atw - International Journal for Nuclear Power | 02.2026

ISSN: 1431-5254 (Print) | eISSN: 2940-6668 (Online)
32.50 €
International Journal for Nuclear Power
2026 2
Kernenergienutzung und Ausbau
in Tschechien: Alternativlos zur Erreichung
der strategischen Ziele der Energiepolitik
Interviews with The Dutch Research Council (NWO) and
Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ)
nucmag.com
Die European Industrial Alliance on SMR und ihre Arbeitsgruppenprojekte
– Beschreibung und aktueller Stand
Seit 70 Jahren im Dienste der Kerntechnik

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Editorial
3
Ein Schub für die Produktivität –
Kernenergie als Aufbruchssignal
in der Kerntechnik
Training
Digitales
Das Jahr begann wieder hoffnungsvoll für das Thema Kernenergie in Deutschland. Die CSU-Landesgruppe
im Bundestag fasste auf ihrer traditionellen Klausurtagung den Beschluss, einen „Turnaround bei der
Kernforschung“ schaffen zu wollen, damit Deutschland vom Nachzügler zum Vorreiter bei der Forschung
und Entwicklung der Kerntechnologie werde. Auch die Vorzüge der Kernkraft finden Erwähnung und gipfeln
in dem Bekenntnis, Small Modular Reactors in Deutschland bauen zu wollen. Ein sehr vernünftiger Vorschlag,
angesichts der großen Probleme bestehende und künftige große Verbraucher angemessen und wettbwerbsfähig
mit Strom und auch Wärme versorgen zu können.
Gedächtnis bleibt: interaktiv, praxisnah und
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Und der Bundeskanzler höchstselbst erklärte beim
Neujahrsempfang der Wirtschaft in Halle/Saale den
Atomausstieg zu einem „schweren strategischen
Fehler“, ordnete diesen also in die Kategorie fundamentaler
politischer Fehlentscheidungen mit nachhaltig
negativen Folgen ein. Beide verbalen Vorstöße
wurden medial breit aufgegriffen und stießen auf
wenig Kritik. Gefolgt ist diesen sehr eindeutigen
Positionen aber bislang leider nichts Konkretes wie
dies bei einer Reihe ähnlicher Vorstöße seit dem Ende
der Ampelregierung und im Wahlkampf der Fall
gewesen ist.
monatlich
Kursstarts
Dabei wird der Handlungsdruck immer größer. Das gilt
für die stagnierende wirtschaftliche Entwicklung, den
stetig wachsenden Abbau von Industriearbeitsplätzen
und die nach wie vor pessimistische Stimmung in der
Wirtschaft. Währenddessen versuchen die regierenden
Parteien mit teils abenteuerlichen Vorschlägen die
Schuld für die schlechte Lage den Arbeitnehmern, den
Rentnern oder den Vermögenden, den Erben oder
äußeren Mächten zuzuschreiben, obwohl doch
Arbeitnehmer, Rentner, Vermögende und Erben alle
im gleichen Boot sitzen, dass immer tiefer im Wasser
liegt.
& on demand
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Reisekosten-
Zusammenhang und seine Konsequenzen für Energieund
Industriepolitik zu erkennen und in dem dicht
besiedelten, kleinen, ressourcenarmen Land beherzt
die Chance Kernenergie zu nutzen, entwickelt sich
immer mehr zu einem fatalen Standortnachteil, der
zum permanenten Abstieg im globalen Wettbewerb
führen wird.
Dringlich ist eine Revision der deutschen Kernenergieverweigerung
noch aus einem anderen Grund, der sich
unmittelbar aus der Branchenentwicklung ergibt.
Deutschland hat sein Kernenergieausstiegsprogramm
just zu einem Zeitpunkt abgeschlossen und sich in
dieser Position eingeigelt, an dem die Kerntechnik
in unseren Nachbarländern eine dynamische Entwicklung
zeigt, wie es sie seit den siebziger Jahren nicht
mehr gegeben hat. Deutschland droht also auch in
Europa bei einer strategisch wichtigen Technologie
abgehängt zu werden. Und selbstverständlich würden
auch Robustheit und Unabhängigkeit der Energieversorgung
durch die Kernenergie gestärkt, ganz
gleich von wem man in erster Linie unabhängig sein
will. Das sollten doch genügend Gründe für einen
politischen Ruck sein.
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Nur wenige – selbst in der Wirtschaftswissenschaft –
erinnern sich daran, dass Wirtschaftswachstum,
Wohlstand sowie sozialer Ausgleich und ja, Fortschritt
in wirtschaftlicher und sozialer Hinsicht langfristig
und nachhaltig durch Produktivitätswachstum
entsteht, nicht durch längere Wochenarbeitszeiten,
Karenztage, höheres Renteneintrittsalter oder weniger
Feiertage und schon gar nicht – ganz im Gegenteil –
durch immer weitergehende, umfangreiche und
möglichst „perfekte“ Regulierung aller Aspekte des
wirtschaftlichen, gesellschaftlichen oder gar persönlichen
Lebens. Und ein ganz wesentlicher Treiber für
Produktivitätswachstum ist eben die Bereitstellung
von kostengünstiger, bedarfsgerechter Energie in
großem und wo erforderlich auch wachsendem Umfang.
Die fehlende Bereitschaft der Politik, diesen
Vol. 71 (2026)
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Nicolas Wendler
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4
Contents
Inhalt
Editorial 3
Did you know?
Wenig überzeugende Energiesystemanalyse von WindEurope . . . . . 5
Ausgabe 2
2026
März
Calendar 6
Interview with Margot Weijnen
With an eye to the future, the Dutch government wants to invest
in knowledge and innovation development in the field of nuclear
energy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Feature: Energy Policy, Economy and Law
Kernenergienutzung und Ausbau in Tschechien: Alternativlos
zur Erreichung der strategischen Ziele der Energiepolitik . . . . . . . . 10
Tomáš Ehler
Interview with Marcin Skolimowski
The European Commission’s approval of state aid for Poland’s
first nuclear power plant is one of the project’s key milestones. . . . 16
Serial: Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
World Nuclear Outlook Report: Global Nuclear Capacity to 2050 . . . 19
Jonathan Cobb
Fuel
Nuclear power in commercial ships . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Erlend Hagen
Aus den Unternehmen
Nicole Koch übernimmt Geschäftsführung
von KernD, INFORUM und KTG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
Energy Policy, Economy and Law
Die European Industrial Alliance on SMR und ihre Arbeitsgruppenprojekte
– Beschreibung und aktueller Stand . . . . . . . . . 33
Nicolas Wendler
Spotlight on Nuclear Law
Die Rechtsprechung zu Brennelement-Zwischenlagern –
eine aktuelle Bilanz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
Christian Raetzke
Research and Innovation
Nuclear Power in Innlandet County, Norway:
Practical Prerequisites, Constraints, and Opportunities . . . . . . . . . 45
Vala Maria Valsdottir
3D-Laserscanning und KI zur automatischen Mengenund
Massenermittlung – eine skalierbare Alternative zu BIM
und Digital Twin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
Carsten George, Christian Berthold, Martin Bach, Stefan Hörmann
Education and Training
EnergyEncyclopedia.com – Online, Interactive, 3D and VR Platform
for Energy Education . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
Cover: Europa leuchtend
Vor 66 Jahren 73
KTG Inside 80
Report
binding.energy 2026: Internationale Fachkonferenz zu Synergien
zwischen Fusion, Fission und neuen Reaktorkonzepten . . . . . . . . 84
Impressum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Ausgabe 2 › März

Did you know?
5
Did you know?
Wenig überzeugende Energiesystemanalyse
von WindEurope
Im Dezember 2025 veröffentlichte der europäische Windenergieverband WindEurope zusammen mit Hitachi Energy
die Analyse „Delivering a cost-effective energy system for Europe“, in der unter Kostengesichtspunkten verschiedene
Szenarien zur Dekarbonisierung Europas gemäß der EU-Ziele betrachtet werden. Vielleicht nicht wirklich überraschend
kommt WindEurope zu dem Ergebnis, dass ein Szenario mit dem Namen Renewable + mit einem forcierten Ausbau von
Windkraft und Fotovoltaik auf 83 Prozent der Stromerzeugung – Biomasse und Wasserkraft laufen wie Restkernkraft
gesondert – am kostengünstigsten wäre. Die Vergleichsszenarien sind Nuclear +, CCS +, Hydrogen + sowie eine langsamere
Systemtransformation.
Es fällt auf, dass nur das Szenario Hydrogen + zu einem
Ausreißer der Kosten nach oben führt (+ 4.600 Milliarden
Euro) wohingegen die übrigen Szenarien (etwa Nuclear +
mit 600 Mrd. Euro) Mehrkosten im Bereich von Modellierungsungenauigkeiten
erzeugen angesichts von
Gesamtkosten der Systemtransformation im Bereich von
30.000 Milliarden Euro in Europa bis 2050. Von diesen
Kosten entfallen zwei Drittel auf die Nachfragetransformation,
also etwa die Umstellung auf E-Fahrzeuge und
Wärmepumpen oder der Ausbau und die Modernisierung
der Verteilnetze und der Ladeinfrastruktur.
Bei den Annahmen zu den Szenarien im Vergleich Renewables
+ zu Nuclear + gibt es zwar keine einzelnen herausragenden
Verzerrungen, aber man kann feststellen, dass die
Kostenannahmen bei der Kernenergie stark zum oberen
Ende hin tendieren bei Investitionskosten, fixen Betriebskosten
und besonders Brennstoffkosten. Die Annahmen zur
Lebensdauer sind mit 50 Jahren für Kernkraftwerke und
30 Jahren für Windkraftanlagen deutlich zugunsten der
Windkraft verzerrt. Die Annahmen zur Arbeitsausnutzung
von Windkraftanlagen, die künftig gebaut werden, sind
vermutlich mit 54 Prozent für offshore und 41 Prozent für
onshore deutlich zu optimistisch, da besonders bei
Windkraft auf See bei einem Zubau bis auf 350 GW installierter
Kapazität, davon 220 GW in der Nordsee mit einem
ausgeprägten Windparkeffekt zu rechnen ist, der große
Teile der Gewinne durch größere und höhere Anlagen sowie
sonstigen technischen Fortschritt kompensieren dürfte.
Schlecht nachvollziehbar ist, dass es in Nuclear + mit
Ausnahme einer Verringerung des Offshorezubaus um rund
90 GW beinahe gleich viel sonstige volatile Kapazität und
Erzeugung sowie Batteriespeicher und Elektrolyseure gibt,
wie in Renewables +, so dass die Kosten des Ausbaus der
Kernenergie auf 176 GW statt 93 GW fast ohne Ertrag
zusätzlich in den Gesamtkosten zu Buche zu schlagen
scheinen. Dies hängt sicher auch mit der niedrigen
Arbeitsausnutzung der Kernkraftwerke von rund 65 Prozent
im Kernenergie-Szenario zusammen.
Dementsprechend ändert sich auch die Erzeugung
zwischen diesen Szenarien nur marginal von 83 Prozent
volatil zu 77 Prozent. Bemerkenswert ist die Tatsache, dass
die Abregelung von volatilen erneuerbaren Energien im
Szenario Nuclear + kleiner ist als im Szenario Renewables +.
Da in Nuclear + neben weniger Offshore-Windkraft nur rund
10 GW flexibler Gaskraftwerke im Vergleich zu Renewables
+ „fehlen“, geht die Abregelung vor allem zu Lasten
der teuren Offshore-Windkraft, die auch durch den
Windparkeffekt am stärksten belastet ist. Dabei sind die
durchschnittlichen Abregelungsraten der Technologien
über ganz Europa in dem Modell recht gering – bei Offshore
maximal 2,6 Prozent in 2030 in Renewables + – können aber
zonal auf extreme Werte anwachsen, bei Offshore im
selben Szenario bis zu 32 Prozent. Für Investoren ist das
eine schwierige Ausgangslage.
Resümierend kann festgehalten werden, dass es der
Analyse von WindEurope und Hitachi Energy auch an den
Grenzen der Seriosität und Plausibilität nicht gelingt, mehr
als einen marginalen Vorteil in der Größenordnung von
2 Prozent der Gesamtkosten für einen Transformationspfad
mit weit überwiegend volatilen erneuerbaren Energien
aufzuzeigen. Nüchtern betrachtet ist das Hauptergebnis der
Studie, dass die beabsichtigte Transformation in dieser Art
mit Kosten von 30.000 Milliarden Euro bis 2050 praktisch
unbezahlbar ist. Zur Veranschaulichung mache man sich
klar, dass dies Ausgaben von 183 Euro pro Person pro Monat
für die kommenden 25 Jahre bedeutet, also insgesamt rund
220.000 Euro für eine vierköpfige Familie. Darüber hinaus
hat sie wegen des enormen Ausbaus erneuerbarer Erzeuger
und sonstiger Energieinfrastruktur auch in den Bereichen
Ressourcen- und Landschaftsverbrauch sowie Naturschutz
erhebliche negative Auswirkungen.
Quellen: Delivering a cost-effective energy system for Europe, WindEurope, Hitachi Energy, December 2025
Inception Report - Energy System Costs Study WindEurope, Hitachi Energy, December 2025
Vol. 71 (2026)

6
Calendar
2026
Kalender 2026
02. – 04.03.2026
NESTet 2026.
Brussels, Belgium
https://www.euronuclear.org/nestet-2026/
02. – 06.03.2026
TITANS 4th Tritium School.
Madrid, Spain
https://titans-project.eu/2025/09/08/
4th-tritium-school-madrid-2026/
08. – 12.03.2026
WM Symposia 2026.
Phoenix, AZ, USA
https://www.wmsym.org/
09.03.2026
Fukushima Daiichi – Was ist 15 Jahre
später wirklich der Stand der Dinge?
KTG Online-Vortrag
https://events.teams.microsoft.com/
event/61baa96c-d2e7-437e-8d22-
665dd829eccb@ce413889-7279-4c79-aa69-
d0b29a95d56d
... mehr dazu auf Seite 80
16. – 20.03.2026
Baltic Nuclear Energy Forum.
Gda´nsk, Poland
https://bnef.pl/en/
18. – 19.03.2026
FIA Annual Policy Conference 2026.
Washington DC, USA
https://www.fusionindustryassociation.
org/fia-annual-conference-2026/
23. – 27.03.2026
International Conference on the Safe
and Secure Transport of Nuclear and
Radioactive Material.
Vienna, Austria
https://www.iaea.org/events/
transportconference2026
30. – 03.04.2026
WIN Global Annual Conference.
Gyeongju, Republic of Korea
https://2026winglobal.org/main.asp
02. – 04.04.2026
NESTet – Nuclear Education and Training.
Brussels, Belgium
https://www.euronuclear.org/nestet-2026/
14.04.2026
Fusion Fest.
London, UK
https://events.economist.com/fusion-fest/
14. – 16.04.2026
World Nuclear Fuel Cycle.
Monaco
https://www.wnfc-event.com/
19. - 23.04.2026
PHYSOR 2026.
Turin, Italy
https://www.physor2026.org/
20. – 21.04.2026
IRIS 2026 – International Radioisotope
Supply Chain Meeting.
Leiden, The Netherlands
https://www.euronuclear.org/
international­ radioisotope-supply-chainmeeting-iris-2026/
20. – 24.04.2026
RRFM – European Research Reactor
Conference.
Leiden, The Netherlands
https://www.euronuclear.org/europeanresearch-reactor-conference-2026-rrfm/
22.04.2026
SMaRRt 2026 – SMR-AMR and Research
Reactors: Innovating Together.
Leiden, The Netherlands
https://www.euronuclear.org/smr-amrand­
research-reactors-innovatingtogether-smarrt-2026/
04. – 07.05.2026
ICOND – International Conference on
Nuclear Decommissioning.
Aachen, Germany
https://icond.de/start.html
11. – 12.05.2026
SMR & Advanced Reactor 2026.
Austin, Texas, USA
https://events.reutersevents.com/nuclear/
smr-usa
11. – 15.05.2026
International Conference on Computer
Security in the Nuclear World: Securing
the Future.
Vienna, Austria
https://www.iaea.org/events/cybercon26
20. – 22.05.2026
TINCE’26 – Technological Innovations in
Nuclear Civil Engineering.
Tours, France
https://www.sfen.org/evenement/tince26/
26. – 27.05.2026
Nordic Nuclear Forum 2026.
Stockholm, Sweden
https://nordicnuclearforum.fi/
31.05. – 03.06.2026
15 th International Conference of the
Croatian Nuclear Society.
Zadar, Croatia
https://www.euronuclear.org/project/15thinternational-conference-of-the-croatiannuclear-society-nuclear-option-forreliable-electricity-generation-31-may-3-
june-2026­ zadar-croatia/
09. – 11.06.2026
Nuclear Power Expo.
Piacenza, Italy
https://nuclearpower-expo.it/en/
10. – 11.06.2026
BDEW Kongress.
Berlin, Germany
https://www.bdew-kongress.de/
10. – 11.06.2026
NIC 2026.
Haarlem, The Netherlands
https://www.nrgpallas.com/company/
events/nic
11. – 12.06.2026
The 11 th Central & Eastern Europe Nuclear
Industry Congress 2026.
Warsaw, Poland
https://www.szwgroup.com/centraleastern-europe-nuclear-industrycongress/
13.06.2026
Karriereportal Kerntechnik.
Gelsenkirchen, Germany
https://karriereportal.actimondo.com/
29.06. – 03.07.2026
International Conference on Topical
Issues in Nuclear Installation Safety:
Learning from the Past to Accelerate
the Future.
Vienna, Austria
https://www.iaea.org/events/tic2026
29.06. – 03.07.2026
EPS Plasma Physics Conference 2026.
Edinburgh, Scottland
https://epsplasma2026.com/
09. – 10.09.2026
vgbe Congress 2026.
Berlin, Germany
https://events.vgbe.energy/events/
vgbe-congress-2026/27108/2NSF6/info
09. – 11.09.2026
World Nuclear Symposium.
London, UK
https://www.wna-symposium.org/
07. – 10.09.2026
NENE 2026.
Portorož, Slovenia
https://www.djs.si/nene2026
21. – 23.09.2026
WiN Europe Regional Meeting 2026.
Baden, Switzerland
29. – 30.09.2026
KERNTec 2026.
KIT, Karlsruhe
04. – 09.10.2026
IYNC – International Youth Nuclear
Congress.
Avignon, France
https://iync.org/
07. – 11.12.2026
6 th International Conference on Nuclear
Power Plant Life Management (PLiM 6).
Tokyo, Japan
https://www.iaea.org/events/evt2500883
Ausgabe 2 › März

Interview
7
With an eye to the future,
the Dutch government wants
to invest in knowledge and
innovation development in the
field of nuclear energy
Interview with Margot Weijnen
Member of The Dutch Research Council (NWO) Executive Board and
chair of the Applied and Engineering Sciences Domain
Professor Margot Weijnen
Chair NWO Domain Applied and Engineering Sciences
Margot Weijnen holds the chair of Process and Energy Systems Engineering at
the Faculty of Technology, Policy and Management, TU Delft. She is the founding
and scientific director of Next Generation Infrastructures.
She directed the TU Delft Inter-faculty Research Center on Design and
Management of Infrastructures from 1998 until 2009. She served as a member
of the Advisory Group on Energy for the European Commission, the Dutch
Innovation Platform and the Netherlands General Energy Council.
In addition to her work for TU Delft and NWO, Margot Weijnen has held
many management and advisory positions in organisations such as the
Netherlands Aerospace Centre, the Royal Netherlands Meteorological Institute
and the Netherlands Study Centre for Technology Trends. For eight years, she
was a member of the Advisory Council for Science, Technology and Innovation
and the General Energy Council, as well as being a member of the Netherlands
Scientific Council for Government Policy.
What is the purpose of the Dutch Research Council
(NWO) and what is its role in the “Dutch nuclear energy
research programme”?
NWO, as one of the most impor tant science funding
bodies in the Netherlands, invests almost €1.5 billion
per year in curiosity­ driven research, research related
to societal challenges and research infrastructure. As
such, NWO funds around 7,500 research projects at
universities and knowledge institutions, covering all
scientific disci plines. Besides this, it also manages ten
world-leading research institutes which operate under
the NWO umbrella.
Most of the academic research in the Netherlands relies
on direct funding by the Ministry of Education, Culture
and Science. Additional government funding is provided
through NWO. NWO applies a variety of competitive
arrangements to ensure public money reaches
Vol. 71 (2026)

