pipes 

Dr. Anne Krüssenberg (wissenschaftliche Mitarbeiterin und 

Projektleiterin des BMUV Forschungsvorhabens PALAWERO, 

Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit gGmbH) 

10:35 Uhr 

Kühlung von BE-Lagerbecken mit Heatpipes 

Dr. Thomas Fuchs (Section Manager Fluid Dynamics & Thermal- 

Hydraulics Analyses & Ageing Management, Framatome GmbH) 

11:15 Uhr 

Forschungsverbund MISHA zur Entwicklung einer GRS 

Rechenkette zur Sicherheitsbewertung von MMR 

Prof. Jörg Starflinger, 

Dr. Andreas Schaffrath 

11:40 Uhr 

Experimentelle und analytische Ergebnisse 

zu Flüssigmetall gefüllten Heat-Pipes 

Ruggero Meucci (wissenschaftlicher Mitarbeiter, 

IKE Universität Stuttgart), 

Daniel Eckert (wissenschaftlicher Mitarbeiter, Gesellschaft für 

Anlagen- und Reaktorsicherheit gGmbH) 

12:05 Uhr 

Key Technologies for Korean Space Heat Pipe Reactor 

Dr. Chan Soo Kim (Principle Investigator of the Korean HTGR 

and HPR R&D programs), 

Dr. Sung Nam Lee (Scientist, Korea Atomic Energy Research 

Institute (KAERI)) 

Aktuelle internationale Aktivitäten zu Heat-Pipes 

und Mikroreaktoren am Beispiel der USA 

13:30 Uhr 

Heat Pipe Modeling using Sockeye 

Dr. Joshua Hansel (Computational Scientist, 

Idaho National Laboratory (INL)) 

13:55 Uhr 

Microreactor Applications using BlueCRAB 

Dr. Steve Bajorek (Senior Technical Advisor for Thermal 

Hydraulics, Office of Nuclear Regulatory Research, US NRC) 

14:20 Uhr 

Application of SCALE/MELCOR 

to Microreactors for Source Term Analysis 

Dr. Shawn Campbell (System Engineer, US NRC) 

Heat Pipe gekühlte MMR in der Raumfahrt 

15:15 Uhr 

Einsatz von Mikroreaktoren in der Raumfahrt 

Prof. Georg Herdrich (Institut für Raumfahrtsysteme, Leiter 

Plasmakanäle und Raumfahrantriebe der Universität Stuttgart) 

15:40 Uhr 

Rechtliche Aspekte der Nutzung 

von (Mikro-)Reaktoren in Weltall 

Dr. Christian Raetzke (Rechtsanwalt, CONLAR) 

16:05 Uhr 

Die klassische Nuklearindustrie auf neuen Wegen 

Dr. Thomas Mull (Scientific Advisor, Framatome GmbH) 

16:30 Uhr 

Schlussworte und Verabschiedung 

Änderungen vorbehalten. 

https://ktg.org/fachtag-das-heatpipe-der-mikroreaktor-und-der-weltraum 

Vol. 69 (2024)

106 

 

KTG Inside 

† Nachruf 

Die Kerntechnische Gesellschaft e.V. trauert 

um ihr geschätztes Mitglied 

Dipl.-Ing. Amandus Brandstetter 

* 

9. November 1929 

† 4. März 2023 

„Das Bewusstsein eines erfüllten Lebens 

und die Erinnerung an viele gute Stunden 

sind das größte Glück auf Erden.“ (Cicero) 


KTG Inside 

107 

† Nachruf 

Die Kerntechnische Gesellschaft e.V. trauert 

um ihr geschätztes Mitglied 

Dr. Gotthard Stein 

* 

9. November 1941 

† 23. Juli 2024 

Nach dem Physikstudium erlangte Gotthard Stein sein Diplom und promovierte am Institut für 

Strahlen- und Kernphysik der Universität Bonn. Anschließend arbeitete er als wissenschaftlicher 

Mitarbeiter bei der Gesellschaft für Reaktorsicherheit in Köln, bevor er zur Kernforschungs anlage 

Jülich (heute Forschungszentrum Jülich) wechselte. Dort stieg er zum Leiter mehrerer Programmgruppen 

auf: zunächst „Kernenergie und Umwelt“, dann „Technik und Gesellschaft“, gefolgt 

von „Technologiefolgenforschung“. Zuletzt leitete er in Kooperation die Programmgruppe 

„ Systemforschung und Technologische Entwicklung“. 