8
Interview
To support research into innovative
nuclear reactors and
nuclear fuel concepts, NWO has
been given the task to develop,
execute and assess a national
multi-year research pro gramme
which brings researchers and
industrial partners together to
expand our knowledge.
the best scientific talent and research proposals. In
many cases partners from industry, government and
societal organisations are also invited to contribute
to the pro gramming, realisation and co-funding of
scientific research. As such, NWO connects researchers
from various disciplines and across
the entire knowledge chain and brings
researchers and societal partners together.
The “Dutch nuclear energy research
programme” originates from a joint
initiative by the Dutch Ministry of Climate
Policy and Green Growth and the
Ministry of Infrastructure and Water
Management. With an eye to the future,
the Dutch government wants to invest in
knowledge and innovation development
in the field of nuclear energy: since it can play an
important role in the energy system of the future as a
stable, affordable and reliable supplement to wind
and solar energy and as a CO₂-free energy source. To
support research into innovative nuclear reactors and
nuclear fuel concepts, NWO has been given the task to
develop, execute and assess a national multi-year
research programme which brings researchers and
industrial partners together to expand our knowledge.
What is the rationale of the nuclear research programme
and how is it financed?
The purpose of the “Dutch nuclear energy research
programme” is to bring the Dutch knowledge base on
nuclear energy and waste disposal into a strong position
for the future, because the Dutch government sees
an important role for nuclear energy in our future
energy system to achieve climate neutrality by 2050 at
the latest. It is meant to support the restoration and
renewal of the nuclear energy
knowledge and innovation
system in the Netherlands, after
decades of erosion. As I said,
the research programme is a
joint initiative by the Ministry
of Climate Policy and Green
Growth and the Ministry of
Infrastructure and Water Management
and is fully financed
by both ministries.
Recently NWO published the call “Technology for
innovative nuclear reactors and nuclear fuels”. Which
research topics does NWO want to support with
this call and who is addressed, universities, research
institutions, industry?
This call focuses on the development of Generation IV
reactors, advanced modular reactors (AMR’s) and
microreactors, and new fuel concepts. In addition,
three cross-cutting research areas are included: reactor
safety, materials research, and monitoring systems. To
be eligible for this call applicants should establish a
research consortium with different partners, needed
for the execution of the research programme. Such a
consortium has to be made up of both public and
private partners. Universities and (other) knowledge
institutes can receive NWO funding for this project.
Industrial partners can join the consortium as cofinancing
partners or as collaborating partners. Five
percent of the total project
costs need to be funded
privately.
This call focuses on
the development of
Generation IV reactors,
advanced modular
reactors (AMR’s) and
microreactors, and
new fuel concepts.
The call is designed to
establish a single robust
consortium, laying the
foundation for a future
knowledge and inno vation
system on nuclear
energy in the Netherlands.
What other calls are
planned, and which issues
of nuclear technology will
be covered?
As mentioned, NWO has
just published the first
call for research proposals
with a focus on “Technology
for innovative nuclear
reactors and nuclear fuels”. At the moment we are
preparing a second call for proposals for research into
“radiation protection” and “radioactive waste and
disposal”. A third call for proposals is expected to
follow in 2028, but the research theme of this call has
yet to be decided.
In the current tender casco workshops for interested
parties are mentioned. What are they and how are they
conducted?
As the purpose of the “Dutch nuclear energy research
programme” is to strengthen the Dutch knowledge
and innovation ecosystem on nuclear energy, the
call is designed to establish a single robust consortium,
laying the foundation for a future knowledge
and innovation system on nuclear energy in the
Netherlands. In our experience, the so-called casco
workshops are an effective means to achieve this goal.
During these workshops, researchers and partners
come together for two two-day
meetings. They first have to
agree on the main lines of
the grant proposal, before the
project can be defined in detail.
The casco workshops are conducted
under the guidance of
an external party, in such a
way that trust is built among
the consortium partners. The
scientific project leader is
Ausgabe 2 › März

Interview
9
appointed by the consortium
during the casco workshop.
As we are now
experiencing a
re newed interest
in nuclear energy,
we find that the
knowledge and
innovation system
needs to be rebuilt
and refuelled.
Who can apply for participation
in the workshops and who can
submit a complete proposal for
the call?
Dutch knowledge institutes and
companies are invited to apply
for participation in the casco
workshops. During these workshops,
one single project proposal
will be defined, which has
to be submitted to NWO by a researcher working at a
Dutch university or research institute.
Has there been continuity in publicly funded nuclear
research in the Netherlands or did the programme
content or volume change in recent years with
renewed interest in nuclear energy?
As in many other countries, the volume of nuclear
energy research decreased over the past decades, as a
result of a shift in political priorities. As we are now
experiencing a renewed interest in nuclear energy,
we find that the knowledge and innovation system
needs to be rebuilt and refuelled. The NWO programme
builds on the multi-year innovation agenda
of the Dutch Government for Nuclear Energy, which
was established at the end of 2023 in consultation
with a variety of stakeholders with an interest in
the nuclear sector (among others, companies,
government bodies, and education and research
organisations).
In Germany research in advanced nuclear
technology and the reintegration of
nuclear into the energy sector are
currently being debated politically
research on nuclear technologies has
been rein tegrated administratively into
public German energy research. Do you
think the Dutch approach can serve as
an example to restart future-oriented
nuclear research in Germany?
The view on nuclear energy in the
Netherlands was, in many ways, in the
past similar to that in Germany. Although
the Dutch government never decided to abandon
nuclear energy altogether, as the German government
did, the Netherlands also experienced strong antinuclear
energy sentiments in society during the past
decades. The challenges that come with the transition
towards a climate-neutral energy system, the changing
geopolitical situation and the emergence of new
nuclear technologies are important drivers for reappraising
nuclear energy as part of our future energy
system. We would be happy to share our experience
and approach to revitalising
the nuclear
We would be
happy to share
our experience
and approach to
re-vitalising the
nuclear energy
knowledge and
innovation community
in the
Netherlands
with our German
counterparts.
energy knowledge and
innovation community
in the Netherlands with
our German counterparts.
Author
Nicolas Wendler
Head of Press and Politics
KernD (Kerntechnik Deutschland e. V.)
nicolas.wendler@kernd.de
Nicolas Wendler has been Head of Press and Politics at
KernD since August 2013 (Nuclear Technology Germany
e. V. / German Atomic Forum e. V.) and started his career
in March 2010 as Policy officer. Previously he was an international
consultant for the international relations of
the Young Union (Junge Union) of Germany among other
topics of energy, climate and economic policy for the organization. Since January
2022 he is also the editor in chief at atw. Wendler studied in Munich and Bordeaux
political science and economics and (North) American cultural history.
Vol. 71 (2026)

10
Feature: Energy Policy, Economy and Law
Kernenergienutzung und Ausbau in
Tschechien: Alternativlos zur Erreichung
der strategischen Ziele der Energiepolitik
› Tomáš Ehler
Die Kernenergie und ihr bedeutender Anteil an der Energieversorgung (ca. 40 % an der
Stromerzeugung) haben in der Tschechischen Republik im Hinblick auf die Erreichung
der strategischen Ziele der Energiepolitik (und auch der damit verbundenen Verpflichtungen),
nämlich Versorgungssicherheit und Stabilität, Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit,
keine Alternative. Dieser Befund wird durch einen breiten fachlichen Konsens im
Land getragen. 1 Vor dem Hintergrund der Langfristigkeit entsprechender Investitionen ist
dabei insbesondere die Kontinuität und Kohärenz der energiepolitischen Ausrichtung
von zentraler Bedeutung. Die Entwicklung der Kernenergie wird derzeit von 77 % der erwachsenen
Bevölkerung unterstützt, was einen Anstieg gegenüber den Vorjahren darstellt. 2
Die neue tschechische Regierung bestätigt diesen
Ansatz ausdrücklich und bekennt sich klar zur Kernenergie
(„Die Kernenergie ist die Zukunft“). 3 Zu den
prioritären, staatlich unterstützten Maßnahmen zählen
insbesondere die Sicherstellung des langfristigen und
sicheren Betriebs der bestehenden Kernkraftwerke
Dukovany (4 × VVER-440) und Temelín (2 × VVER-1000),
der Bau neuer Kernenergieanlagen an beiden Standorten,
die Förderung von Projekten zu kleinen modularen
Reaktoren (SMR) sowie die verlässliche Gewährleistung
des Backends des nuklearen Brennstoffkreislaufs.
Die Fusionsforschung hat das Potenzial
sich im Anschluss an die Aktivitäten in der EU zu
be schleunigen und die tschechischen Institutionen
bereiten sich darauf vor.
Im Rahmen dieses Beitrags werden die Ausgangslage,
die Zielsetzungen sowie die Perspektiven und Herausforderungen
der Entwicklung der Kernenergie in der
Tschechischen Republik zusammengefasst und durch
ausgewählte begleitende Aktivitäten ergänzt.
Die gesamte Bruttostromerzeugung in Tschechien belief
sich im Jahr 2024 auf 73,9 TWh, was gegenüber
2023 einen Rückgang um 3,1 TWh (– 4 %) darstellt.
Gleichwohl ist mittelfristig mit einem deutlichen Anstieg
des Stromverbrauchs zu rechnen, insbesondere
infolge der Elektrifizierung weiterer Sektoren und des
Wirtschaftswachstums. Parallel dazu ist der Ausstieg
aus der Braunkohleverstromung – getrieben durch
Marktbedingungen und das EU-Emissionshandelssystem
(ETS 1) – bereits weit fortgeschritten und wird
in wenigen Jahren vollständig umgesetzt sein (vgl.
Abbildung 1).
Erneuerbare Energien werden ausgebaut und auch
durch den Staat unterstützt (wobei Wirtschaftlichkeit
und Effizienz der Förderung eine immer stärkere Rolle
spielt – und spielen muss), ihr Beitrag zur Energiesicherheit
und Stabilität ist aber begrenzt: Der durchschnittliche
Kapazitätsfaktor liegt bei Photovoltaik
bei rund 10 %, bei Windkraftanlagen bei etwa
22 %. Insbesondere im Bereich der Windenergie
besteht zudem erheblicher Widerstand in der lokalen
Bevölkerung (vgl. langfristig hohe Unterstützung
der tschechischen Öffentlichkeit für den Ausbau der
Kernenergie).
Tschechien war – ähnlich wie Deutschland bis 2023 –
ein Nettoexporteur und regionaler Stabilitätsanker
(vgl. Sondergutachten der deutschen Monopolkommission),
wird innerhalb weniger Jahre jedoch zum
Nettoimporteur. Tschechien (und, kritischer, auch
vielen anderen Ländern in der Region) droht nach
1 Zu Übersicht der tschechischen Energiepolitik siehe z.B. Ehler T. (2021). Autarkie und Selbstbestimmung Tschechiens Energiepolitik im europäischen Spannungsfeld.
In: Osteuropa 4-6/2021, S. 313–334. https://zeitschrift-osteuropa.de/hefte/2021/4-6/autarkie-und-selbstbestimmung/
2 Ipsos, Dezember 2025, https://www.ipsos.com/cs-cz/cesi-pozaduji-energetickou-sobestacnost-ceske-republiky-za-optimalni-povazuji-kombinaci-jadra
3 https://vlada.gov.cz/cz/vlada/programove-prohlaseni/programove-prohlaseni-vlady-224629/
Ausgabe 2 › März

Feature: Energy Policy, Economy and Law
11
Abbildung 1
Bruttostromerzeugung in Tschechien, Quelle: Energy Regulatory Office (www.eru.cz)
gegenwärtigen europäischen Bewertungen der Versorgungssicherheit
4 und auch gemäß nationalen
Analysen eine nicht ausreichende (stabile und wetterunabhängige)
Stromversorgung (Siehe Tabelle 1 und 2
von TSO ČEPS, a. s.), wenn nicht eingegriffen würde
und steuerbare Erzeugungskapazitäten eingeführt,
zusätzliche Gaskraftwerke und nach 2035 neue Kernkraftwerke
errichtet werden. 5
Progressive Scenario 2030 2040
GW TWh GW TWh
Total Net Consumption n.a. 74,2 n.a. 92,1
Hard Coal + Lignite 0,9 1,6 0 0
Natural Gas 3,3 7,8 3,8 7,6
Hydro Power 2,2 3,2 2,2 3,1
Renewables 14,7 20,0 17,7 25,2
Nuclear Power 4,1 28,5 6,4 44,8
Tabelle 1
Installierte Leistung und Erzeugung in Tschechien
Quelle: ČEPS, MAF 2023
Progressive Scenario 2030 2035 2040
LOLE* Normal 2 9 14
[h] Sensitive 41 63 74
EENS** Normal 1 16 25
[GWh] Sensitive 82 192 171
Repowering Normal 0 1,6 1,5
[GW] Sensitive 3 4,1 2,8
Tabelle 2
Zentrale Kennzahlen der Versorgungssicherheit für Tschechien
* LOLE (Lost-of-Load Expectation)
** EENS (Expected Energy Not Supplied)
Quellee: ČEPS, MAF 2023
Einleitend ist auf die weiterhin gültigen und relevanten
strategischen Dokumente der Tschechischen Republik
aus dem Jahr 2015 zu verweisen: die Staatliche Energiepolitik
6 sowie den Nationalen Aktionsplan zur Entwicklung
der Kernenergie in der Tschechischen
Republik, 7 ergänzt durch den Plan für kleine und
mittlere Reaktoren in der Tschechischen Republik –
Nutzung und wirtschaftlicher Nutzen aus dem Jahr
2023 (SMR-Roadmap) 8 . Jedes Konzept weist bereits zum
Zeitpunkt seiner Verabschiedung gewisse Grenzen auf.
Gleichwohl gelten gerade für die Kernenergie die
grundlegenden Axiome, Ziele (einschließlich eines
Anteils von rund 50 % an der Stromerzeugung sowie
der Maximierung der Nutzung zur Wärmeerzeugung)
und die strategische Ausrichtung der staatlichen
Energie politik und des Nationalen Aktionsplans für
die Kernenergie bis heute fort. Die Kernenergie wird
als wesentliche beziehungsweise zentrale Quelle innerhalb
eines diversifizierten Energiemixes aus der
Perspektive der Erreichung der strategischen Ziele –
Sicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Nachhaltigkeit
sowie der nationalen (insbesondere klimapolitischen)
Verpflichtungen in der Tschechischen Republik unter
den gegebenen geografischen Bedingungen derzeit
und auch in absehbarer Zukunft betrachtet, ohne
Alter native. Die Bedeutung der Kernenergie für die
nationale Energiesicherheit sowie für die Deckung des
erwarteten steigenden Stromverbrauchs ist unbestritten,
insbesondere aufgrund eines Kapazitätsfaktors
von über 85 % ohne Abhängigkeit von Wetterbedingungen
sowie aufgrund der Diversifizierung und
strategischer Vorräte an frischem Kernbrennstoff für
mehr als drei Jahre.
Der wirtschaftliche Aspekt der Kernenergie, der sich
aus dem im Vergleich zu anderen Energiequellen
deutlich höheren Multiplikatoreffekt ergibt, wird
häufig unterschätzt oder auf den allgemeinen
gesamtwirtschaftlichen Nutzen von Investitionen
4 https://www.entsoe.eu/eraa/2025/
5 ČEPS (2024). National Resource Adequacy Assessment (also known as MAF CZ).
https://www.ceps.cz/cs/uvod/novinka/ceps-vydava-maf-cz-2023-analyzuje-zdrojovou-primerenost-do-roku-2040
6 https://mpo.gov.cz/cz/energetika/uspory-energie/strategicke-dokumenty/strategicke-dokumenty--276976/
7 https://mpo.gov.cz/assets/dokumenty/54251/61936/640148/priloha001.pdf
8 https://mpo.gov.cz/assets/en/guidepost/for-the-media/press-releases/2023/11/Czech-SMR-Roadmap_EN.pdf
Vol. 71 (2026)

12
Feature: Energy Policy, Economy and Law
Abbildung 2
Kernenergieanlagen in Tschechien
in Energieinfrastruktur reduziert. Dabei weist die
Tschechische Republik im EU-Vergleich den höchsten
Beitrag des Kernenergiesektors zur Bruttowertschöpfung
auf – rund 1,95 % des BIP –, was unter
anderem auf eine starke heimische Lieferkette zurückzuführen
ist. 9
Trotz hoher investiver Anfangskosten und der
Komplexität von Neubauprojekten verursacht ein
dekarbonisiertes Energiesystem mit hohem Kernenergieanteil
geringere Systemkosten als ein System,
das überwiegend auf nicht steuerbaren erneuerbaren
Energiequellen basiert. Letztere erfordern signifikant
höhere Kosten für den Betrieb und den Ausbau
des Elektrizitätsversorgungssystems. 10 Ein höherer
Kernenergieanteil reduziert zudem den Erdgasverbrauch
und den Einfluss gasbefeuerter Kraftwerke
auf die Strompreisbildung (Grenzkraftwerk). Für die
Tschechische Republik wird der Effekt von 1.000 MW
neu installierter Kernkraftwerksleistung auf eine
Reduktion des Strompreises um etwa 2 EUR/MWh
geschätzt. 11 Darüber hinaus weist die Kernenergie
eine sehr hohe – in einigen Studien sogar die höchste
– energetische Amortisationsrate (EROI) auf. 12 Diese
wirtschaftlichen Vorteile sollten bei der Bewertung
der Kosteneffizienz energiepolitischer Maßnahmen,
insbesondere im Kontext der Dekar bonisierung,
stärker berücksichtigt werden.
Abbildung 3
Kapazitäts- und Verfügungsfaktor bei Stromerzeugung
Quelle: Palmer (2017)
Aus Sicht der Ressourcenadäquanz ist es von zen traler,
teilweise kritischer Bedeutung, zum einen den mindestens
60-jährigen Betrieb der bestehenden sechs Reaktoren
sicherzustellen. Dies liegt primär in der Verantwortung
des Betreibers, wird jedoch durch den Staat
gezielt unterstützt, etwa durch das Förderprogramm
Nationales Kompetenzzentrum für Kernenergie oder
9 Deloitte (2025). Economic and Social Impact Report. Nucleareurope.
10 Siehe z. B. NEA OECD (2024). NEA System Cost Analysis for Integrated Low-Carbon Electricity Systems: A Guide for Stakeholders and Policymakers.
11 Siehe z. B. Oxera Consulting LLP (2021). The impact of Dukovany on the Central European electricity market. Zitiert in der Entscheidung der EK (EU) 2025/429.
12 Vgl. Bank of America (2023): The RIC Report: The nuclear necessity. BofA Global Research
Ausgabe 2 › März

Feature: Energy Policy, Economy and Law
13
Dukovan 5 + 6 Projekt
(EPC Contract)
Temelín 3 + 4
(optimal schedule of use of options
within EPC Contract / maximal synergies)
1st SMR
(to be defined by FID)
CONSTRUCTION LICENCE
2028
CONSTRUCTION LICENCE
2030
CONSTRUCTION LICENCE
203?
FIRST CONCRETE
2029
FIRST CONCRETE
2031
FIRST CONCRETE
203?
PAC EDUS
2036
PAC ETE3
2038
PAC
203/4?
PAC EDU6
2037
PAC ETE4
2039
FAC EDU5
2038
FAC ETE3
2040
FAC
203/4?
FAC EDU6
2039
FAC ETE4
2041
Tabelle 3
Terminpläne von Dukovany, Temelin (optimale Zeitplan, z. Z. in Entscheidung) und SMR (noch in Planung) Projekte
durch institutionelle Förderung von Forschungseinrichtungen.
Zum anderen ist der möglichst rasche
Bau neuer Anlagen in Dukovany und Temelín sowie
perspektivisch an weiteren Standorten erforderlich.
Im Juni 2025 wurden für den Standort Dukovany
Verträge mit dem koreanischen Unternehmen KHNP
über die Lieferung von zwei APR-1000-Blöcken sowie
deren kommerzielle Inbetriebnahme in den Jahren
2036 und 2037 abgeschlossen. Gegenwärtig werden
geotechnische Untersuchungen, die Vorbereitung
des Lizenzplans sowie die Beihilfemeldung bei der
Europäischen Kommission durchgeführt. 13 Mit der
Erweiterung des Projekts auf zwei Blöcke am Standort
Dukovany wurde das Investormodell verändert: Der
Staat hat 80 % der Aktien der Projektgesellschaft
Elektrárna Dukovany II, a. s. übernommen (von ČEZ, a.
s. gekauft). Die Investition wird durch ein günstiges
staatliches Darlehen unterstützt, und die Rentabilität
ist aufgrund mehrerer Marktversagen und Unsicherheiten
durch einen Two-Way Contract-for-Difference
für ca. 40 Jahre gesichert (siehe Abbildung 4).
Das wettbewerbliche Ausschreibungsverfahren führte
zu günstigen Ergebnissen sowohl hinsichtlich des
Projektpreises als auch der technischen und kommerziellen
Rahmenbedingungen. Gleiches gilt für die
verbindlichen Optionen auf zwei weitere Blöcke
am Standort Temelín, die eine Laufzeit von bis zu
fünf Jahren haben. Ein zeitlicher Versatz von etwa
zwei Jahren zwischen den beiden Standorten wird
dabei als optimaler Konvoi-Ansatz angesehen.
Angesichts der erwarteten Beteiligung tschechischer
Unternehmen an der Lieferkette, der prognostizierten
Stromgestehungskosten von rund 80 – 90 EUR/MWh
(Preisniveau 2024, bis zur Rückzahlung des Kredits) 14
sowie der regulatorischen Vorbereitung der nationalen
Aufsichtsbehörde auf die koreanische Technologie
stellt die Nutzung dieser Optionen den kosteneffizientesten
Weg für die weitere Entwicklung der Kernenergie
dar. Die Vorbereitungsarbeiten zur Aktivierung
der Optionen laufen bereits. Der Bau von Temelín
3 + 4 schließt dabei die spätere Ergänzung weiterer
An lagen – etwa eines SMR-Blocks – nicht aus, sofern die
entsprechenden Genehmigungsverfahren erfolgreich
abgeschlossen werden.
Analysen zur Ressourcenadäquanz zeigen darüber
hinaus einen zusätzlichen Kapazitätsbedarf auf und
verdeutlichen zugleich die Notwendigkeit, auch die
Versorgung mit emissionsarmer Wärme sicherzustellen.
Vor diesem Hintergrund hat das Ministerium
für Industrie und Handel die konzeptionelle Verankerung
von SMR vorangetrieben, unter anderem im
Rahmen der SMR-Roadmap, der Aktualisierung des
Nationalen Energie- und Klimaplans sowie der Staatlichen
Energiepolitik. Neben den von ČEZ geprüften
Standorten – unter anderem im Zusammenhang mit
der Beteiligung an Rolls-Royce SMR Ltd. – existieren
weitere potenzielle Investoren wie SUAS Group a.s.
oder BWRX CZ, s. r. o.. Ein Flottenansatz sowie die erwartete
größere Anzahl an Projekten eröffnen zugleich
zusätzliche Exportpotenziale für die tschechische
Industrie.
13 Die Tschechische Republik stellte im Jahr 2025 einen Antrag auf Ausweitung der bereits genehmigten staatlichen Beihilfe für den 5. Block in Dukovany
(https://eur-lex.europa.eu/eli/dec/2025/429/oj/eng) auf eine Beihilfe für den zweiblockigen Ausbau.
14 Bis zur Rückzahlung des Kredits; zum Vergleich: andere Neubauprojekte in der EU gehen von Stromgestehungskosten von etwa 100 beziehungsweise
120–130 EUR/MWh aus, das SMR-Projekt im kanadischen Darlington sogar von über 130 EUR/MWh. „Overnight“-Preis von EPC Vertrag für Dukovany 5+6 wird
auf 407 Mrd. CZK geschätzt (siehe auch https://dukovany.gov.cz/projekt).
Vol. 71 (2026)

14
Feature: Energy Policy, Economy and Law
Derzeit wird zudem das Projekt einer Fernwärmeleitung
vom Kernkraftwerk Dukovany nach Brünn
umgesetzt, deren Inbetriebnahme für das Jahr 2030
vorgesehen ist. Es handelt sich dabei um das dritte
Fernwärmeprojekt dieser Art in Tschechien; vom
Kernkraftwerk Temelín werden die Städte České
Budějovice und Týn nad Vltavou bereits seit Jahren mit
emissionsfreier und stabiler Wärme versorgt.
Weitere von der Regierung und dem Ministerium für
Industrie und Handel aktiv unterstützte Aktivitäten
umfassen unter anderem die Kernfusion, die Herstellung
von Radiopharmaka sowie die internationale
Zusammenarbeit in Forschung, Entwicklung und
Innovation. Wissenschaftliche Einrichtungen unter
der Leitung der Akademie der Wissenschaften der
Tschechischen Republik sind an den Verhandlungen
über den europäischen Ansatz für Fusionskraftwerke
beteiligt und nehmen an internationalen
Forschungs projekten teil. Die Probleme mit der Lieferung
von Radiopharmaka in Europa in den vergangenen
Jahren haben gezeigt, dass die Lieferkette
und die Produk tionskapazitäten gestärkt werden
müssen.
Von zentraler Bedeutung ist zudem der Erhalt und die
Weiterentwicklung einer leistungsfähigen nuklearen
In dustrie und Zulieferkette – sowohl aufgrund ihres
volkswirtschaftlichen Beitrags als auch im Hinblick auf
Sicherheit und Unabhängigkeit im Betrieb und in der
Instandhaltung. Dies schließt neben der Förderung
an gewandter Forschung und der Entwicklung von
Humanressourcen auch gezielte staatliche Unterstützungsmaßnahmen
ein.
Eine grundlegende Voraussetzung für die Nutzung der
Kernenergie ist die Sicherstellung des Backends des
nuklearen Brennstoffkreislaufs. In diesem Zusammenhang
hat die Regierung im Jahr 2025 den Entwurf einer
aktualisierten Konzeption für den Umgang mit radioaktiven
Abfällen und abgebrannten Brennelementen
erörtert. Diese sieht unter anderem die Auswahl eines
Standorts für ein tiefengeologisches Endlager bis 2030
vor; derzeit werden vier potenzielle Standorte geologisch
untersucht (siehe Abbildung 5) und die Herausforderungen
im Zusammenhang mit den neu ge planten
Neubauprojekten berücksichtigt.
Von zentraler Bedeutung für Kernenergieprojekte sind
schließlich effiziente Genehmigungs- und Rechtsrahmen
bedingungen. Entsprechend wurden wesentliche
Novellierungen vorbereitet oder bereits umgesetzt,
insbesondere des sogenannten Liniengesetzes,
des Niedrigemissionsgesetzes, des Atomgesetzes sowie
des Energiewirtschaftsgesetzes. Ergänzend wirkt
die Zentralisierung der Genehmigungsverfahren im
Rahmen der neu geschaffenen Verkehrs- und Energiebaubehörde
(die neue Regierung hat weitere Novellierungen
des Baurechts angekündigt und im Januar 2026
in Gang gesetzt).
Unbefriedigend hinsichtlich des Kernenergieausbaus
bleibt der externe Rahmen auf EU-Ebene, trotz teilweiser
Fortschritte insbesondere auf der strategischkonzeptionellen
Ebene (Anerkennung der Rolle der
Kernenergie, Einbeziehung in die EU-Taxonomie), die
auch dank des Beitrags der Tschechischen Republik als
Mitinitiatorin der sogenannten EU-Nuklearallianz
erreicht wurden. Es fehlt jedoch weiterhin an einer
Abbildung 4
Dukovany Projekt Finanzierungsschema (wird gegenwärtig notifiziert)
Ausgabe 2 › März

Feature: Energy Policy, Economy and Law
15
Abbildung 5
Endlager für radioaktive Abfälle in Tschechien und 4 potenzielle Standorte für ein tiefengeologisches Endlager
aktiven Unterstützung und Förderung der Entwicklung
der Kernenergie durch die Europäische Kommission
(und im Sinne des Prinzips der technologischen Neutralität
an einer Gleichstellung der Rahmenbe dingungen
mit anderen Energiequellen wie etwa erneuerbaren
Energien), insbesondere an einer Verankerung in
Förderprogrammen, aber auch beispielsweise an einer
entsprechenden Ausgestaltung der Strommarktregulierung
oder an einer Beschleunigung von Verfahren,
etwa im Bereich der staatlichen Beihilfen.
Abschließend lassen sich mehrere Herausforderungen
identifizieren. Marktverzerrungen und staatliche
Eingriffe implizieren, dass ohne öffentliche Unterstützung
derzeit und auch künftig keine bedeutenden
Erzeugungsprojekte – einschließlich Kernkraftwerke –
realisiert werden können. Dies stellt hohe Anforderungen
an öffentliche Haushalte und Endkundenpreise,
erfordert jedoch zugleich eine Prioritätensetzung
und eine effiziente Regulierung durch den
Staat. Hinzu kommt der Wettbewerb um qualifizierte
Humanressourcen. Angesichts der langfristigen Natur
nuklearer Projekte bleiben zudem zeitliche Inkonsistenzen
und Unsicherheiten über Jahrzehnte
hinweg bestehen, was eine aktive staatliche Rolle
unabdingbar macht.
Der Beitrag gibt ausschließlich die persönliche
fachliche Meinung des Autors wieder.
Autor
PhDr. Tomáš Ehler
Ph.D., MBA
tomasehler@yahoo.com
Tomáš Ehler, seit 2019 Referatsleiter für Kernenergie
und anschließend Leiter der Abteilung für Kernenergie
im Ministerium für Industrie und Handel der
Tschechischen Republik, sowie 2021–2022 Vizeminister.
Er ist stllv. Aufsichtsratsvorsitzender der
Ges. Elektrárna Dukovany II, a. s. Vor 2019 arbeitete er
in der Wirtschaftskammer der Tschechischen Republik
sowie im auswärtigen Dienst. Er absolvierte ein
Studium an der Karls-Universität in Prag und am
Institut für Industrie- und Finanzmanagement und
erwarb den Doktortitel in Volkswirtschaftslehre an
der Wirtschaftsuniversität Prag, wo er zugleich als
wissenschaftlicher Assistent tätig ist.
Hieraus lässt sich schließen, dass eine zeitnahe
staatliche Intervention in Form der Unterstützung
des Ausbaus der Kernenergie – einschließlich der Projekte
Dukovany und Temelín sowie perspektivisch auch
von SMR – erforderlich ist, um zur Energiesicherheit
und Versorgungsstabilität in Tschechien (und der
weiteren Region, einschließlich Deutschlands) beizutragen
und einen kosteneffizienten Ansatz zur Dekarbonisierung
sowie zur Strom- und Wärmeversorgung
zu verfolgen.
Vol. 71 (2026)

16
Interview
The European Commission’s
approval of state aid for Poland’s
first nuclear power plant is one
of the project’s key milestones.
Interview with Marcin Skolimowski
External Communications Manager, Polskie Elektrownie Jądrowe sp. z o.o.
Marcin Skolimowski
External Communications Manager at Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ)
Marcin Skolimowski - an experienced professional in communicating the
largest infrastructure investments implemented in the Polish power sector.
For over 10 years, he has been responsible for external relations, corporate
communications, and cooperation with local communities in projects in the
field of nuclear, renewable, and gas energy. For over 4 years, he has been
working for Polskie Elektrownie Jądrowe, a company implementing the
project of the first nuclear power plant in Poland, located in the north of the
country.
Recently the European Commission
agreed to state aid for
the Lubiatowo-Kopalino nuclear
power plant project. Which
are the main elements of this
decision?
The European Commission’s
appro val of state aid for Poland’s
first nuclear power plant is one of
the project’s key milestones. The
decision was made in record time
and, most importantly, reflects
the expectations of the Polish
side. The green light released government funding for
the project and made it possible to move on to the next
stages of the schedule. Poland has maintained all the
key elements of the support mechanism, ensuring that
the key negotiation objectives were achieved, and
many of the Commission’s initial objections have been
clarified without the need to amend the project.
The European Commission’s
approval of state aid paved
the way for the project to be
financed with government
funds. According to the
adopted assumptions, they
will constitute 30 % of the
total amount needed to build
the nuclear power plant.
The support mechanism
for the project comprises
three basic elements, i.e.
capital injection for the
investor by the State
Treasury, free-of-charge
State Treasury guarantees
for the project covering
100 % of debt financing,
and a two-way contract
for difference for the
operational phase of the
nuclear power plant.
What was the reasoning of the Commission on the
financing scheme for Poland’s first NPP?
More information on the European Commission’s
decision on the Lubiatowo-Kopalino nuclear power
plant will be made public in the coming months when
the Commission publishes the details of its decision.
Ausgabe 2 › März

Interview
17
How is the support mechanism
for financing constructed considering
all its elements?
Work on the project’s financial
structuring is progressing. The
European Commission’s approval
of state aid paved the way for the
project to be financed with
govern ment funds. According to
the adopted assumptions, they
will constitute 30 % of the total
amount needed to build the
nuclear power plant. The remainder
will come from export credit
agencies from all over the world
and banks. Following the market sounding process,
completed in December 2025, conducted to assess
commercial interest in financing our project, PEJ received
26 preliminary offers. These offers complement
the previously collected declarations of intent to
participate in the project from export credit agencies,
and their total amount exceeds the required debt capital
several times over.
We have just signed
By mid-year, we
plan to sign the
contract for the
construction of
the facility that
will set out the
final terms and
conditions of
cooperation.
our first debt financing
agreement.
What are the terms
of the Contract for
Difference (CfD) in the
operational phase and
does it include the
possibility of Power
Purchase Agreements
(PPAs)?
The most significant
assumptions of the
contract for difference include the contract term, which
spans 40 years, the inclusion of long-term markets in
the settlement system, and the possibility of flexible
adjustment of production if economically and technically
justified. Up to 30 % of energy pro duced will be
sold through PPA auctions, and the remaining 70 % via
organized markets.
The financial model verified by the European
Com mission assumes a strike price of less than PLN
500 per MWh, which is competitive,
considering especially the
numerous benefits the nuclear
power plant will bring for the
entire electricity system. The
adopted model pro vides PEJ with
predictable revenues while protecting
customers. Under the
adopted windfall profit mechanism,
unexpected profits, if generated,
will be allocated directly
to the state budget and contribute
to public spending.
What will be the next
steps in project implementation
now that
the complex issue of
financing has been
cleared?
Work is progressing
in all areas of the project.
We are negotiating
the Engineering, Procure
ment, Construction
(EPC) contract with our
Ameri can partners, the
Westinghouse- Bechtel
Consortium. At the same
time, fieldwork is being carried out on the project site
based on the Engineering Development Agreement
amended in December 2025. The amendment allows for
the con tinuation of work some of which originally were
to be included in the EPC contract. By mid-year, we plan
to sign the contract for the construction of the facility
that will set out the final terms and conditions of
cooperation.
The financial model verified
by the European Commission
assumes a strike price of less
than PLN 500 per MWh, which
is competitive, considering
especially the numerous
benefits the nuclear power
plant will bring for the entire
electricity system.
On 13 January this year,
we announced that the
Westinghouse­ Bechtel
Consortium had selected
Arabelle Solutions to
supply three steam
turbines and generator
sets for our nuclear
project in Pomerania.
Also, the first order for key Long Lead Items has
been placed. On 13 January this year, we announced
that the Westinghouse-Bechtel Consortium had selected
Arabelle Solutions to supply three steam turbines and
generator sets for our nuclear project in Pomerania.
This is the first of several contracts for key power
plant components with long lead times. It is common
practice in projects of this type to order such components
well in advance, long before the start of the
main construction works to minimize the risk of delays.
Preparatory works are progressing on the project
site. We have already completed the staking-out of the
construction site and have proceeded with its fencing.
The key clearing works are now approaching
com pletion. By the end of Q2 2026, just before the start
of the tourist season, we plan to complete the site
levelling works and thereby complete the entire stage
of preparatory works.
At the same time, we are preparing the documentation
required for the construction license application,
which we plan to submit in the coming months to
the National Atomic Energy
Agency (PAA) – the Polish
nuclear regulator. Obtaining
this license is one of the key
conditions necessary for
pouring the so-called first
nuclear concrete, which is
planned for 2028. PAA has
24 months by law to consider
the application. Theoretically,
we could submit this application
later than in the first
quarter, but we are aiming for
Vol. 71 (2026)

18
Interview
an earlier date to optimize the project schedule
wherever possible.
Impressum
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
Geschäftsführerin
Nicole Koch
Will PEJ be limited to the Lubiatowo-Kopalino NPP
or will you be involved with the different proposed
SMR projects in Poland?
Within its mandate, Polskie Elektrownie Jądrowe is
responsible for the construction of Poland’s first
nuclear power plant.
By the end of Q2 2026,
just before the start of
the tourist season, we
plan to finalize levelling
the area and thereby
complete the entire stage
of preparatory works.
Chefredakteur
Nicolas Wendler
+49 172 2379184
nicolas.wendler@nucmag.com
Anzeigen und Abonnements
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Layout
zi.zero Kommunikation
Berlin
Druckerei
inpuncto:asmuth
druck + medien gmbh
Buschstraße 81, 53113 Bonn
Redakteurin
Nicole Koch
+49 163 7772797
nicole.koch@nucmag.com
Author
Nicolas Wendler
Head of Press and Politics
KernD (Kerntechnik Deutschland e. V.)
nicolas.wendler@kernd.de
Nicolas Wendler has been Head of Press and Politics at
KernD since August 2013 (Nuclear Technology Germany
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2022 he is also the editor in chief at atw. Wendler studied in Munich and Bordeaux
political science and economics and (North) American cultural history.
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ISSN 1431-5254 (Print) | eISSN 2940-6668 (Online)
Ausgabe 2 › März

Serial: Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
19
World Nuclear Outlook Report:
Global Nuclear Capacity to 2050
Ambition, feasibility, and the conditions for delivery
› Jonathan Cobb
The World Nuclear Outlook Report, published by World Nuclear Association,
assesses whether national nuclear energy ambitions are sufficient to meet global
decarbonization, energy security, and electricity demand objectives through midcentury.
Its central conclusion is striking: national government targets, taken together,
have the ambition to more than triple global nuclear capacity by 2050, exceeding the goal
established under the Declaration to Triple Nuclear Energy agreed at COP28, and now
supported by more than 30 governments worldwide.
However, the report makes equally clear that ambition
alone is not enough. Delivering this outcome would
require unprecedented build rates, systematic lifetime
extension of existing reactors, deep reforms to policy
and market frameworks, and major expansion of
industrial and fuel-cycle capacity.
As of 2025, global operable nuclear capacity stands at
around 400 GWe. The Declaration to Triple Nuclear
Energy sets a target of approximately 1200 GWe by
2050, using 2020 capacity as a baseline. The World
Nuclear Outlook Report finds that, when all categories
of capacity are combined – existing reactors, lifetime
extensions, reactors under construction, planned and
proposed projects, potential projects, and additional
capacity defined by government targets – total global
capacity could reach around 1446 GWe by 2050,
surpassing the tripling goal.
This result reflects a notable shift in political attitudes
toward nuclear energy. Nuclear power is increasingly
recog nized as a low-carbon, dis patchable energy source
that supports both climate miti gation and energy
security. The endorsement of nuclear energy within the
UNFCCC Global Stocktake at COP28, growing support
from the G7, the engagement of interna tional financial
institutions, and explicit backing from major energy
users all reinforce this trend.
Projections of capacity of reactors operating in 2050
Source: World Nuclear Association
Vol. 71 (2026)