Dr. Gotthard Steins Befassung mit dem Themenkomplex „Nichtverbreitung und Safeguards“ in 

der Kerntechnik begann für die Öffentlichkeit wahrnehmbar 1977 mit der auf zwei Jahre 

befristeten Conference on International Nuclear Fuel Cycle Evaluation (INFCE), einer vom US 

Präsidenten Jimmy Carter veranlassten Konferenz zur Bewertung des nuklearen Brennstoffkreislaufs. 

Als Folge dieses Ereignisses wirkte Dr. Stein im Auftrag des BMFT (Bundesministerium 

für Forschung und Technologie) an der Erarbeitung von Sicherungsmaßnahmen für die Urananreicherung 

in dem international besetzten Hexapartite-Projekt mit. Bei der Planung des 

geschlossenen Brennstoffkreislaufes in Deutschland und den dafür erforderlichen Sicherungsmaßnahmen 

waren sein Wissen und seine Erfahrung ein wertvoller Beitrag. 

Ab 1985 vertrauten ihm die zuständigen Bundesministerien die Koordination des Unterstützungsprogramms 

der Bundesrepublik Deutschland für die Internationale Atomenergie 

Organisation (IAEO) und die damit verbundene Zusammenarbeit mit der Euratom-Behörde an 

und machten regelmäßig von seiner Expertise Gebrauch bei den Safeguards-Konsultationen mit 

befreundeten Staaten. 

Auch im internationalen Rahmen war Dr. Stein ein gesuchter Experte. Er wirkte erfolgreich mit in 

Arbeitsgruppen und Gremien der European Safeguards Research and Development Association 

(ESARDA). Seine Mitgliedschaft und aktive Mitarbeit im US-amerikanischen Institute of Nuclear 

Materials Management (INMM) war hochgeschätzt und wurde mit dem Distinguished Service 

Award belohnt. 

Dr. Steins strategisches Denken und visionäre Konzepte brachten ihm nicht nur internationale 

Anerkennung ein, sondern auch die Einrichtung einer Gastprofessur am renommierten King’s 

College in London. Auch die IAEO nutzte sein Fachwissen und berief ihn in die Standing Advisory 

Group for Safeguards Implementation (SAGSI), der ständigen Beratergruppe für den Generaldirektor 

der IAEO, was international als höchstmögliche Anerkennung auf dem Gebiet Safeguards 

betrachtet wird. Dr. Steins Stärke war die Erkenntnis, dass neben den technisch notwendigen 

Safeguardsmaßnahmen besonders deren gesellschaftliche und politische Akzeptanz von 

entscheidender Wichtigkeit ist. 

Auch wenn sein Fachgebiet von der Öffentlichkeit vergleichsweise wenig wahrgenommen wird, 

hat Dr. Stein Großes geleistet und die Welt ein wenig sicherer gemacht. Die Fachwelt wird ihn 

vermissen und sein Andenken wahren. 

Vol. 69 (2024)

108 

 

KTG Inside 

Die KTG gratuliert an dieser Stelle unseren besonderen Jubilaren ab und 

in ihren „ Neunzigern“. Wir danken für die lange und treue Mitgliedschaft 

in der KTG und wünschen noch viele glückliche Lebensjahre. 

Herzlichen Glückwunsch! 

Dezember 2024 Januar 2025 

90 Jahre | 1934 

28. Dipl.-Phys. Bernhard Wigger, 

Ettlingen 

91 Jahre | 1933 

10. Prof. Dr. Jürgen Vollradt, 

Unna-Königsborn 

99 Jahre | 1925 

10. Dr. Arthur Pilgenröther, 

Kleinostheim 

Die KTG gratuliert ihren Mitgliedern sehr herzlich zum Geburtstag 

und wünscht ihnen weiterhin alles Gute! 