20
Serial: Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Global nuclear capacity projections 2025–2050
Source: World Nuclear Association
Nuclear capacity in USA, China, India, France and Russia, for the period 2025-2050
Source: World Nuclear Association
Yet many national targets remain aspirational rather
than project-backed. While headline numbers are
large, a significant share of the implied capacity has
not yet been translated into specific reactors, sites,
financing structures, or licensing pathways.
Assessing global nuclear capacity to 2050
The World Nuclear Outlook Report constructs a
bottom-up assessment of global nuclear capacity in
2050 by grouping capacity into distinct categories:
⁃ Reactors now operating that would have been
operating for less than 60 years in 2050. Planned
60-year operation has become common for reactors,
with only a few exceptions, such as the UK’s AGR
reactors. These would have a combined capacity
of 189 GWe.
⁃ Reactors now operating that would have been in
operation for between 60-80 years by 2050.
Increasingly, 80-year operation of nuclear reactors
is being evaluated. Many reactors in the USA are
going through the regulatory process to allow operations
for 80 years. These would have a combined
capacity of 213 GWe.
⁃ There are 74 reactors under construction, all of
which would be expected to still be operating in
2050, providing 76 GWe.
⁃ There are more than 100 reactors that are classed as
‘planned’ by World Nuclear Association. These are
re actors that have approvals, funding or other commitments
in place, with most expected to be in operation
within the next 15 years. If all came to operation,
they would have a capacity of 107 GWe
⁃ There are more than 300 reactors classed as
‘ proposed’ by World Nuclear Associa tion. These are
reactors that have specific programme or site
proposals, but for which the timing of construction
and operation is very un certain. An additional
category of “potential” identifies those reactors
specified in government plans, but which have not
yet progressed to be classified by the Association as
proposed. These two categories would provide
294 GWe and 24 GWe respectively.
Ausgabe 2 › März

Serial: Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
21
Average operating age at which reactors have been permanently shut down
Source: World Nuclear Association
⁃ Many governments have set targets for future
nuclear capacity. In most cases a proportion of that
target could be met by reactors identified in the
categories listed above. The World Nuclear Outlook
Report identifies what additional capacity would be
needed to meet these national targets. In total, the
additional capacity required is 542 GWe.
When these categories are combined, capacity growth
accelerates markedly after 2035, as projects that are
currently only at the policy or planning stage would
need to move into construction. Near-term growth to
2030 is dominated by reactors already under construction,
particularly in Asia. Growth between 2030
and 2035 relies mainly on projects that are planned
but not yet under construction. After 2035, delivery
increasingly depends on governments con verting
strategic intent into executable pro grammes.
The report identifies 50 countries where plans are in
place for nuclear capacity to be in operation in 2050.
However a key finding is that five countries – China,
France, India, Russia, and the United States – could
together account for nearly 980 GWe of global capacity
by 2050, underlining the continued importance
of established nuclear nations. At the same time,
new comer countries collectively aim for more than
150 GWe, highlighting the geographic widening of
nuclear deployment.
The foundational role of long-term operation
If reactor operations can be extended to up to 80 years,
as is being considered for a growing number of reactors,
reactors already in operation could provide around
400 GWe of capacity, meeting a third of the 1200 GWe
tripling target. But what evidence is there that this is a
realistic prospect?
The reactors with the longest service history in
operation today have been operating for over 55 years,
five in the US, three in India and one in Switzerland.
When average capacity factors for reactors of all
ages are considered, the historic data show no
systematic decline in performance with age, with
average capa city factors remaining high. The average
years of operation achieved by reactors before being
permanently shut down has been steadily increased,
reaching nearly 50 years, and this upward trend looks
set to continue.
From a system perspective, lifetime extension is
repeatedly identified as the most cost-effective source
of additional low-carbon electricity, including by the
International Energy Agency. It ensures continued
supply of clean electricity faster and at a cost much
lower than that new construction of any kind, and
the emissions associated with replacement generation.
However, the report stresses that lifetime extension is
not automatic. It requires supportive regulatory
frameworks, long-term policy clarity, continued investment
in plant modernization, and market conditions
that reward firm low-carbon capacity rather than
penalizing it.
Scaling up new construction
Extending the operation of existing reactors can
maintain much of current nuclear capacity, but for
nuclear energy to make a growing contribution to
meeting global energy needs, new nuclear construction
must accelerate dramatically. Based on the report’s
assumptions for deployment timelines for reactors in
different categories, the global grid connection rates
needed to reach the assessed 2050 capacity could be:
⁃ around 14 GWe per year in the late 2020s,
⁃ rising to over 22 GWe per year in the early 2030s,
⁃ then increasing sharply to around 50–65 GWe per
year after 2035.
The required peak build rate in the late 2040s is roughly
double the highest annual build rates achieved during
the nuclear construction boom of the 1980s. Achieving
Vol. 71 (2026)

22
Serial: Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
Projection of future nuclear capacity in China
Source: World Nuclear Association
Projection of future nuclear capacity in the USA
Source: World Nuclear Association
this could be facilitated by sustained series build,
standardized designs, expanded manufacturing
capacity. It would also require a much-expanded skilled
workforce.
Although the pace of grid con nections is predomi nantly
after 2035, this would require action in the very near
term, particu larly for new entrant nuclear countries,
or those without recent experience of nuclear build
programmes.
Plans for the 542 GWe of ad di tional capacity implied to
be needed to meet government targets would need to
make progress over the next decade if they are to
contribute to generation in 2050. To achieve this policy
credibility matters. Targets supported by clear siting
strategies, licensing pathways, financing frameworks,
and industrial policy are far more likely to translate
into operating reactors than those that are purely
aspirational.
China and the United States:
contrasting pathways
China accounts for nearly half of global reactors under
construction and has demonstrated consistent delivery
of large, standardized reactor designs. China’s nuclear
build programme is characterized by:
⁃ long-term central planning aligned with industrial
policy,
⁃ standardized designs enabling learning-by-doing,
⁃ strong domestic supply chains, and
⁃ parallel investment in advanced reactors and nonelectric
applications.
In the Outlook assessment, goals stated by the China
Nuclear Power Development Centre would see China’s
nuclear power capacity reaching 335 GWe in 2050.
All but 8 GW of this would be met by reactors currently
in operation, under construction or planned and
proposed. For China, the challenge is less about intent
and more about sustaining planned build programmes
Ausgabe 2 › März

Serial: Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power
23
and aligning nuclear output with rapidly growing
electricity demand.
The United States presents a contrasting case. It has
one of the world’s largest existing nuclear fleets and
some of the most ambitious long-term targets. There is
bipartisan agreement on the need for significant
expansion of the US’s nuclear generation capacity, with
the 300 GWe target for 2050 set by the previous Democrat
administration superseded by the 400 GWe target
set by the current administration. However, there are
currently no power reactors currently under construction.
Nuclear capacity through the 2030s would remain
dominated by continued opera tion of the existing
nuclear fleet. Beyond that, achieving stated targets
would require a step change in licensing efficiency,
market reform, financing models, and supply­ chain
readiness, particularly if advanced reactors and SMRs
are to scale beyond first-of-a-kind projects.
Energy system drivers reinforcing the need for
nuclear growth
While the targets set by governments are ambitious,
the imperative of meeting and exceeding a tripling of
nuclear capacity worldwide is made clear when considered
within broader energy trends. Demand for
clean electricity will grow because of the following
drivers:
⁃ Expanding supply to the 750 million people who
lack access to electricity.
⁃ Meeting, in an equitable manner, the energy needs
of the rising global population, projected to reach
9.8 billion by 2050.
⁃ Accelerating electrification, in all sectors of the
economy, as countries shift from fossil fuels to
low-carbon electricity.
⁃ Growing consumption from new technologies,
including digital infrastructure and data-intensive
processes, such as AI.
⁃ Decarbonising hard to abate sectors of the economy
through alternative sources of low-carbon heat.
Nuclear power’s ability to provide large-scale,
con tinuous, low-carbon electricity and heat, as well as
grid ancillary services (like inertia and voltage control)
positions it as an anchor of clean energy systems.
Conclusions and recommendations
The World Nuclear Outlook Report establishes that
global nuclear ambitions are, on paper, sufficient to
exceed the tripling target set by governments, but
delivery is conditional on the following actions for
three key stakeholders:
⁃ Integrate nuclear energy into long-term decarbonization
and energy security planning, alongside
renewables and other low-carbon technologies.
⁃ Set durable, actionable nuclear policies and industrial
strategies to enable long-term investment
and to maintain industrial capabilities, workforce
and supply chains.
⁃ Support operating lifetime extension programmes
to 60-80 years where technically feasible, avoiding
premature closures.
⁃ Reform electricity markets to ensure equitable
treatment of nuclear energy alongside other lowcarbon
sources.
⁃ Support the acceleration of licensing, siting, and
financing mechanisms to facilitate an increase in
construction rates.
For financial institutions
⁃ Implement technology-neutral lending and ESG
policies to ensure nuclear and other low-carbon
sources are evaluated using equivalent criteria.
⁃ Support nuclear deployment in emerging economies
through financing frameworks, guarantees,
and multilateral partnerships.
For the nuclear industry
⁃ Expand manufacturing and supply chain capacity,
including fuel cycle infrastructure.
⁃ Optimize series build to reduce costs and shorten
build times.
⁃ Develop large-scale deployment strategies to
meet post-2035 demand, including for non-grid
applications utilizing novel reactor technologies.
The ambition to more than triple global nuclear
capacity by 2050 already exists at the level of national
governments. What remains to be done is to turn this
ambition into timely, coordinated, and adequately
financed action.
If governments deliver on their commitments, nuclear
energy will play a decisive role in providing secure,
affordable, and clean energy for a rapidly electrifying
world.
Author
Jonathan Cobb
Senior Communication Manager
World Nuclear Association
jonathan.cobb@world-nuclear.org
For governments
⁃ Recognize that nuclear energy is a central pillar
in meeting global climate goals, especially given
the expected increase in electricity and energy
demand.
Vol. 71 (2026)

24
Fuel
Nuclear power
in commercial ships
› Erlend Hagen
Nuclear power offers the promise of maritime operation with virtually unlimited range
and without emissions.
Three commercial nuclear-powered demonstration ships were built: NS Savannah
(1962), NS Otto Hahn (1968), and NS Mutsu (1972). All have since been decommissioned.
NS Mutsu experienced insufficient radiation shielding; otherwise, these vessels were
technically successful. Despite these technical achievements, nuclear power has not become
part of commercial shipping.
Why nuclear now, and why is it bound to become
a reality?
Times have changed. Today pollution and climate
concerns are driving a change away from carbon-based
fuels. The alternative zero carbon energy carriers
present significant practical constraints.
Unfortunately, most of these zero carbon energy
carriers have significantly lower energy density than
diesel fuels, and they are typically more dangerous. The
use of toxic or explosive fuels onboard ships introduces
additional safety and operational challenges.
Figure 1
Container harbour
At the time, the technology was not competitive with
low-cost coal and fuel oil, and the ships were denied
access to many ports. In practice, cheap fossil fuels and
the absence of international regulatory frameworks
prevented these otherwise successful projects from
achieving commercial viability. Since then, fuel oils
have continued to dominate the world fleet.
These early efforts answered whether nuclear
propulsion works. They did not answer under what
conditions it can work commercially.
Sevmorput (1988), which remains in operation, should
also be mentioned, along with Russia’s expanding
nuclear icebreaker fleet. These vessels, however,
function primarily as governmental infrastructure
rather than as part of commercial shipping.
Commercial nuclear propulsion is not primarily a
reactor­ technological problem – it is a systems-ofsystems
problem spanning technology, regulation,
finance, and human organisation.
With lower energy density, a ship will need significantly
more space for fuel than a HFO-fuelled ship. For
context, below is a comparison of data for relevant
alternative fuels:
Energy/
Volume
Engine
Efficiency
Useable energy/
Volume
Heavy Fuel Oil ~35-36 MJ/L ~0,49 ~17,4 MJ/L
Methanol ~15-16 MJ/L ~0,44 ~6,8 MJ/L
Ammonia ~11-12 MJ/L ~0,40 ~4,6 MJ/L
Table 1
Technical data and efficiency of fuels
used in large propulsion engines
To illustrate we may consider an ultra-large Container
Vessel using Ammonia:
Such a vessel has the capacity to carry ~15-
20.000 tonnes of fuel oil, and could burn roughly
5000 tonnes on one trip from East Asia to Europe.
The tank capacity allow freedom to not have to
re-fuel if the price is higher than normal. Close to
Ausgabe 2 › März

Fuel
25
Another recognized report claims: “To achieve the
IEA’s Net Zero Emissions by 2050 scenario we would
need an 18-fold increase in the world’s existing
renewable production capacity. Shipping would
require the equivalent of one of these worlds to meet
its own renewable energy needs.” – Hence, the largescale
global use of synthetic fuels for shipping appears
challenging under current assumptions.
Figure 2
NS Savannah
Nuclear power does have both the energy and the
energy density to replace diesel oils, -by many orders
of magnitude.
Considering space, nuclear is also promising.
Detailed and verified designs for nuclear power and
energy conversion islands in commercial ships are of
limited availability. Optimistic estimates do, however,
indicate that such installations may not take more
space than engine rooms in traditional ships. Final
solutions including safety systems and shielding
structure may contribute to stretching this, though
probably not to a great extent.
Figure 3
Ammonia tanks
4 times the fuel capacity would be needed for
Ammonia and 2-3 times for methanol.
In addition, these alternative fuels require cofferdams
and special considerations for safety and/or
thermal insulation, meaning that we could need 1,5
times more total volume due to lost net volume.
We are then close to 6 times the volume of the
original HFO tanks.
This will both require more space, and it will reduce
carrying capacity for cargo. The ship would have
to be significantly larger to hold the same amount
of cargo. Increasing the space onboard for fuel
from 20.000 to 120.000 m3 equals more than two
heights of containers in the full length and breadth
of the cargo space.
A comparison for context: A popular engine for the
ultra­ large container vessels is the Wärtsilä-Sulzer
RTA96-C. The engine delivers ~84 MW shaft power. The
dimensions of the engine alone are: (LxH) 26,7 x 13,5 m,
a breadth of several meters and weighs more than
2000 tonnes. The engine room is occupied by a
multitude of supporting systems and equipment,
making the engine room itself significantly larger than
the engine.
Today there are many modern small nuclear reactors
under development, and many of these aim to provide
very simple-to-operate solutions, safe operations and
hopefully, lower cost than we have lately seen in
nuclear.
A few smaller ships with limited trade area have
nevertheless been built for fuels like methanol,
hydrogen and ammonia, and more are underway.
Production of such energy carriers require huge
amounts of electric energy, – much more than is
available today. Estimates have been made, showing
that in order to convert our fleets to such synthetic
fuels will require increasing the production of electric
energy on land significantly.
One estimate suggests that electric energy production
in Europe and North America combined would need to
increase by a factor of 4 – 5.
Figure 4
Wärtsilä Sulzer RTA96-C
Vol. 71 (2026)

26
Fuel
Increasing taxes are today added to use of fossil fuels,
in order to support the shift away from fossil fuels. This
makes alternatives like nuclear more competitive.
Ships in such trades that require high fuel consumption
will find that nuclear power may be economical. This
economic driver alone may be sufficient to make
nuclear-powered commercial ships a practical reality
for specific segments.
It is however not simply a task of replacing the engineinstallation
with a nuclear installation. Differences in
operative or regulatory requirements will affect the
solutions.
How would such a ship be designed?
What makes them stand out from ordinary ships?
And how do they fit in the existing nuclear
regulatory landscape?
Nuclear power in in commercial ships will be a stress
test for nuclear governance.
In order to be economically viable, commercial ships
will need solutions that are exceedingly simple
compared to traditional power plants. They still have
to be sufficiently safe and safe-guarded.
How can we make sure that the fuel is sufficiently
safeguarded when ships enter harbors all over the
world? Addressing this, we may see that in the early
years, only some special shipping corridors and
harbors will be approved for nuclear ships. We may
also see that ships operating year-round in remote
regions could be easier to certify for nuclear propulsion
due to significantly limited harbour-concerns.
Existing proposals for establishing sufficient safeguards
include reactors that contain “hard-to-steal”
fuel, “tamper-safe” reactors, fuel that is easy to account
for, and sealed reactor compartments. On a side-note:
In a ship, in some cases safeguards might become
subordinate to safety requirements.
The International Maritime Organization is currently
discussing how to update the rules for nuclear power.
Rules to be amended include SOLAS (Safety of Life at
Sea), MARPOL (Marine Pollution), STCW (Standards of
Training, Certification and Watchkeeping) and the IMO
Resolution A.491. These rules were made decades ago
Figures 5 & 6
IAEA logo and IMO logo
and regarding nuclear they are in many ways outdated.
Typically, the existing rules consider LWRs only, and
are very thin on some topics that are today addressed
with greater concern. Weaknesses of existing rules
include outdated technology, prescriptive approach,
limited scope and gaps in requirements to crew
training.
It is important that the rules make a good combination
of maritime safety and nuclear safeguards as well as
operational considerations. Operation of a ship is often
very different from the operational situation of a
terrestrial NPP.
Nuclear power has been utilized in military ships and
icebreakers for generations. Significant accumulated
experience has been gathered through these years,
underpinning that nuclear is an extremely safe
technology, and there have been nearly zero serious
incidents related to the nuclear systems onboard.
The nuclear power industry is accustomed to refuelling
parts of the inventory of the reactor every 18 – 24 months
or so. The economy of commercial ships is sensitive
to interruptions, and such frequent refuelling would
be disastrous to the operation. This is even more of a
challenge than one might think due to a range of
considerations:
1) A nuclear-powered commercial ship must be
competitive to all other ships in the same trade.
Otherwise, it will not become a reality. A nuclearpowered
ship will cost significantly more in investment
than a traditional ship. This added cost will
have to be compensated by similar reduction of
costs of operation in combination with increased
turnover from operation. To have the ship off hire,
meaning that it is not in operation and not earning
money, must be kept at an absolute minimum.
2) Refuelling of ships will only be possible to do in one
of very few specialized and licensed shipyards
around the world. The traditional nuclear industry
is well aware of the implications of refuelling. A
terrestrial NPP is however designed for allowing
such refuellings to be more or less practical. And all
NPPs do it.
A nuclear powered commercial ship is however in
strict competition with traditional ships. Frequent
and lengthy refuellings must be avoided by design.
A refuelling requires powering down the reactor
for a sufficiently long time to reduce the heat
generation in the fuel, so that it can safely be
transferred from the reactor to a transport cask.
For some small reactors, the designers consider
replacing the entire reactors rather than refuel
them on site. Staying at minimum power for
cool-down, combined with a lengthy operation of
preparing to open the reactor for extraction of fuel,
actually removing the fuel, and then placing fresh
Ausgabe 2 › März