90 Jahre | 1935 

Inside 

10. Dipl.-Ing. Walter Diefenbacher, Karlsruhe 

17. Dipl.-Ing. Helge Dyroff, Alzenau 

24. Theodor Himmel, Bad Honnef 

92 | 1933 

9. Prof. Dr. Hellmut Wagner, Karlsruhe 

96 | 1929 

20. Dr. Devana Lavrencic-Cannata, Rom/IT 

98 | 1927 

1. Prof. Dr. Werner Oldekop, Braunschweig 

Dezember 2024 

55 | 1969 

13. Bernd Gulich, Tiefenbach-Ast 

60 | 1964 

30. Thomas Schmidt, Lörrach 

65 | 1959 

15. Dipl.-Ing. Axel Lenzen, Titz 

20. Martin Schlieck-Weber, Hausen 

72 | 1952 

27. Dr. Hubertus Flügge, Lingen/Ems 

73 | 1951 

1. Dipl.-Ing. Ulrich Braunroth, Talheim 

74 | 1950 

7. Detlef Gründler, Euskirchen 

75 | 1949 

9. Jochen Seidel, Hemmingen 

28. Fritz Grimm, Alzenau 

76 | 1948 

4. Dr. Alfred Sahm, Ludwigshafen 

10. Dr. Jürgen Götz, Dresden 

19. Dipl.-Phys. Werner Kaspari, Berlin 

77 | 1947 

8. Karl Wasinger, Mühlheim 

78 | 1946 

4. Dipl.-Ing. Stefan Ahner, Rodenbach 

8. Dr. Arno-H. Stollenwerk, Brühl 

81 | 1943 

7. Dipl.-Ing. Norbert Bauer, Limburgerhof 

8. Dr. Dieter Herrmann, Brandis 

82 | 1942 

6. Prof. Dr. Helmuth Böck, Wien AT 

8. Karl Georg Weber, Neckarwestheim 

14. Günter Breiling, Weinheim 

83 | 1941 

13. Dipl.-Ing. Klaus-Dieter Hnilica, 

Rodenbach/Hanau 

84 | 1940 

8. Dipl.-Ing. Wolfgang Heess, 

Laudenbach 

16. Dipl.-Ing. Wolfgang Breyer, Erlangen 

19. Prof. Dr. Wernt Brewitz, Wolfenbüttel 

85 | 1939 

6. Dipl.-Ing. Hans-Henn. Kuchenbuch, 

Laboe-Brodersdorf 

27. Dr. Horst Bauer, Sigless/Österreich AT 

86 | 1938 

1. Dr. Gert Spannagel, 

Linkenheim- Hochstetten 

88 | 1936 

7. Dipl.-Ing. Aurel Badics, Bad Kreuznach 

17. Prof. Dr.-Ing. Rolf Theenhaus, Linnich 

Januar 2025 

35 | 1990 

10. Peter Bochtler, Berlin 

60 | 1965 

31. Eckhard Stengert, Worms 

65 | 1960 

26. Dr. Friedhelm Funke, Dormitz 

73 | 1952 

1. Dr. Erwin Wehner, Hammersbach 

17. Dipl.-Ing. Hans Genthner, Nußloch 

74 | 1951 

15. Dipl.-Ing. Gerd Bassing, St. Leon-Rot 

75 | 1950 

15. Dipl.-Ing. Andreas Hüttmann, 

Oering 

76 | 1949 

6. Dr. Wolfgang Steinwarz, Grefrath 

10. Asmus Hansen, Duisburg 

20. Dr. Hans-Uwe Siebert, Lingen/Ems 

77 | 1948 

20. Dipl.-Ing. Edgar Bogusch, Fürth 

78 | 1947 

31. Dipl.-Ing. Wolfgang Hauck, Worms 

79 | 1946 

7. Dr. Johann Zech, München 

83 | 1942 

31. Dipl.-Phys. Werner Scholtyssek, 

Stutensee 

84 | 1941 

12. Dr. Hans-Gerb. Bogensberger, 

Sun City, Arizona/USA 

86 | 1939 

11. Dipl.-Ing. Gerwin H. Rasche, Hasloch 

13. Dr. Udo Wehmann, Hildesheim 

16. Dr. Wolfgang Kersting, Blieskastel 

87 | 1938 

12. Dipl.-Ing. Hans Dieter Adami, Murnau 

22. Dr. Franz Müller, Erlangen 

88 | 1937 

9. Dipl.-Ing. Werner Rossbach, 

Bergisch Gladbach 

89 | 1936 

5. Obering. Peter Vetterlein, Oberursel 

30. Dipl.-Phys. Wolfgang Borkowetz, 

Rüsselsheim 

30. Dipl.-Ing. Friedrich Morgenstern, Essen 

Wenn Sie künftig eine Erwähnung Ihres 

Geburtstages in der atw wünschen, teilen 

Sie dies bitte der KTG- Geschäftsstelle mit. 

KTG Inside 

Lektorat: Kerntechnische Gesellschaft e. V. (KTG), Berliner Straße 88A, 13467 Berlin | E-Mail: info@ktg.org | www.ktg.org 


Report 

109 

Women in Nuclear (WiN) Germany 

zu Gast bei Urenco in Gronau 

Vom 10. bis 11. Oktober 2024 folgte WiN Germany der Einladung der Urenco Deutschland 

nach Gronau für die jährliche Mitgliederversammlung des gemeinnützigen 

Vereins. Die Veranstaltung bot nicht nur faszinierende Einblicke in den Prozess der 

Urananreicherung, sondern auch eine hervorragende Gelegenheit zum Netzwerken und 

fachlichen Austausch. 

Das Highlight des zweiten Veranstaltungstages war die 

Vorstellung der fachlichen Arbeiten der WiN-Preis 

Kandidatinnen, sowie die nachfolgende Verleihung des 

jährlichen WiN-Preises. Aus einer Vielzahl beeindruckender 

Bewerbungen wurden drei herausragende 

Kandidatinnen ausgewählt, um ihre Bachelor- bzw. 

Masterarbeit dem Fachpublikum zu präsentieren. 

Am ersten Tag begann die Veranstaltung mit einem 

Vortrag über die Geschichte der Urenco, gefolgt von 

einer fast zweistündigen Werksbesichtigung für alle 

anwesenden Mitglieder. Die Führung, geleitet von 

Dr. Sonja Stroot, Claudia Umbreit und Cedric Bietmann, 

bot den Teilnehmern faszinierende Einblicke in die 

Prozesse der Urananreicherung und wurde von einer 

angeregten Fragerunde begleitet. Gestartet bei der 

Anlagenwarte, aus welcher die Zentrifugen kontinuierlich 

überwacht werden, ging es die Prozesskette weiter. 

So wurde die Behälterhalle, die Druckreduzierstation, 

die Isotopenanalyse, sowie die Sublimatorenhalle 

besichtigt und abschließend ein Blick in die Zentrifugenhallen 

der ersten und zweiten Generation 

geworfen. 

Am Abend versammelten sich die Teilnehmer zu einem 

gemeinsamen Abendessen im Ortskern von Gronau- 

Epe. Diese Zusammenkunft bot eine hervorragende 

Gelegenheit zum Netzwerken und zum fachlichen 

Austausch. 

Die drei diesjährigen Finalisten waren Janina Hohnholz 

von der Fachhochschule Aachen mit ihrer Masterarbeit 

„Optical Fibers for Proton Therapy Dosimetry in FLASH 

Dose Rates”, Alina Kaulen, ebenfalls von der Fachhochschule 

Aachen mit ihrer Bachelorarbeit „Entwicklung 

eines Verfahrens zur Bestimmung von Gesamt-Alpha 

in Urin mittels Flüssigszintillation nach unbekannter 

Strahlenexposition“, sowie Maud Zilbermann von der 

Technischen Universität Dresden mit ihrer Masterarbeit 

„Comparative structural and (radio-)chemical 

investigations of activated cement and concrete 

samples”. 