Fuel
27
Figure 7
RITM-200 reactor
Figure 8
Visionary Remote Reactor Control Room
fuel and then prepare for new start, will be a
lengthy operation.
Unless an ingenious way of refuelling in short time is
developed, the reactor of a nuclear powered ship
should be able to operate for many years, preferably
only need to be refueled once or maximum 2 or 3 times
in the lifetime of the ship (10 – 20 years reactor
operation).
Availability of competent crew for ships is already an
issue for traditional ships. While we may see that
nuclear power could initiate a trend towards larger and
faster ships, where one nuclear powered ship may
replace two or more traditional ships, there cannot
be equal requirements for number of personnel to
operate the reactors as for terrestrial power plants.
This would quickly become a critical bottle neck
where crew will become scarcity and increasing cost.
The crew, or at least parts of the crew will need
additional training, and some may also need dedicated
reactor operation certification. If crew requirements
escalate to those of terrestrial NPPs, it will signifi cantly
challenge the possibility for nuclear in all but a very
few ships.
Today a ship typically has a Machinery Department
that rotate shifts to monitor and carry out maintenance
or repair. There is typically one Chief Engineer, a 1 st
Engineer and a team of 2 nd and 3 rd engineers and
motormen. This standard organization has been built
through generations of experience operating steam and
engine propelled ships. On a nuclear powered ship,
several tasks will no longer be there, and an entirely
different reactor system is introduced.
It is the intention of many SMR concepts to simplify
designs with more automation and built around a
passive safety system. At a terrestrial NPP there can be
large teams that carry out a vast set of operations. How
realistic it actually is to significantly reduce the
manpower of the reactor- and machinery department
is not sure. The conclusion of this will be a crucial
factor for how attractive nuclear power will be in
commercial shipping.
This will likely be settled together with final certifications
of the reactor-systems.
One proposed but still speculative solution could, if
permitted, allow a compact crew onboard. The proposal
introduce novel, centralized control stations on land.
Competent operators would from “control-towers” on
land in real time monitor all operational data of every
reactor at sea. This might be practically possible, using
todays satellite communication and VPN connections.
Onboard the ships there could be two certified operators
that are competent to intervene reactor functions
in agreement with the control stations on land. Other
crew would be trained to handle emergency situations
and support the experts only. This solution would
remove the need for large crew, limiting the challenge
of crew availability and cost.
However, this type of arrangement would introduce
other challenges, and to evaluate it would require
answering a host of known and not-yet-known
questions. We can already today see how state actors,
or highly skilled actors operating on behalf of
malevolent regimes are breaking into critical control
systems of our modern, connected societies. Up till now,
nuclear power plants have usually been controlled by
offline legacy systems. This has safeguarded against
such threats. Potentially, new quantum-encrypted
VPNs could be used with sufficient safety.
It is however an established belief of some in the
emerging maritime nuclear eco-system that for a
nuclear solution to be viable for commercial maritime,
it must be monitored from land, with a limited
number of crew onboard. Whether this would become
a permitted reality or not remains unknown for now.
Regardless, reactor systems for commercial ships must
however be designed in such a way that a compact
crew could potentially be permitted.
While there are still no updated rules regarding what
will be required from a reactor system for commercial
shipping, we therefore do not yet know what types of
reactors will be approved.
Vol. 71 (2026)

28
Fuel
The “Nuproship” project, a project run by the Norwegian
University of Technology, NTNU has put in significant
work to analyze this question. By applying cautious and
sound assumptions and requirements, the Nuproship
project has filtered more than 100 existing concepts in
order to find the most probable candidates.
Emphasis has been put at filtering the concepts based
on inherent safety and several other requirements
that were deemed to make approval easier or more
challenging. The Nuproship project concluded with
three assumed approvable technologies, namely the
Molten Salt Reactor, the Gas Cooled Reactor and the
Lead Cooled Reactor. Both the prior ones using Triso
fuel.
Coming back to the requirement of using only the most
simple to control and walk-away safe solutions it seems
to be mutually agreed among known initiatives that a
LWR reactor will not be relevant, as it has the (however
small) potential to become too hot and rupture due to
pressure. The possibility of operating low-pressure
MSRs or LFRs may also significantly reduce cost and
lead-time of the nuclear islands.
As time will show what specific requirements will
actually be imposed, the considerations of NTNU with
partners are for now largely sound.
Figure 9
Nuproship
Solutions for transferring power from the reactor to
the propellers must be considered.
Options are to use either direct steam turbines on
a reduction gear, or using turbo-generators and
electric propulsion. Using a steam/electric drivetrain
seems most practical for commercial ships. It makes
maneuvering at various speeds more convenient, while
also providing abundant electric power for thrusters
and other power needs onboard (i.e. reefer containers
for frozen products).
rather than pay the premium of custom design
solutions.
Typically the largest ships for carrying ore, crude
oil, LNG, -and also the large cruiseships are such
candidates.
Smaller ships with power requirements in the range of
5 – 20 MW may consider very compact Gas Cooled
reactors combined with even more compact turbines
operating with Supercritical CO₂ in the secondary loop,
rather than steam. These turbines come with the
benefit of very compact design.
Responsibility for reactors, fuel and
decommissioning
Nuclear power will not be permitted without a robust
regime for responsibility and handling of used fuel and
for decommissioning. Frameworks for how this shall
be regulated are still being shaped. The nuclear system
including refueling through the life of the ship and final
decommissioning is likely to cost significantly more
than a standard ship in itself.
One of the models being discussed is that a “Licensed
Company” is established for this purpose, being the
certified owner of the reactor and fuel of ships.
( Potentially for all ships, pending final choice of
solution). This Licenced Company would need sufficient
capital to cover safe disposal of the used fuel and
to execute the decommissioning at the end of the ships
life.
The Ship Owner would enter a form of leasing agreement
with that Licensed Company that through the life
of the ship cover the costs with interest.
One specific reactor producer has expressed intent to
run the used fuel from their own reactors through a
recycling process. The recycled materials would be
used to refuel their reactors, in effect creating their
own proprietary Closed Fuel Cycle. The tails from the
recycling would be placed in DGRs.
There are already several existing solutions that may
be applicable as they are, possibly needing to add only
approval for maritime use.
All ships with large fuel consumption may be good
candidates for nuclear power. Introducing similarly
rated nuclear power as a replacement for solutions
used today could be profitable, and it would drastically
cut emissions. Aside from the nuclear island and to
some extent the power conversion island, these ships
would benefit from the ability to pick existing solutions
Figure 10
Gerald R Ford
Ausgabe 2 › März

Fuel
29
A potentially new frontier
Today the largest container ships operate at a speed of
~22 knots. Several years back when fuel oil was more
affordable, the largest ships operated at ~27 knots. A
few ships were built for even higher speeds. Cost of fuel
has forced ships to reduce speed.
Nuclear may encourage even higher speeds than
earlier.
Nuclear brings immense power potential. Combined
with the comparable affordability of fuel this potential
may give incentive to utilize higher speeds. This will
at some point introduce the need of developing
propulsion solutions for significantly higher powerrating
than used today. Existing ships that operate at
such speeds and power today are already operating at
nuclear power, -namely the US aircraft carriers. The
largest of these ships are at a length of 337 meters and
a hull breadth of 41 meters, and have a classified
maximum speed, assumed to be above 35 knots. Cost
and business-cases will be the foundation for designchoices,
as always.
The ultra-large nuclear powered container vessels
of tomorrow have the potential to be built for similar
speed as the aircraft carriers. A theoretic example
could be ULCVs carrying in excess of 30 000 TEUs
(Twenty-foot container equivalents) while having
a length of perhaps 450 meters and breadth of
61,5 meters. The size is mostly limited by the limitations
of the harbors they traffic. Speed will be more limited
by propeller technology than available power.
Exploiting these potentials will come at a premium
cost, though. Propellers and drive-lines of today are
not sufficient, and the ship hull strength will be subject
to both detailed studies and significantly added weight
of steel.
Counting small and large, and considering only
the technology and potential economy, there could
be a vast market for nuclear power for ships. Some
technology­ optimistic estimates mention in the order
of tens of thousands ships. The global commercial fleet
is at the order of 50 – 60.000 ships.
There is however reason to believe the transition
to nuclear could be significantly slower, driven
primarily by regulatory caution and readiness, operator
qualification, and governance constraints rather
than by technology.
Why it may not be the immediate revolution
one might expect
There are strong reasons to support the adoption of
nuclear power in commercial shipping, provided it is
implemented under the right conditions. Technological
optimism is widespread, and the underlying technology
is well understood. However, the successful
introduction of nuclear power in commercial ships
will not be determined by technology alone.
Owners and organisational capability
The potential associated with nuclear power is
compelling, and the technology itself is mature. At the
same time, nuclear propulsion introduces a set of
operational, organisational, and governance requirements
that go well beyond those faced by conventional
ships. Not all shipowners will be able, or permitted, to
operate such vessels.
Over the past decades, the nuclear industry has been
required to adhere to exceptionally high standards
of professionalism, responsibility, and accountability
in order to maintain public trust and regulatory acceptance.
These standards are significantly more demanding
than those applied in most other industries.
For nuclear-powered commercial ships to be acceptable,
maritime operators will need to demonstrate a
comparable level of organisational maturity and
long-term commitment. The nuclear sector cannot
afford to import maritime risk cultures that have
evolved under fundamentally different regulatory and
economic incentives.
While the maritime industry is generally safe and
professional, it has historically optimised for different
risk profiles. There are many highly responsible actors,
but also operators whose organisational structures and
priorities would be incompatible with the requirements
of nuclear governance. A maritime nuclear
operator would therefore need not only to meet high
standards at the point of entry, but also to guarantee
the ability to sustain them over time.
These considerations are likely to limit the near-term
applicability of nuclear power, particularly for smaller
ships and smaller owners.
Figure 11
MMG Propeller
Some technology-driven scenarios assume that nuclear
propulsion could be deployed broadly wherever a
Vol. 71 (2026)

30
Fuel
nominal business case can be demonstrated. In
practice, however, regulatory requirements and
organisational expectations may significantly narrow
this field once formal frameworks are established.
Over time, successful and flawless operation may
encourage regulators and the public to allow broader
adoption. However, nuclear-powered commercial
shipping will remain highly sensitive to its own track
record. A small number of regulatory violations or a
single serious incident could severely undermine
confidence and halt further deployment.
A further governance challenge concerns financial
resilience. Nuclear-powered ships cannot be allowed
to become orphaned assets. Strict requirements on the
financial strength of nuclear ship operators will be
essential. While bankruptcies are a reality in commercial
shipping, robust mechanisms must be in place to
ensure that responsibility for continued safety and
oversight is never compromised, even in cases of
financial distress.
Liability, insurance, and responsibility
For terrestrial nuclear power plants, clear liability and
insurance regimes exist, supported by their stationary
nature and unambiguous national jurisdiction.
Commercial nuclear-powered ships present a fundamentally
different challenge.
Until these questions are addressed through coherent
international frameworks, liability and insurance
considerations, together with high capital costs, are
likely to constrain the number of nuclear-powered
commercial ships for many years to come.
Conclusion
Regulatory processes and the development of practical
solutions adapted to the requirements of commercial
shipping are already underway. The International
Maritime Organization has initiated a review of
Chapter VIII of SOLAS, the Convention for the Safety of
Life at Sea, as well as the Code of Safety for Nuclear
Ships. In parallel, the International Atomic Energy
Agency has established the ATLAS initiative (Atomic
Technology Licensed for Applications at Sea).
The stated objective of these efforts is to identify
common ground between maritime and nuclear
regulatory regimes, either by developing new frameworks
or by adapting and aligning existing ones. The
overarching aim is to ensure that security, safeguards,
and safety requirements can be met in a maritime
context, while still allowing nuclear power to be
considered a viable option for commercial shipping.
In support of this process, a third non-governmental
organisation has been established: NEMO, the Nuclear
Energy Maritime Organization. Through the participation
of classification societies, industry stakeholders,
and academic institutions, NEMO provides a forum
with broad, cross-sector competence, intended to
facilitate dialogue and coordination between traditionally
separate domains.
Figure 12
Nuclear Submarine
Figure 13
NEMO logo
Military nuclear vessels fall under the responsibility
of the owning state. Commercial ships, by contrast,
rely on commercial insurance arrangements while
operating across multiple jurisdictions. Existing international
frameworks, such as the Vienna and Paris
Conventions, were not designed with mobile nuclear
installations in mind.
Key questions remain unresolved. How should thirdparty
risk be covered for a nuclear-powered vessel
operating internationally? To what extent would
responsibility rest with the flag state, and how would
this interact with the obligations of port states? How
should liability be allocated in the event of an incident
occurring in international waters or foreign harbours?
It will take time before revised and harmonised regulations
are in place. Nevertheless, nuclear­ powered
commercial ships are increasingly positioned to
become a regulated reality, potentially sooner than
might previously have been assumed. Nuclear power
is currently the only scalable option with the potential
to deeply decarbonise large segments of the global fleet,
and for certain ship types and operating profiles it may
also prove economically attractive.
At the same time, operational complexity and stringent
regulatory and organisational requirements will raise
the threshold for participation. In the foreseeable
future, this is likely to limit nuclear propulsion to a
relatively small number of operators with the
Ausgabe 2 › März

Fuel
31
necessary technical capability, financial strength, and
governance maturity. As a result, maritime nuclear
operators can be expected to form an exclusive
group, defined as much by organisational quality and
compliance culture as by technology itself.
The final judge of what will become allowed in the
future is the public. The public may be initially wary,
though nuclear today benefits from improving public
opinion. It will be the responsibility of the Ship Owners,
the Industry and the Regulatory Authorities to facili tate
continued public support through flawless operation.
engines across the global fleet within the lifetime of
today’s professionals. Adoption is more likely to follow
a gradual and selective path, driven by economic
suitability, operational profile, and the presence of
highly qualified and financially robust operators.
In this sense, commercial nuclear shipping could be
viewed as a potential catalyst. Its greatest contribution
may lie not only in reducing emissions from specific
segments of the maritime sector, but also in demonstrating
new ways of organising, licensing, and deploying
nuclear technology under demanding commercial
conditions.
A look ahead – implications for the existing
nuclear industry
(Author’s perspective)
Looking ahead, commercial nuclear propulsion may
introduce dynamics that extend beyond the maritime
sector itself. While the adoption of nuclear power in
shipping is likely to remain limited and selective
for many years, its implications for the wider nuclear
industry could nevertheless be significant.
In a maritime context, nuclear power would be
deployed in an environment characterised by strong
cost discipline, short project timelines, and intense
competitive pressure. Unlike terrestrial nuclear power
plants, commercial ships operate in markets where
downtime is unacceptable, capital utilisation is critical,
and standardisation has historically been a key driver
of cost reduction. If nuclear propulsion were to gain a
foothold under such conditions, it could place new and
constructive pressure on reactor design philosophies,
licensing practices, and supply-chain organisation.
One possible consequence could be a renewed emphasis
on type-approved, serially produced reactor systems.
In contrast to the largely bespoke nature of contemporary
large nuclear power plants, maritime
applications would favour designs that can be replicated,
installed, and commissioned repeatedly with
minimal modification. Should such an approach prove
successful at sea, it may offer lessons for parts of the
terrestrial nuclear sector that have struggled with cost
escalation and project complexity.
Author
Erlend Hagen
Strategic Architect & Chairman at Traneberget,
Norway
Erlend@traneberget.no
Erlend Hagen has 27 years of experience from the
maritime industry across ship design, project management,
and international operations in Europe and
Asia. He focuses on the strategic and systemic deployment
of nuclear energy, with particular emphasis
on enabling safe, commercially viable maritime
nuclear propulsion and on developing frameworks
for a European closed nuclear fuel cycle. Hagen combines
deep technical understanding with a systemsoriented,
practical, and commercial perspective
Over time, a maritime nuclear market could also
contribute to the development of industrial capabilities
and supply chains capable of delivering large numbers
of similar units. In a scenario where hundreds, or
even thousands, of reactors are produced to common
standards, learning effects and economies of scale
could emerge that have largely eluded the nuclear
industry in recent decades. Such developments, if
realised, might feed back into land-based applications,
improving competitiveness and reducing financial risk.
At the same time, it is important to maintain realistic
expectations. Even under favourable conditions,
nuclear propulsion is unlikely to displace combustion
Vol. 71 (2026)

32
Aus den Unternehmen
Nicole Koch übernimmt Geschäftsführung
von KernD, INFORUM und KTG
Berlin, 1. Februar 2026 – Zum 1. Februar 2026 übernimmt Nicole Koch die Geschäftsführung
von Kerntechnik Deutschland e. V. (KernD), der INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft
mbH sowie der Kerntechnischen Gesellschaft e. V. (KTG). Mit dieser personellen
Entscheidung werden zentrale Funktionen der kerntechnischen Verbands-, Fach- und
Kommunikationsarbeit in einer Hand gebündelt.
KernD setzt sich für eine wissenschaftlich fundierte
und sachorientierte Positionierung der Kerntechnik ein.
Mit der neuen Geschäftsführung soll die Sichtbarkeit des
Verbandes weiter ausgebaut, der fachliche und gesellschaftliche
Dialog intensiviert und die Mitwirkung an der
Gestaltung geeigneter Rahmenbedingungen für einen
möglichen Neustart der Kernenergie in Deutschland
gestärkt werden.
Nicole Koch
© Sylviane Brauer
Nicole Koch verfügt über mehr als 20 Jahre Erfahrung
in der Kerntechnik und bringt umfassende fachliche,
organisatorische und kommunikative Expertise mit.
In einem kerntechnischen Unternehmen war sie in
verschiedenen Stabsfunktionen tätig, unter anderem als
Patentverantwortliche und Kommunikationsbeauftragte.
Seit 2019 arbeitet sie in zentralen Funktionen für
KernD und KTG und hat deren Arbeit maßgeblich mitgestaltet.
Dazu zählten unter anderem die Redaktion
der atw – International Journal for Nuclear Power, das
Veranstaltungsmanagement von KernD und KTG sowie
Aufgaben in der strategischen Kommunikation und
Öffentlichkeitsarbeit. In dieser Zeit hat sie ein breites und
tragfähiges Netzwerk innerhalb der kerntechnischen
Fachgemeinschaft aufgebaut.
Mit der Übernahme der Geschäftsführung von KernD
und INFORUM stärkt der Verband seine Position als
sachliche, fundierte und zukunftsorientierte Stimme der
Kerntechnik in Deutschland und Europa. „Mit Frau Koch
gewinnen wir eine Geschäftsführerin, die fachliche Tiefe,
kommunikative Stärke und langjährige Verbandserfahrung
in idealer Weise verbindet“, sagt Thomas
Seipolt, Vorstandsvorsitzender von KernD. „Sie steht für
Kontinuität ebenso wie für die Weiterentwicklung
unserer Arbeit auf nationaler und europäischer Ebene.“
Parallel übernimmt Nicole Koch die Geschäftsführung
der Kerntechnischen Gesellschaft e. V. und folgt damit
Dr. Thomas Behringer, der dieses Amt seit 2019 innehatte.
Die KTG ist die zentrale wissenschaftlich­ technische
Fachgesellschaft der Kerntechnik in Deutschland und
engagiert sich insbesondere für Wissensaustausch,
Nachwuchsförderung und Kompetenzerhalt. In den
vergangenen Jahren hat Nicole Koch diese Arbeit bereits
eng begleitet und insbesondere bei der Etablierung
neuer Veranstaltungs- und Austauschformate gewirkt.
Mit ihrer hohen Identifikation mit den Zielen und Werten
der KTG soll die fachliche Arbeit des Vereins kontinuierlich
und zukunftsorientiert weiterentwickelt werden.
Nicole Koch erklärt:
„Eine sichere und klimafreundliche Energieversorgung
erfordert vor allem eines: Realismus. Der Blick zurück
zeigt, welchen Beitrag Kernenergie über Jahrzehnte
geleistet hat, und der Blick nach vorn macht deutlich,
dass es dauerhaft nicht ohne sie im Energiemix gehen
wird. Mein Ziel ist es, die beiden Verbände als starke,
verlässliche und europäisch vernetzte Stimme weiter zu
positionieren und den sachlichen Dialog über die Rolle
der Kernenergie aktiv zu fördern.“
Gleichzeitig danken KernD und KTG Dr. Thomas
Behringer herzlich für seine langjährige, engagierte
und verlässliche Tätigkeit. Er hat beide Organisationen
über viele Jahre hinweg begleitet, geprägt und weiterentwickelt.
Mit seinem Eintritt in den Ruhestand endet
eine prägende Phase der Verbandsarbeit. Für seinen
neuen Lebensabschnitt wünschen ihm Vorstand und
Mitglieder alles Gute.
Ausgabe 2 › März

Energy Policy, Economy and Law
33
Die European Industrial Alliance on SMR
und ihre Arbeits gruppenprojekte –
Beschreibung und aktueller Stand
› Nicolas Wendler
Seit im März 2024 eine Auftaktveranstaltung der European Industrial Alliance on Small
Modular Reactors (SMR) stattgefunden hat, wurde die Arbeit in der Industrie allianz
rasch organisiert und fokussiert. Die Generalversammlung hat zweimal, der Steuerungsrat
sechsmal getagt, zuletzt im Oktober 2025. Es wurden acht Technische Arbeitsgruppen
eingerichtet sowie acht Projektarbeitsgruppen, die konkreten Vorhaben der Reaktorentwicklung
gewidmet sind und die Unterstützung von den Technischen Arbeitsgruppen bei
den jeweiligen Themen, wie Lieferkette oder Finanzierung erhalten können. Die SMR­
Industrieallianz ist Teil der Umsetzung des Net Zero Industry Act (NZIA) der EU, der SMR als
so genannte Netto-Null-Technologie (bezogen auf die Emission von Treibhausgasen) einstuft,
wodurch die NZIA-Plattform für die Beschleunigung von SMR-Projekten nutzbar gemacht
werden kann. Die Europäische Kommission stellte in der Ankündigung der Industrieallianz
stark auf das Klimaziel für 2040 und den Pfad zur so genannten Klimaneutralität in Verbindung
mit einer nachhaltigen, gerechten und wohl habenden Gesellschaft ab.
Klar ist aber, dass die kontinuierliche, planbare Bereitstellung
von Strom und Wärme für bestehende
in dustrielle Anwendungen sowie für neue, zusätzliche
Verbraucher im IT-Sektor maßgeblich für die Steigerung
der Wettbewerbsfähigkeit europäischer Unternehmen
und Standorte sein wird. Das gilt ebenso für
die Aufrechterhaltung von Versorgungssicherheit und
Netzstabilität, alles Aspekte, die in der Kommunikation
der Kommission leider häufig zu kurz kommen. Die gut
zu bevorratende, steuerbare und lokalisierte Stromund
Wärmeerzeugung aus Kernreaktoren wird auch
die Energieinfrastruktur robuster machen sowie die
Energieunabhängigkeit Europas deutlich verbessern.
Das gilt insbesondere dann, wenn auch in Zukunft
die Anlagen und Unternehmen des Kernbrennstoffkreislaufs
eine souveräne technologische und industrielle
Basis der Kernenergie in Europa bilden, was
im NZIA ausdrücklich vorgesehen ist. Bestenfalls
kann dies noch ergänzt werden um eine Wiederbelebung
des Uranbergbaus wie sie in Schweden
mit Aufhebung eines entsprechenden Verbots zum
1. Januar 2026 angestrebt wird. Auch in Spanien, wo
ein Projekt wegen verweigerter Genehmigung vorläufig
zum Stillstand gekommen ist, sowie in Grönland
und Finnland – über das bestehende Projekt hinaus –
wäre dies möglich. Am Nexus von Energie und IT, KIund
Cloud­ Rechenzentren sowie der erforderlichen
zuverlässigen Bereitstellung von großen Strommengen
befindet sich die SMR-Technologie im Hinblick
auf Unabhängigkeit und Souveränität sogar an einer
Schlüsselstelle, die darüber entscheiden kann, ob
Europa ein eigen ständiger wirtschaftlicher und
politischer Akteur bleiben kann, oder zu einem
technischen, wirtschaftlichen und regulatorischen
An hängsel externer Mächte wird.
Im Folgenden sind die SMR-Projekte, die in den
acht Projektarbeitsgruppen verfolgt werden und im
November 2025 bestätigt wurden, kurz beschrieben.
Es tritt dabei deutlich zutage, dass im SMR-Bereich
inzwischen eine große Dynamik herrscht und gerade
in den vergangenen zwei, drei Jahren beachtliche
Fortschritte in Richtung der konkreten Projektumsetzung
erreicht wurden, auch wenn Kanada mit
dem BWRX-300-Projekt am Standort Darlington
der globale Vorreiter bleibt. Dies gilt auch für die
drei Generation IV-Projekte im Rahmen der Projektarbeitsgruppen.
Besonders die Entwicklungsvorhaben
bleigekühlter schneller Reaktoren schreiten im
Vergleich zu früher in raschem Tempo voran und in
einer sehr positiven und produktiven europäischen
Vernetzung sowohl bei der technologischen als auch
bei der regulatorischen Entwicklung.
Vol. 71 (2026)

34
Energy Policy, Economy and Law
Nuward (EDF)
Das Nuward-Konzept ist ein Druckwasserreaktor in
zwei Modulen in einem Gebäude mit zusammen
1.150 MW thermischer Leistung und bis zu 400 MW
elektrischer Leistung sowie 115 MW auskoppelbarer
thermischer Leistung (Gesamtwirkungsgrad ca. 45 Prozent).
Das Design befindet sich gegenwärtig in Revision,
mit dem Ziel, das Konzept mit bewährten Komponenten
und den etablierten Lieferketten zu realisieren.
Das geänderte Design mit obigen Rahmendaten wird
Mitte 2026 erwartet. Für die künftige Bauzeit gilt eine
Zielgröße von 4 Jahren.
Die französische Regierung unterstützt die Ent wicklung
mit 300 Millionen Euro aus Mitteln von France 2030
zur Förderung der SMR-Entwicklung. Seit 2022 ist das
Nuward-Konzept Gegenstand einer Joint Early Review
durch die Aufsichtsbehörden ASNR (F), STUK (FIN) und
SUJB (CZ) sowie die technischen Expertenorganisation
SURO (CZ). Die zweite Phase des Joint Early Review
(JER), an dem sich auch die Aufsichtsbehörden PAA
(PL), SSM (S) und die ANVS (NL) beteiligt haben, wurde
ebenfalls erfolgreich im Dezember 2025 abgeschlossen.
Obwohl im Rahmen technischer Fragestellungen
diskutiert wurde und es auch Feedback des Herstellers
gab, lag das Hauptaugenmerk auf der Behördenzusammenarbeit
und regulatorischen Konvergenz. Es
wurde festgestellt, dass es zwar Unterschiede in der
Herangehensweise an sicherheitstechnische Fragestellungen
und die Umsetzung von Sicherheitsanforderungen
gibt, diese selbst aber nicht zu Divergenzen
zwischen den Behörden führen. Als schwieriges Thema
hat sich in der JER die Auslegung gegen Flugzeugabstürze
erwiesen, da die zugrunde liegenden Lastannahmen
jeweils Verschlusssache sind. Inzwischen
wurde die dritte Phase der JER begonnen, der sich auch
die Aufsichtsbehörden FANC (B) und ISIN (I) angeschlossen
haben. Die gesamte JER soll bis Ende 2026
abgeschlossen sein und soll der französische Aufsichtsbehörde
Grundlagen hinsichtlich der Harmonisierung
von Sicherheitsanforderungen und Genehmigungsprozessen
für neue Reaktortypen liefern.
Es besteht eine Vereinbarung zwischen der polnischen
Energiehandelsgesellschaft Respect Energy und EDF
zur Entwicklung von Nuward-Anlagen in Polen.
EDF, der italienische Stromversorger Edison, Anslado
Nucleare und der Verband der italienischen Stahlindustrie,
Federacciai, kooperieren hinsichtlich der
Möglichkeiten, in Italien SMR mit Nuward-Technologie
zu errichten.
Nuward soll zur Standortversorgung (Strom/Wärme),
als Ersatz für fossile Kraftwerke und für neue Anwendungen
(Wasserstofferzeugung, Fernwärme) eingesetzt
werden.
European BWRX-300 SMR (OSGE)
Der BWRX-300 von GE Vernova ist ein Siede wasserreaktor
mit 870 MW thermischer und 300 MW
elektrischer Leistung. Er wurde auf Basis des ESBWR
von GE/Hitachi konzipiert und hat im April 2025 eine
Genehmigung der kanadischen Aufsichtsbehörde CNSC
erhalten, im Mai 2025 die standortbezogene Baugenehmigung.
Bei der NRC ist er seit 2019 im Genehmigungsverfahren.
Der US-amerikanische Kunde
Tennessee Valley Authority hat im Juli 2025 zusätzlich
eine Errichtungsgenehmigung für den Standort Clinch
River beantragt. Der Reaktortyp ESBWR, von dem
der BWRX-300 abgeleitet ist, verfügt bereits über eine
NRC-Zertifizierung ebenso wie die für beide Typen
geeigneten Brennelemente.
Der GE Vernova Hitachi BWRX-300 SMR ist Gegenstand
einer exemplarischen regulatorischen Zusammenarbeit
zwischen CSNC (CN), NRC (USA) und ONR (UK)
für den Bereich SMR.
Am Standort Darlington in Kanada werden vier Einheiten
BWRX-300 als Erstprojekt errichtet. Die Kosten
belaufen sich auf 13 Milliarden Euro oder 10.800 Euro/
kW, die erste Einheit soll 2030 fertiggestellt werden.
Der erste Block soll 3,8 Milliarden Euro kosten zuzüglich
Maßnahmen, die für alle vier Blöcke zusammen
Cutaway of the BWRX-300 SMR design
© GVH
Bauvorbereitende Arbeiten BWRX-300
am Standort Darlington Canada – GEV BWRX-300
© OPG
Ausgabe 2 › März

Energy Policy, Economy and Law
35
benötigt werden und eine Milliarde Euro kosten. Die
weiteren drei Blöcke sollen dann durchschnittlich
2,7 Milliarden zusätzlich kosten. Es liegen für den
ersten Block Errichtungsgenehmigungen der Provinzregierung
und der CNSC sowie eine abgeschlossene
Umweltverträglichkeitsprüfung für das Gesamtprojekt
vor. Baugrundvorbereitende Arbeiten sind abgeschlossen,
Ausschachtungen für Reaktorgebäude und
Turbinenhalle teils weit fortgeschritten und die
Vorfertigung von Bodenplatten und sonstigen Fundamenten
hat begonnen.
In Europa werden derzeit Projekte in Polen (OSGE,
sechs Standorte ausgewählt, bis zu 24 Anlagen, erster
Standort Włocławek mit vier Reaktoren), Estland
( Fermi Energia, 2 Anlagen), Schweden (Ringhals­
Vattenfall, Fortum), Finnland (Fortum) und in der
Tschechischen Republik geplant. Das von Fortum
unterstützte Projekt von Kärnfull Next in Schweden
sieht die Errichtung von vier bis sechs Einheiten im
südschwedischen Karlshamn vor. Auch Standorte
südlich Stockholms werden geprüft. Der finnische
Stromerzeuger Fortum hat im Juli 2025 eine Vereinbarung
über Vor-Lizenzierung und die Planung
standortvorbereitender Maßnahmen mit GE Vernova
für die geplanten Standorte in Finnland und Schweden
abgeschlossen, an denen BWRX-300 Anlagen in den
2030er Jahren in Betrieb gehen sollen.
Ein BWRX-300 wird darüber hinaus in den USA geplant
(Clinch River Site, Oak-Ridge, TVA). In UK befindet sich
der BWRX-300 im Generic Design Assessment (GDA)
(Schritt zwei im Dezember 2025 abgeschlossen).
Der BWRX-300 wird für die allgemeine Stromversorgung,
als Ersatz für Kohlekraftwerke und zur
industriellen Standortversorgung (Strom/Wärme)
projektiert.
Rolls-Royce SMR (Rolls-Royce SMR Ltd)
Der Rolls Royce SMR ist ein Konzept eines Druckwasser­
SMR mit 1.385 MWth und 470 MWel Leistung. Er ist
neben dem Status eines weiterverfolgten Projekts in
der EU SMR-Industrieallianz eines von vier Angeboten,
die im Auswahlverfahren von Great British Energy –
Nuclear ausgewählt wurden. Das Design hat im
April 2023 den Schritt eins des britischen GDA abgeschlossen,
im Juli 2024 den zweiten Schritt. Derzeit
läuft Schritt drei mit dem höchsten Detaillierungsgrad
im GDA-Prozess.
Der RR-SMR wurde im Auswahlverfahren von
Vattenfall für den Standort Ringhals neben dem BWRX-
300 für die letzte Stufe zugelassen. Für Tschechien
haben RR-SMR und CEZ eine Vereinbarung zur
Er richtung von bis zu 3 GW Kapazität abgeschlossen,
die auch eine Partnerschaft zur Einbeziehung
tschechischer Unternehmen in die globale SMR-Lieferkette
von Rolls Royce beinhaltet. Erster Standort soll
Temelin werden. Kürzlich war eine Kooperation beim
Rolls Royce SMR Haupteingang
© Rolls Royce plc
Rolls Royce SMR Schnitt
© Rolls Royce plc
RR-SMR auch Gegenstand von Gesprächen des
tschechischen Industrie- und Handelsministers Karel
Havlíček mit Bundeswirtschaftsministerin Katherina
Reiche und dem bayerischen Ministerpräsidenten
Dr. Markus Söder. Das staatliche polnische Unternehmen
Industria hat im Februar 2023 eine Vor­
Vereinbarung zur Energieversorgung eines Wasserstoffclusters
mit einem RR-SMR geschlossen und 2024
eine positive Grundsatzentscheidung der polnischen
Atomaufsichtsbehörde PAA erhalten.
Rolls Royce und Siemens Energy haben im Februar
2025 eine Vereinbarung geschlossen, mit der Siemens
Energy zum exklusiven Lieferanten des Turbine Island
(Dampfturbine, Generator, Hilfssysteme) werden soll.
Es wurde von GE Vernova mit der kanadischen BWXT
ein Vertrag zur Entwicklung der Dampferzeuger und
eine Vereinbarung zur Belieferung der ersten Einheiten
geschlossen.
Der RR-SMR soll als Grundlastkraftwerk, in der Kraft-
Wärme-Kopplung und zur E-Fuel-Erzeugung eingesetzt
werden. 2021 gab Rolls Royce als zu erwartende
Stromgestehungskosten 45 – 50 GBP/MWh an, also rund
52 – 58 Euro/MWh nach damaligem Wechselkurs und
ca. 64 – 71 Euro/MWh (Euro 2025) unter Berück sichtigung
der Inflation in der Eurozone.
Vol. 71 (2026)

36
Energy Policy, Economy and Law
CityHeat (Calogena, Steady Energy)
CityHeat ist ein finnisch-französisches Konsortium zur
Entwicklung und Errichtung von kleinen Fernwärmereaktoren.
Der Steady Energy LDR-50 (FI) ist ein kleiner
Druckwasserreaktor mit 50 MWth, der bei 150 °C und
niedrigem Druck arbeitet. Die kompakten Module
können einzeln oder mehrere unterirdisch in getrennten
Wasserbecken installiert werden. Der Reaktor
arbeitet ohne Pumpen mit Naturumlauf und der
Systemdruck im Primärkreislauf ist niedriger als im
Fernwärmekreislauf. Auch die Notkühlung zur Abfuhr
der Zerfallswärme funktioniert passiv und die Wasservorlage
im Reaktor kann den abgeschalteten Reaktor
über mehrere Monate ohne Eingriff kühlen. Das
französische Calogena-Konzept hat 30 MWth pro Modul
mit einem aktiven Kern von weniger als einem Kubikmeter
Volumen. Auch der Calogena-Reaktor ist unterirdisch
konzipiert, allerdings mit einem Gebäude
oberhalb des Druckbehälters. Auch hier sind Naturumlauf
(bis zum Wärmetauscher zum Fernwärmenetz)
und niedriger Druck von 6 Bar bei unterhalb 110 °C
Betriebs temperatur vorgesehen. Wie bei Steady Energy
wird im sehr unwahrscheinlichen Fall einer Kernzerstörung
auf Rückhaltung im von Wasser umge benen
RDB gesetzt in Verbindung mit Filtersystemen in der
Reaktorhallenlüftung. Beide Konzepte verwenden
übliche UO2-Brennelemente in verkürzter Form.
Steady Energy hat vorläufige Vereinbarungen für
15 Reaktoren in Finnland und plant die Errichtung
einer Pilotanlage auf dem Gelände eines stillgelegten
Kohlekraftwerks in Helsinki. Die Pilotanlage dient
Entwicklungszwecken und wird keinen Kernbrennstoff
enthalten. Ihr Bau hat im Februar 2026 begonnen.
Unter Koordinierung durch die finnische Atomaufsichtsbehörde
STUK wurde im Oktober 2025 ein Joint
Early Review Prozess für den LDR-50 gemeinsam mit
der tschechischen, schwedischen, polnischen und
ukrainischen Aufsichtsbehörde begonnen, dessen erste
Stufe im Mai 2026 abgeschlossen sein soll.
NuScale Powermodule 6-module layout
© NuScale
Die Investition pro Anlage des Serienreaktors soll bei
100 Millionen Euro liegen und die erwartete Betriebsdauer
bei 60 Jahren mit niedrigen Wartungskosten und
Brennelementwechsel alle 2 bis 3 Jahre. Calogena gibt
ebenfalls 60 Jahre Lebensdauer mit einem Brennelementwechsel
(1/8 des Inventars) alle zwei Jahre an.
Steady Energy nimmt neben dem Fernwärmemarkt
auch Meerwasserentsalzung und Niedertemperatur-
Prozesswärme in Industrien wie der Milchverarbeitung,
Brauereien, Textilien und Gewächshausanbau
in den Blick.
NuScale VOYGR SMR (RoPower Nuclear S.A)
Der NuScale VOYGR ist ein modularer Druckwasserreaktor,
mit ursprünglich 55 MWel, jetzt 77 MWel,
von dem bis zu zwölf Module in einem Komplex in
abgetrennten Becken installiert werden können. Das
US-amerikanische Erstprojekt mit sechs Reaktoren und
462 MWel installierter Leistung in Idaho wurde wegen
mangelndem Investoreninteresse vor zwei Jahren
aufgegeben. Die Kosten der Gesamtanlage hätten
sich nach der letzten Schätzung auf 20.000 Dollar/kW
(installiert) belaufen. Zum Vergleich wurde das als sehr
teuer eingestufte Projekt der beiden AP1000 am
Standort Vogtle für rund 14.000 Dollar/kW inklusive
Kapitalkosten und Inflationsanpassung errichtet.
Nach dem Standard Design Approval (SDA) der NRC
für die 55 MW-Version hat NuScale 2025 auch die SDA
für die 77 MW-Variante erhalten. NuScale entwickelt
Systeme zur effizienten Kompression und Überhitzung
von Dampf in Multimodulanlagen, um ein größeres
Spektrum von Dampftemperaturen und -drücken
bedienen zu können.
Calogena SMR Fernwärmereaktor
© Calogena
NuScale ist eine exklusive Vermarktungspartnerschaft
mit dem auf steuerbare Erzeugungsanlagen
(Kernkraft, Erdgas) spezialisierten Energieunternehmen
ENTRA1Energy eingegangen. ENTRA1Energy
hat kürzlich für US-amerikanische Projekte 25 Milliarden
Dollar aus dem Pool der zwischen der japanischen
und der US-amerikanischen Regierungen im Rahmen
der US-Zoll- und Handelspolitik vereinbarten japanischen
Investitionen in den USA erhalten. Damit
Ausgabe 2 › März