Maud Zilbermann überzeugte die Teilnehmer mit 

ihrem Vortrag und sicherte sich den ersten Platz, dicht 

gefolgt von ihren zwei Konkurrentinnen. Die Ehrung 

der Siegerin bildete den Höhepunkt der Veranstaltung. 

Dr. Marie Charlotte Bornhöft, die Präsidentin von WiN 

Germany, überreichte Maud Zilbermann den mit 

500 Euro dotierten Preis für ihren beeindruckenden 

Vortrag. Zudem erhielt sie eine Urkunde und die 

Möglichkeit, ihre Arbeit in der Fachzeitschrift atw zu 

veröffentlichen. Dieser Erfolg unterstreicht nicht nur 

Zilbermanns herausragende Leistungen, sondern auch 

die Bedeutung der Veranstaltung für die Förderung von 

Talenten in der Kerntechnik. Die Präsidentin dankte 

allen Kandidatinnen für ihre Teilnahme, überreichte 

jeder ein Buchpräsent und betonte erneut, wie wichtig 

dieses Netzwerk für die Förderung junger Talente im 

Bereich Kerntechnik ist! 

Vol. 69 (2024)

110 

Report 

„WiN Germany“ 

Gegründet 2008, fördert der Verein 

Women in Nuclear (WiN) Germany die 

Bildung und das Netzwerken auf den 

Gebieten Kernenergie, Strahlenschutz, 

Nuklearmedizin und nukleare Wissenschaften. 

WiN Germany bietet u. a.: 

⁃ eine Plattform für den regelmäßigen 

Austausch von Ideen, Informationen 

und Erfahrungen auf internationaler 

Ebene 

⁃ Nachwuchsförderung mit dem Fokus 

auf das berufliche Fortkommen insbesondere 

weiblicher Fachkräfte 

⁃ Regelmäßige Web-Seminare zu kerntechnischen 

Themen 

⁃ Jährliche Verleihung des WiN Germany 

Preises an eine Hochschulabsolventin 

für ihre wissenschaftliche Arbeit im 

nuklearen Bereich 

Der letzte Punkt der Tagesordnung wurde von der 

Urenco Deutschland initiiert. Hierbei handelte es sich 

um einen Fragenkatalog zu Frauen in Führungspositionen, 

welcher unter anderem die Themenfelder 

Berufsweg und Karriere oder auch Herausforderungen 

und Visionen aufgriff. Die Frage wurden im Vorfeld der 

WiN Germany Mitgliederversammlung verteilt wurde, 

und von den Teilnehmerinnen vor laufender Kamera 

beantwortet wurden. Die gesammelten Antworten 

werden in Kürze von Urenco und WiN Germany 

veröffentlicht. 

Ein besonderer Dank gilt Urenco Deutschland, insbesondere 

Dr. Sonja Stroot, Claudia Umbreit und 

Geschäftsführer Dr. Jörg Harren, für das herzliche 

Willkommen und die faszinierende Werksführung. Die 

Veranstaltung in Gronau bot den Teilnehmenden, 

sowohl vor Ort als auch virtuell, wertvolle Einblicke in 

die Welt der Urananreicherung und Platz für anregende 

Diskussionen. Zudem hatten die Teilnehmer 

die Möglichkeit, herausragende wissenschaftliche 

Arbeiten zu würdigen und neue Kontakte zu knüpfen. 

Ab schließend bleibt festzuhalten, dass die Veranstaltung 

nicht nur wertvolles Wissen vermittelte, sondern 

auch Einblicke in die individuellen Motivationen für 

den Einstieg in die Kerntechnik bot. 