Energy Policy, Economy and Law
37
sollen u. a. 6 GW NuScale Module in Zusammenarbeit
mit dem Stromerzeuger Tennessee Valley Authority
(TVA) für Industriestandorte und (KI-)Rechenzentren
errichtet werden.
Das Projekt einer Sechs-Modulanlage (462 MWel)
am Standort eines ehemaligen Kohlekraftwerks in
Doicești in Rumänien und in Zusammenarbeit mit
Nuclear electrica (Projektgesellschaft RoPower) wird
weiter verfolgt. Die Investitionsentscheidung verzögert
sich aber möglicherweise bis 2027. Derzeit wird die
Investorenstruktur zugunsten koreanischer Investoren
verändert. NuScale hatte u. a. mit Doosan Verträge
zur Zulieferung für und die Fertigung von VOYGR­
Modulen abgeschlossen. Das Projekt in Rumänien
wird von den Vereinigten Staaten mit Exportkrediten
und Mitteln der Development Finance Corporation
unterstützt. Als Industriepartner fungiert u. a. Samsung
C&T, die auch bei BWRX-Projekten in Estland und
Schweden Partner sind.
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Vol. 71 (2026)

38
Energy Policy, Economy and Law
In Polen gibt es ein Projekt in Zusammenarbeit mit dem
Rohstoffkonzern KGHM. De facto herrscht allerdings
seit November 2023 (Beendigung des US-Projektes)
Stillstand, obwohl im Juli 2023 für einen Bauantrag für
eine Sechs-Modulanlage eine positive Grundsatzentscheidung
der PAA vorliegt. In Estland wird die
Option NuScale nicht mehr verfolgt, da sich Fermi
Energia für den BWRX-300 entschieden hat.
EAGLES
(Ansaldo Nucleare, SCK-CEN, ENEA, RATEN)
Das Eagles-Konsortium aus dem italienischen Kernindustrieunternehmen
Ansaldo Nucleare, dem
belgischen Kernforschungszentrum SKN-CEN, der
staatlichen italienischen Forschungsagentur ENEA und
dem staatlichen rumänischen Nukleartechnologieunternehmen
RATEN, entwickeln gemeinsam den
schnellen bleigekühlten Reaktor EAGLES-300. Dieser ist
aus dem europäischen Forschungsvorhaben ALFRED
(Advanced Lead Fast Reactor European Demonstrator)
hervorgegangen. ALFRED ist mit 300 MWth und
125 MWel als Pool-Reaktor mit Zwangsumlauf und
hexagonalen Brennelementen mit Oxid-Brennstoff
geplant.
Der EAGLES soll eine Leistung von 300 bis 350 MWel
haben und mit MOX-Brennstoff betrieben werden. Mit
LEANDREA (ab 2034) in Belgien als Technologiedemonstrator
und ALFRED (ab 2036) in Rumänien als
Pilotanlage sind zwei Meilensteine vor der geplanten
Kommerzialisierung des EAGLES-300 Reaktors ab 2039
vorgesehen. Zwei wichtige Experimentiereinrichtungen
für die Konzeption und Errichtung von ALFRED,
ATHENA (Advanced Thermo-Hydraulics Experiment
for Nuclear Application), eine thermohydraulische
Testanlage für Großkomponenten des Flüssigbleikreislaufs
in Originalgröße mit 2,2 MW elektrischer
Leistung und einem Bleiinventar von rund 80 Kubikmeter,
also rund 900 Tonnen Blei und das chemische
Analyselabor ChemLab sind fertig gestellt und müssen
noch in Betrieb genommen werden. Für vier weitere
Experi mental einrichtungen, ELF (Electrical Longrunning
Facility) für Dauer- und Zuverlässigkeitsuntersuchungen
unter Primärkreislaufbedingungen
mit 10 MW elektrischer Heizleistung, HELENA-2, ein
thermohydraulisches Kreislaufexperiment insbesondere
zur Untersuchung des simulierten heißesten
ALFRED-Brennelements, Hands-ON zur Simulation der
Brennstoffhandhabung und Meltin’Pot für Untersuchungen
im Blick auf Szenarien schwerer Unfälle,
begannen die Beschaffungsverträge im Februar 2025.
Bis Ende 2027 sollen diese Einrichtungen in Betrieb
gehen.
ALFRED soll eine Kühlmittelreaktoraustrittstemperatur
von 480 °C haben, beim kommerziellen Produkt
EAGLES-300 sollen es 520 °C, ggf. bis zu 600 °C sein.
EAGLES soll passive Sicherheit für mehr als 72 Stunden
im Fall eines schwerwiegenden Unfalls ohne Strom und
ohne menschliches Eingreifen gewährleisten. Der
EAGLES-300 Reaktorbehälter Schnitt
© ENEA
Betriebsdruck im Primärkreislauf wird 1 Bar, im
Sekundärkreislauf 180 Bar betragen.
Die Atomaufsichtsbehörden Belgiens, Italiens und
Rumäniens haben sich im Kontext der Nuclear
Harmonisation and Standardisation Initiative (NHSI)
der IAEA zusammengeschlossen, um Genehmigung
und Errichtung innovativer Reaktorkonzepte wie
EAGLES-300 zu erleichtern. Der Reaktor soll der
allgemeinen Stromversorgung dienen, aber auch der
industriellen Strom- und Wärmeversorgung sowie
als schneller Reaktor die Möglichkeit zu einem weitgehend
geschlossenen Brennstoffkreislauf eröffnen.
European LFR AS Project (newcleo)
Das zweite im Rahmen der Industrial Alliance
ausgewählte Konzept eines bleigekühlten schnellen
Reaktors ist das Projekt des französischen Start-up
newcleo. Newcleo will seinen ersten Reaktor, einen
30 MWel Bestrahlungs- und Testreaktor (LFR-AS-30),
bis 2031 in Betrieb nehmen sowie die erste Anlage
der kom merziellen Baulinie mit 480 MWth bzw.
200 MWel ( LFR-AS-200) in 2033. Der Reaktor ist wie
ALFRED und EAGLES-300 vom Pool-Typ mit den Primärkreiskom
ponenten innerhalb des Reaktorbehälters
(Sicherheitsbehälter, Kerngerüst, Dampferzeuger,
Kühlmittelpumpen, Nachwärmeabfuhrsystem). Die
Brutrate des für MOX-Brennstoff ausgelegten Reaktors
liegt ohne Brutmantel bei 0,9. Die Zielgröße für die
Bauzeit (NOAK) liegt bei 32 Monaten, die schwerste
Komponente wiegt 90 Tonnen. Die Lastfolgebandbreite
liegt zwischen 20 und 100 Prozent der Reaktorleistung
mit der Möglichkeit einer Überhöhung auf 110 Prozent
für sechs Stunden durch ein Heißwasserreservoir.
Der Reaktor soll auch für nicht-elektrische Energieversorgung
etwa in der Wasserstoff- und Ammoniak-
Produktion verwendet werden, wofür das Konzept mit
einer Kernaustrittstemperatur von 530 °C und einer
auskoppelbaren Temperatur im KWK-Betrieb von
350 °C besser geeignet ist als Leichtwasser-SMR. Der
Entlade-Abbrand soll bei 100 MWd/kgSM liegen, der
Maximalabbrand einzelner Brennstäbe bei 122 MWd/
kgSM. Die geplante Erstbeladung liegt bei 2150 kg Pu
bei durchschnittlich 19 Prozent Pu-Gehalt. Die
Ausgabe 2 › März

Energy Policy, Economy and Law
39
newcleo-TL-30 Reaktorbehälter Maßstab
© newcleo
newcleo-TL-30 Schnitt Kühlmittelfluss
© newcleo
durchschnittliche Energie für Neutronen, die Kernspaltungen
auslösen, liegt bei 450 keV. Das aktive Kernvolumen
beträgt 3,6 Kubikmeter, die Brennstoffmasse
12,8 Tonnen.
Eine Katastrophenschutz- oder Evakuierungszone wird
nicht geplant, da für den Fall der schwersten Unfallszenarien
mit einer radiologischen Belastung von
weniger als 10 mSv am Anlagenstandort gerechnet
wird. Zur Reaktivitätskontrolle im Betrieb und zur
Schnellabschaltung sind Steuer- bzw. Abschaltstäbe
außerhalb der aktiven Kernzone vorgesehen. Das
Anlagendesign stellt stark auf passive Sicherheitssysteme
ab und die große Differenz zwischen Schmelzund
Verdampfungstemperatur von Blei soll auch unter
Störfallbedingungen eine Beschädigung des Reaktors
verhindern. Die Brennelemente, deren obere Zone in
das Gasplenum (Argon) oberhalb des Reaktorkerns
reicht, sind nicht gegen Entweichen von Spaltgasen
abgedichtet. Vielmehr werden Spaltgase und flüchtige
Spaltprodukte in einem zweistufigen System aus
dem oberen Behälterplenum abgeführt und einer
Verfestigung zugeführt.
Newcleo hat seit 2021 570 Millionen Euro akquiriert
und erzielte im Jahr 2024 70 Millionen Euro Einnahmen,
da auch Dienstleistungen für die Nuklearindustrie
angeboten werden, wofür auch die 30 MWel-
Pilotanlage vorgesehen ist. Bis 2030 soll auch die erste
Linie der MOX-Brennstoffherstellung mit in Frankreich
verfügbarem Material aus der Wiederaufarbeitung
errichtet werden. Beide schnelle bleigekühlte Systeme,
EAGLES und LFR-AS-200 sollen perspektivisch unter
industrieller Nutzung weiterentwickelter Wiederaufarbeitungsverfahren
die Menge und Halbwertszeit der
hoch radioaktiven Abfälle deutlich reduzieren.
Newcleo hat mehrere Testeinrichtungen im ENEA-
Kernforschungszentrum Brasimone (Provinz Bologna)
errichtet und ist in Vorlizenzierungsverfahren für den
Testreaktor und die MOX-Fertigung mit der ASNR.
Darüber hinaus wird auch ein ähnlicher Minireaktor
mit 40 MWel (LFR-TL-40) geplant, der auch auf maritime
Anwendungen angepasst und 10 Jahre ohne Brennstoffwechsel
betrieben werden kann.
Der LFR-AS-200 wurde in UK für das GDA-Verfahren
akzeptiert. Obwohl bislang noch kein rein mit Blei
gekühlter Reaktor mit schnellem Neutronenspektrum
betrieben wurde, bestehen Betriebserfahrungen mit
sowjetischen U-Boot-Reaktoren mit Blei-Wismut­
Kühlung. Auch lassen sich Teile der Erkenntnisse aus
Forschung mit und Betrieb von natriumgekühlten
Reaktoren übertragen. Dies bildet auch Grundlage für
die Entwicklungspartnerschaft, die newcleo mit der
schwedischen Blykalla (schneller bleigekühlter Reaktor
SEALER-55) und der US-amerikanischen Oklo (schneller
natriumgekühlter Reaktor Aurora) eingegangen ist.
Im Februar 2026 kündigte der belgische Energieminister
Mathieu Bihet an, dass das EAGLES-Konsortium
und newcleo künftig bei der Errichtung des
Technologiedemonstrators LEANDREA in Belgien
zusammenarbeiten werden, wodurch sich newcleo im
Zentrum einer Überkreuzverflechtung der drei europäischen
Projekte schneller, bleigekühlter Reaktoren,
LFR-AS-200, EAGLES-300 und SEALER-55 befindet, der
seinerseits auf eine schwedisch-britische Kooperation
zurückgeht.
Thorizon One project (Thorizon)
Das niederländisch-französische Unternehmen
Thorizon entwickelt einen Salzsschmelzereaktor, der
als Wasteburner minorer Aktiniden aus den angebrannten
Brennelementen von Leichtwasserreaktoren
nutzen soll, sowie mit einem Thorium-Brennstoffkreislauf
genutzt werden kann. Der Reaktor mit einer
Vol. 71 (2026)

40
Energy Policy, Economy and Law
Leistung von 250 MWth bzw. 100 MWel kann mit einem
Flüssigsalz-Wärmespeicher kombiniert werden, und
so eine Leistung von bis zu 300 MWel in der Spitzenlastdeckung
bereitstellen. Thorizon strebt für die
Stromgestehungskosten (LCOE) 60 Euro/MWh an.
Thorizon One hat einen neuartigen Kern für Salzschmelzereaktoren
entworfen, mit salzdurchflossenen
modularen Brennstoffkartuschen, die die einzigen
Primärkreislaufkomponenten sind. Die Reaktor leistung
kann durch mehr oder weniger sowie größere
und kleinere Kartuschen modifiziert werden. Der
Reaktor arbeitet mit niedrigem Druck und verfügt über
selbststabilisierende Eigenschaften hinsichtlich des
Reaktivitätskoeffizienten wie in der Regel auch die
schnellen, bleigekühlten Reaktoren. Die Kettenreaktion
findet nur statt, wenn das flüssige Salz durch die Brennstoffkartuschen
zirkuliert, bei Pumpenausfall kommt
sie durch Drainage der Brennstoffkartuschen rasch
zum Erliegen. Die Nachwärmeabfuhr wird passiv
durch Wärmetransfer mittels Inertgases gewährleistet.
Durch Austausch von Brennstoffkartuschen mit weiterentwickelten
Versionen kann die Leistungsfähigkeit
des Reaktors dem technischen Fortschritt entsprechend
erhöht werden.
Der sehr ehrgeizige Zeitplan sieht die Finalisierung des
detaillierten Designs, den Abschluss der Entwicklung
der Brennstoffkartuschen sowie Genehmigung und
Baubeginn bis 2030 vor und die Fertigstellung der
ersten Anlage im Jahr 2033. Der Reaktor soll der
allgemeinen Stromversorgung sowie der Verwertung
des Plutoniums aus Leichtwasserreaktoren dienen.
Mit der sehr hohen Kernaustrittstemperatur von 850 °C
soll der Reaktor trotz dreier Kreisläufe zur Wärmeübertragung
superkritischen Wasserdampf mit 550 °C
erzeugen. Das System kann mit einem Flüssigsalz­
Wärmespeicher für mehr Flexibilität ergänzt werden.
Thorizon hat im November eine niederländische
Lieferketten- und Kompetenzpartnerschaft mit verschiedenen
Unternehmen und Universitäten vorgestellt.
Dabei haben mehrere niederländische
Provinzen ihr Interesse bekundet, Standort für die
Demonstrationsanlage zu werden und Standortsuchverfahren
einzuleiten. Dies geschieht auch mit Blick
auf die Möglichkeit, ein kerntechnisches Entwicklungszentrum
zu werden. Die niederländische und die
französische Atomaufsicht kooperieren, um die Vor­
Genehmigungsanträge von Thorizon effizient und
kompetent zu behandeln sowie die Priorisierung der
wesentlichen Sicherheitsthemen des neuen Designs zu
gewährleisten. Das Projekt wird vom französischen
Staat mit Mitteln aus dem Programm France 2030
gefördert.
Fazit
Die aktuelle dynamische und auch jenseits der
Projektarbeitsgruppen der Industrieallianz vielfältige
Entwicklung im Bereich SMR/AMR (Advanced Modular
Reactor) zeigt eindrücklich die Widerbelebung des
Kerntechnik-Sektors in der EU. Bewährte und ganz
neue Akteure wie Fermi Energia in Estland, polnische
Industriekonsortien oder Entwickler von nuklearen
Fernwärmelösungen treiben eine Entwicklung an, wie
sie die europäische Kerntechnik seit den siebziger Jahren
nicht mehr gesehen hat. Hier zeigt sich, dass die
Kerntechnik eine heimische Spitzentechnologie ist, bei
der Europa anders als in etlichen anderen Bereichen
immer noch zu den Technologieführern gehört und
zur Schaffung eigener Innovationsökosysteme in der
Lage ist.
Diese erfreuliche Entwicklung wird sicher auch zu
Wachstumsschmerzen führen und von dem einen oder
anderen Engpass wieder etwas gebremst. Das wahre
Drama aus deutscher Sicht ist aber, dass diejenigen, die
nicht mitmachen, sondern sich der Entwicklung in der
Kernenergie verweigern, umso schneller abgehängt
werden, je schneller die anderen sind. Die obigen
Beispiele zeigen, dass die europäische Entwicklung, die
bislang weitgehend um Deutschland herum stattfindet,
gut vorankommt, aber leider von den meisten Entscheidungsträgern
außerhalb der hiesigen Kerntechnikbranche
gar nicht verstanden wird. Das gilt nicht nur
für die Politik. Von dieser aber muss nun dringend ein
Signal kommen, dass man sich nicht länger verweigert,
sich Optionen wieder offenhält und mit Engagement
auch von staatlicher Seite mitmacht, selbst wenn es am
Ende „nur“ der Exportwirtschaft zugutekommt. Aber
diese brauchen wir ja auch, und sei es, um anderswo
teures Erdgas in erforderlicher Menge bezahlen zu
können.
Quellen
https://aris.iaea.org
https://world-nuclear.org
www.steadyenergy.com
www.eagles300.com
www.calogena.com
https://thorizon.com/
https://www.nuward.com/
https://www.gevernova.com/nuclear/carbon-free-power/
bwrx-300-small-modular-reactor
https://www.rolls-royce-smr.com/
https://www.nuscalepower.com/
https://www.newcleo.com/
https://nucleus.iaea.org/sites/smr/SitePages/Nuclear-Harmonization-and-
Standardization-Initiative.aspx
https://www.opg.com/projects-services/projects/nuclear/smr/darlington-smr/
BWRX-300 General Description, GE Vernova Hitachi, October 2025
Development and Implementation of the Commercial EAGLES-300 Program;
M. Caramello et al.; 2025
Development and Implementation of the Commercial EAGLES-300 Program –
IAEA Technical Meeting on Advances and Innovations in Fast Reactor Design
and Technology
Ausgabe 2 › März