Michaela Müller, 

Dr. Marie Charlotte Bornhöft 

Urenco Deutschland 

Urenco wurde 1970 von Deutschland, den Niederlanden und dem 

Vereinigten Königreich im Rahmen des trilateralen Vertrags 

von Almelo gegründet, um mittels der im eigenen Konzern entwickelten 

Zentrifugentechnologie Anlagen zur Anreicherung von 

Uran zu bauen und zu betreiben. Dies dient vertraglich der 

friedlichen Nutzung der Kernenergie. Urenco befindet sich bis 

heute mehrheitlich im Eigentum der Partnerstaaten, beschäftigt 

weltweit über 2.150 hochqualifizierte Mitarbeiter (in Gronau etwa 

400), die durch Programme zur Mitarbeiterbindung unterstützt 

werden. Bei einem Jahresumsatz von 1,9 Mrd. Euro werden 

derzeit etwa 50 Energieversorgungsunternehmen in 20 Ländern 

beliefert. 


SEMINARPROGRAMM 2025 

Kommunikation und 

Training für Kerntechnik 

Atomrecht – Ihr Weg durch Genehmigungs- und Aufsichtsverfahren 

TERMIN 13. Februar 2025 PREIS 1.049,— € 

Referent Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig 

LIVE 

WEBINAR 

Atomrecht – Das Recht der radioaktiven Reststoffe und Abfälle 

TERMIN 13. März 2025 PREIS 1.049,— € 


LIVE 

WEBINAR 

Nuclear English Crash Course 

TERMIN 18.–19. März 2025 PREIS 1.498,— € Präsenzseminar 

Referent Mitch Lee MBA MIM ALC Sprachenzentrum Potsdam ORT: ALC Sprachenzentrum Potsdam 

Dual-Use-Reform 

TERMIN 5. Mai 2025 PREIS 548,— € 

Referent Kai Höft Rechtsanwalt, M. A. (BWL), Rechtsanwalt der Kanzlei für Außenwirtschaftsrecht, Hamburg 

LIVE 

WEBINAR 

Grundzüge des Strahlenschutzrechts 

TERMIN 8. Mai 2025 PREIS 1.049,— € 


LIVE 

WEBINAR 

Grundlagenschulung Kerntechnik 

TERMIN 13.–14. Mai 2025 PREIS 1.498,— € Präsenzseminar 

Referent Dr.-Ing. Thomas Behringer Geschäftsführer Kerntechnik Deutschland e.V. ORT: ALC Sprachenzentrum Potsdam 

Öffentliche Anhörungen erfolgreich meistern 

TERMIN nach Vereinbarung PREIS auf Anfrage ORT Inhouse-Seminar 

Referent Dr. Nikolai A. Behr DIKT Deutsches Institut für Kommunikations- und MedienTraining, München 

„Stilllegung und Rückbau in Recht und Praxis“ 


Referenten Dr. Matthias Bauerfeind TÜV SÜD Energietechnik, Filderstadt 

Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig 

Das Strahlenschutzrecht und seine praktische Umsetzung 


Referenten Dr. Maria Poetsch TÜV SÜD Energietechnik, Filderstadt 

Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig 

Alle Preise zzgl. gesetzl. USt. 

Für weitere Informationen besuchen Sie unsere Website 

https://kernd.de/seminarprogramm/ 

Anfragen und Anmeldungen: seminare@kernd.de 

Unsere Fortbildungen sind zum 

größten Teil auch als Inhouse- 

Online-Workshop und In-House- 

Präsenz-Seminar buchbar. 

Preise und Termine auf Anfrage. 

Änderungen und Irrtümer vorbehalten. Stand: 23. Oktober 2024

WEBINAR 

Grundzüge des Strahlenschutzrechts 

INHALTE 

› Einführung in das Strahlenschutzrecht 

› Die Strahlenschutzgrundsätze 

› Genehmigungen und Anzeigen nach dem Strahlenschutzgesetz (StrlSchG) 

› Behördliche Aufsicht 

› Betriebliche Organisation des Strahlenschutzes 

› Strahlenschutzrecht im Back End: radioaktive Abfälle, Freigabe, Herausgabe 

TERMIN 

› 14. November 2024 

REFERENT 

› Dr. Christian Raetzke | Rechtsanwalt, Leipzig 

HIER GEHT ES ZUR ANMELDUNG 

› https://kernd.de/de/grundzuege-des-strahlenschutzrechts/

atw - International Journal for Nuclear Power | 06.2024

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template ?