Energy Policy, Economy and Law
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41
Experimental Infrastructure in Support of R&D and Licensing Process for
Lead Fast Reactor Technology; M. Constantin et al.; 2025
GE Vernova Hitachi’s BWRX-300 completes Generic Design Assessment,
uk.gov, 11.12.2025
Implementation of ALFRED Demonstrator in Romania – Supply Chain
Considerations; M.Constantin, RATEN ICN, Romania; IAEA, INPRO Dialogue
Forum, Supply Chain, July 2018
New Dutch Government Expands Sights Toward SMRs, Grace Symes, Energy
Intelligence, 03.02.2026
Nuward SMR clears second review phase; Nuclear Engineering International;
12.12.2025
Rolls-Royce SMR – New nuclear in the Netherlands beyond 2030, 29 October
2021, 2021 Rolls Royce
The Development of the Research Infrastructure in Support of ALFRED
Demonstrator Implementation in Romania; M. Constantin et al., 2021
Siemens Energy soll Rolls-Royce mit Turbinen für kleine modulare Reaktoren
(SMR) beliefern, Siemens Energy, 28.02.2025
Vattenfall Narrows SMR Field to Two Finalists: GE Vernova’s BWRX-300 and
Rolls-Royce SMR, Sonal Patel, powermag.com, 21.08.2025
World Nuclear News, Early works agreement for BWRX-300 SMRs in Finland
and Sweden, 01.07.2025
World Nuclear News, Regulators unite for pre-licensing of European SMR
design, 16.09.2025
World Nuclear News, Dutch support for molten salt reactor demonstrator
facility, 26.11.2025
World Nuclear News, GE Vernova Hitachi SMR design clears key UK
regulatory stage, 11.12.2025
World Nuclear News, Polish-Korean partnership for SMR deployment,
15.12.2025
World Nuclear News, International safety assessments of Finnish, French
SMRs, 21.01.2026
World Nuclear News, Eagles and Newcleo team up for LFR technology
demonstrator, 11.02.2026
World Nuclear News, Construction of Steady Energy pilot plant begins,
17.02.2026
Autor
Nicolas Wendler
Leiter Presse und Politik
KernD (Kerntechnik Deutschland e. V.)
nicolas.wendler@kernd.de
Nicolas Wendler ist seit August 2013 Leiter Presse und
Politik von Kerntechnik Deutschland e. V./ Deutsches
Atomforum e. V. und war davor seit März 2010 als Referent
Politik dort beschäftigt. Er war zuvor als Internationaler
Referent für die inter nationalen Beziehungen
der Jungen Union Deutschlands zuständig und hat
unter anderem Themen der Energie-, Klima- und
Wirtschaftspolitik für die Organisation bearbeitet.
Wendler hat in München und Bordeaux Politische
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42
Spotlight on Nuclear Law
Die Rechtsprechung zu
Brennelement-Zwischenlagern –
eine aktuelle Bilanz
› Christian Raetzke
1. Die Brennelement-Zwischenlager im Fokus
der Rechtsprechung
Seit etwa der Jahrtausendwende haben Brennelement-
Zwischenlager die Kernkraftwerke als Hauptgegenstand
von Gerichtsverfahren im Atomrecht verdrängt.
Das verwundert bei näherer Betrachtung nicht: mit
dem Ausstiegsgesetz von 2002 wurde einerseits der
Neubau kommerzieller Reaktoren zur Stromerzeugung
verboten und die Laufzeit der bestehenden
Kern kraftwerke begrenzt (was 2011, nach Fukushima,
noch einmal verschärft wurde); andererseits wurden
die Betreiber verpflichtet, Standort-Zwischenlager
zu errichten, um die abgebrannten Brennele mente –
die nicht mehr zur Wiederaufarbeitung ins Ausland
verbracht werden durften – aufzunehmen. Damit
kam zu den wenigen bereits bestehenden Zwischenlagern
– u.a. den beiden zentralen Zwischenlagern
in Ahaus und Gorleben – eine deutlich größere Anzahl
hinzu.
Das damals zuständige BfS – heute liegt die Zuständigkeit
beim BASE – erteilte 2002/2003 insgesamt zwölf
Genehmigungen nach § 6 AtG für Standort-Zwischenlager.
Einige davon wurden beklagt. Besonders bedeutsam
war das Verfahren zum Standort-Zwischenlager
Brunsbüttel. Das BVerwG hob mit Revisionsurteil
vom 10.04.2008 (Az. 7 C 39/07) eine die Genehmigung
stützende Entscheidung des OVG Schleswig auf; in
seinem Urteil machte das BVerwG grundlegende, aber
auch teilweise auslegungsbedürftige Aussagen zur
Reichweite des Schutzes gegen Störmaßnahmen und
sonstige Einwirkungen Dritter (SEWD) gem. § 6 Abs. 2
Nr. 4 AtG und zur Dogmatik der Schadensvorsorge
und prägte damit die weitere Diskussion im Atomrecht.
Das OVG Schleswig wiederum, an das der Rechtsstreit
vom BVerwG zurückverwiesen wurde, hob mit Urteil
vom 19.06.2013 (Az. 4 KS 3/08) die Genehmigung für
das Zwischenlager Brunsbüttel auf – ein Paukenschlag,
der lange nachwirkte.
Zu erwähnen ist auch das Revisionsurteil des
BVerwG vom 22.03.2012 (Az. 7 C 1/11) zum Zwischenlager
Unterweser, in dem das Gericht die Anforderungen
an die Risikoermittlung durch die
Genehmigungs behörde nochmals überaus streng
darlegte. Auch hier wurde an das zuständige OVG (hier:
das OVG Lüneburg) zurückverwiesen; der Prozess
endete allerdings einige Jahre später ohne Sachentscheidung,
so dass die Genehmigung bestandskräftig
wurde.
Im Ergebnis dieser Rechtsstreitigkeiten war die
Rechtslage für Zwischenlager vor zehn Jahren also
mit Unsicherheiten behaftet. Eine Genehmigung – die
sich inhaltlich nicht besonders von den anderen
Genehmigungen für die Standort-Zwischenlager unterschied
– war aufgehoben worden; das BVerwG hatte in
zwei Urteilen strenge und bei extremer Auslegung fast
unerfüllbare Maßstäbe an die Genehmigungsbehörde
angelegt. Als wichtigstes Problem erwies sich der
Schutz gegen Störmaßnahmen und sonstige Einwirkungen
Dritter (SEWD) nach § 6 Abs. 2 Nr. 4 AtG,
also grob gesagt die Vorsorge gegen Terrorangriffe.
Aufgrund der Geheimhaltungsbedürftigkeit der
entsprechenden Unterlagen konnte das BfS in den
Gerichts verfahren nur begrenzt darlegen und nachweisen,
dass dieser Schutz durch die Genehmigungen
gewährleistet war. Lösungen für dieses Dilemma
wurden intensiv diskutiert; die Einzelheiten können
hier nicht entfaltet werden. Letztlich versuchte der
Gesetzgeber mit der 17. AtG-Novelle von 2021, den
Knoten zu durchschlagen (dazu gleich mehr).
2. Die Gerichtsentscheidungen der letzten
Jahre – ein Überblick
Vor diesem Hintergrund setzte ab 2017 eine neue
Welle von Klagen gegen Zwischenlager ein. Es waren
keine Anfechtungsklagen gegen die ursprünglichen
Genehmigungen mehr, da diese inzwischen viele Jahre
zurücklagen und – mit Ausnahme von Brunsbüttel –
bestandskräftig geworden waren. Geklagt wurde vielmehr
in fast allen Fällen gegen aktuelle Änderungsgenehmigungen,
mit denen die Einlagerung eines
neuen Inventars in bestehende Zwischenlager gestattet
wurde. Diese Verfahren führten in den Jahren seit
2020 zu einer Reihe von Entscheidungen der Oberverwaltungsgerichte,
zuletzt im Dezember 2025 zum
Ausgabe 2 › März

Spotlight on Nuclear Law
43
Zwischenlager Philippsburg, die weitgehend konsistent
sind und das Recht der Zwischenlager konsolidiert
haben.
Zwei Urteile des OVG Münster betrafen die Einlagerung
von Inventar aus dem AVR in Jülich in das zentrale
Zwischenlager in Ahaus. Das erste Urteil vom 23.09.2022
(Az. 21 D 32/18.AK) erging aufgrund einer Klage der
Stadt Ahaus u.a. auf Unterlassung dieser Einlagerung;
die Stadt berief sich dabei auf den Ansiedlungsvertrag
für das Lager, der in den 1970er und 1990er Jahren mit
ihr abgeschlossen worden war. Für das Atomrecht
aufschlussreicher ist das zweite Urteil vom 03.12.2024
(Az. 21 D 98/17.AK), das eine klassische Anfechtungsklage
der Stadt und eines Privatklägers gegen die entsprechende
Änderungsgenehmigung zur Einlagerung
des AVR-Inventars betraf und in der argumentiert
wurde, die Schadensvorsorge und der Schutz gegen
SEWD seien nicht gewährleistet. In beiden Verfahren
wurden die Klagen abgewiesen.
Die Rückführung von hochradioaktiven Abfällen aus
der Wiederaufarbeitung in England und Frankreich in
insgesamt vier Standort-Zwischenlager sorgte für
weitere Klagen. Im Falle des Zwischenlagers Biblis
wurde der VGH Kassel angerufen (Anmerkung: die
Bezeichnungen Verwaltungsgerichtshof [VGH] und
Oberverwaltungsgericht [OVG] bezeichnen inhaltlich
übereinstimmend das oberste Verwaltungsgericht eines
Bundeslandes, die Wahl der Bezeichnung im jeweiligen
Bundesland ist historisch bedingt). Das Gericht lehnte
im Eilverfahren mit Beschluss vom 21.10.2020 (Az. 6 B
2381/20.T) die Anordnung der aufschiebenden Wirkung
der Klage ab, so dass der Transport stattfinden konnte;
die Klage im Hauptsache verfahren wurde vom Kläger
letztlich nicht weiter verfolgt. Auch im Falle des
Zwischen lagers Philippsburg wurde eine Anfechtungsklage
gegen die entsprechende Änderungsgenehmigung
erhoben; die Kläger hatten auch hier im Eilverfahren
keinen Erfolg (Beschluss des VGH Mannheim
vom 07.11.2024, Az. 10 S 1555/24). Im Hauptsacheverfahren,
das in diesem Falle weiter be trieben wurde,
wurde die Klage schließlich mit Urteil des VGH Mannheim
vom 16.12.2025 (Az. 10 S 1314/24) abgewiesen.
Auch der VGH München steuerte ein Urteil bei, betreffend
das Zwischenlager Gundremmingen. In
diesem Falle hatte die Klage im Hauptantrag zum
Ziel, das BASE zu verpflichten, die Genehmigung von
2003 wieder aufzuheben, weil sie – grob gesagt – den
heutigen Anforderungen nicht mehr entspräche. Der
VGH München wies die Klage ab (Urteil vom 08.04.2024,
Az. 22 A 17.40026).
Die genannten Rechtsstreitigkeiten gelangten nicht
zum BVerwG, da Revisionen nicht zugelassen wurden
bzw. nicht zustandekamen (beim jüngsten Urteil
des VGH Mannheim vom 16.12.2025 ist noch keine
abschließende Aussage möglich).
3. Die Grundlinien der aktuellen
Rechtsprechung
a) Schutz gegen SEWD
Der Schutz gegen SEWD war inhaltlich der Hauptaspekt
der beiden Urteile des BVerwG von 2008 und
2012; die Genehmigung des Zwischenlagers Brunsbüttel
wurde 2013 vom OVG Schleswig im Wesentlichen
mit der Begründung aufgehoben, das Gericht
habe sich nicht davon überzeugen können, dass der
Schutz gegen Angriffe mit panzerbrechenden Waffen
und gegen den gezielten Absturz eines großen Verkehrsflugzeuges
gewährleistet sei.
Wie bereits erwähnt, lag das Dilemma für die Genehmigungsbehörde
darin, dass sie die entsprechenden
Unterlagen aus Geheimschutzgründen dem Gericht
nicht oder nur teilweise vorlegen konnte. Zwar hatte
die Rechtsprechung für das Atomrecht schon seit dem
Kalkar-Beschluss des BVerfG von 1978 die Rechtsfigur
des sog. Funktionsvorbehalts entwickelt, der – vereinfacht
– besagt, dass die Gerichte die Ermittlung und
Bewertung von Risiken durch die Genehmigungsbehörde
nicht komplett neu aufrollen und selbst neu
vornehmen, sondern sich darauf beschränken, die
Überlegungen der Behörde kritisch nachzuvollziehen
und insbesondere zu prüfen, ob die Behörde von einer
zutreffenden und vollständigen Tatsachenbasis ausgegangen
ist. Aber selbst dieses Nachvollziehen ist
schwierig genug, wenn dem Gericht die entsprechenden
Unterlagen nicht oder nur in einer Fassung vorgelegt
werden können, in der wichtige Bestandteile
geschwärzt sind.
Nach langer Diskussion in Politik und Rechtswissenschaft
fügte der Gesetzgeber 2021 mit der 17. AtG­
Novelle unter anderem die neue Regelung des § 44
Abs. 3 ins AtG ein, die den Funktionsvorbehalt beim
Thema SEWD besonders betont; es wurde (kontrovers)
diskutiert, ob diese nicht ganz eindeutige Bestimmung
den Gerichten letztlich sogar verbieten soll, sich SEWD-
Aspekte überhaupt näher anzuschauen (was verfassungsrechtlich
problematisch wäre).
Die Oberverwaltungsgerichte haben in den vorliegenden
Entscheidungen relativ einheitlich dargelegt, dass
die neue gesetzliche Regelung aus ihrer Sicht den
bisher ohnehin schon bestehenden Funktionsvorbehalt
verdeutlicht, aber keinesfalls die gerichtliche Prüfung
obsolet macht. Sie sind aber im Ergebnis ihrer eingehenden
Befassung – die durch Nachforderungen
von Unterlagen und ggf. durch eine Befragung von
Experten des BASE in der mündlichen Verhandlung im
Rahmen dessen, was unter Geheimschutzaspekten
irgend möglich war, intensiviert wurde – zu der
Überzeugung gelangt, dass der Schutz gegen SEWD
jeweils gewährleistet war. Insofern ergibt sich der
Eindruck, dass das Dilemma der nicht oder nur teilweise
vor legbaren Unterlagen zu SEWD von den
Gerichten auf eine Weise gelöst worden ist, die dem
Vol. 71 (2026)

44
Spotlight on Nuclear Law
Funktionsvorbehalt Rechnung trägt und dennoch
effektiv ist; es zeigte sich, dass eine begründete Überzeugung
des Gerichts auch ohne solche Informationen
gebildet werden kann, die definitiv dem Geheimschutz
unterliegen. Das ist sehr positiv zu bewerten.
Ein weiterer, seit dem Angriff auf die Ukraine sehr
aktueller Aspekt ist die Abgrenzung von SEWD, also
einem Terrorangriff, und Krieg. Hier hat das OVG
Mannheim im Beschluss vom 07.11.2024 klargestellt,
dass § 6 Abs. 2 Nr. 4 AtG vom Betreiber nicht die Auslegung
eines Zwischenlagers für den Fall eines Krieges
verlangt; gegen kriegerische Angriffe könne letztlich
nur die Bundeswehr im Zusammenwirken mit den
Streitkräften der Verbündeten wirksamen Schutz
bieten. Das BVerwG hatte diese Frage im Brunsbüttel-
Urteil von 2008 nur nebenher erwähnt und die Antwort
damals offengelassen. Insofern ist hier eine wichtige
Klärung erreicht.
b) Sonstige Aspekte
Neben SEWD-Fragen gibt es weitere Aspekte, die sich
relativ einheitlich durch die Verfahren zogen.
Gegenstand von Kritik war immer wieder das
Reparatur konzept für die Transport- und Lagerbehälter,
das u.a. im Falle des Dichtheitsverlusts des
Primärdeckels das Aufschweißen eines Fügedeckels
vorsieht, wodurch das Vorhalten einer Heißen Zelle an
jedem Zwischenlager zur Reparatur des Primärdeckels
entbehrlich wird. Das Reparaturkonzept ist von allen
Gerichten klar bestätigt worden.
Ein weiteres Anliegen der Klägerseite war fast immer
der Umstand, dass die Zwischenlagergenehmigungen
auf 40 Jahre befristet sind und in den 2030er bzw. 2040
Jahren auslaufen (allerdings, wie allgemein bekannt
ist, dann nach einem entsprechenden Genehmigungsverfahren
verlängert bzw. neu erteilt werden sollen).
Klägerische Argumente, aufgrund des langsam absehbaren
Auslaufens der Befristung sei die Einlagerung
neuer Inventare – etwa aus der Wiederaufarbeitung –
rechtswidrig, wurden von den Gerichten zurückgewiesen.
Auch die neuen Inventare müssen sich laut
Änderungsgenehmigungen an die bestehende Gesamtbefristung
des jeweiligen Zwischenlagers halten und
ändern an ihr nichts. Sollte in Zukunft eine Verlängerung
bzw. Neuerteilung der jeweiligen Zwischenlagergenehmigung
mit allen Inventaren erfolgen, können
die Kläger diese dann anfechten, wenn sie Sicherheitsbedenken
haben.
Eine psychologisch nachvollziehbare, wenn auch nicht
mit faktischen Sicherheitsbedenken unterlegbare
Beschwer der Kläger liegt in der Gesamtlage, in der
sich abzeichnet, dass die Castorbehälter noch viele
Jahrzehnte in den jeweiligen Zwischenlagern verbleiben
müssen, bis sie in Richtung eines künftigen
Endlagers abtransportiert werden können. Wie
allgemein bekannt ist, sind die Behälter sogar nach der
gerichtlichen Aufhebung der Genehmigung des
Zwischenlagers Brunsbüttel 2013 dort belassen worden
(rechtlich abgesichert durch eine aufsichtliche
Anordnung). Wie der VGH Kassel im Beschluss vom
21.10.2020 formuliert hat, spricht dieser Aspekt „ein
politisches Problem an, das nicht im Rahmen des
hiesigen Verfahrens korrigiert werden kann“. In
den Gerichtsverfahren ging es darum, ob durch die
( Änderungs-) Genehmigungen die Sicherheit gewährleistet
ist – nicht weniger, aber auch nicht mehr. Das
Entsorgungskonzept des Bundes, wie es im „Nationalen
Entsorgungsprogramm“ (NaPro) niedergelegt ist, war
nicht Gegenstand der Verfahren.
4. Fazit
Die Reihe von Entscheidungen der Oberverwaltungsgerichte
zu Brennelement-Zwischenlagern in den
letzten Jahren hat das begründet, was Juristen eine
„ständige Rechtsprechung“ nennen: also eine Rechtsprechung,
die auf mehreren miteinander übereinstimmenden,
gut begründeten Urteilen beruht und
bis auf weiteres grundsätzlich erwarten lässt, dass
auch künftige Gerichtsentscheidungen unter gleichbleibenden
Umständen dieser Linie folgen. Hiernach
ist es nach wie vor möglich, rechtssichere Genehmigungen
für Brennelement-Zwischenlager zu erteilen, auch
wenn hierfür sehr anspruchsvolle Anforderungen
gelten. In den verhandelten Fällen haben die Gerichte
dem BASE jeweils attestiert, dass es bei der Erteilung
der Änderungsgenehmigungen für Zwischenlager
diese Anforderungen erfüllte.
Selbstverständlich werden die Diskussionen um die
hier aufgeführten Aspekte weitergehen. Auch weitere
Gerichtsverfahren könnten kommen. Für jetzt ist aber
eine gewisse Konsolidierung der Rechtsprechung der
Oberverwaltungsgerichte erreicht, die eine gesicherte
Grundlage für den genehmigten Weiterbetrieb der
vorhandenen Zwischenlager darstellt.
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.
Ausgabe 2 › März

Research and Innovation
45
Nuclear Power in Innlandet County,
Norway: Practical Prerequisites,
Constraints, and Opportunities
› Vala Maria Valsdottir
Innlandet county is an inland region in Norway and it is the biggest county by area in the
country, with a wide spread population. It produces more electricity than it consumes over
the course of a normal year, yet still depends on imports during cold winter periods. This
apparent contradiction is rooted in a production system dominated by run-of-river hydropower,
which offers limited flexibility when demand peaks. As electrification accelerates and
grid constraints restrict both new consumption and new production, the region faces a
growing shortage of firm capacity at the very moments electricity is needed most. This article
explores whether nuclear power could play a role in resolving this mismatch and which
reactor designs align with Innlandet’s specific conditions. Heat only reactors for district
heating, small modular reactors for electricity and industrial heat, and large scale reactors
providing firm capacity are assessed. The analysis shows that nuclear power could address
the challenge in different ways, by reducing peak demand, adding flexible capacity, or
strengthening system adequacy, depending on technology choice and deployment
timelines.
Introduction
At first glance, Norway may seem an unlikely candidate
for renewed discussions on nuclear power. As shown
in Figure 1, Norway’s energy mix is already among the
most decarbonised in the OECD, with fossil fuels
accounting for a significantly smaller share of total
energy supply than the OECD average (1) . Electricity
generation is almost entirely renewable, dominated
by hydropower, and the Norwegian power system is
frequently highlighted as a benchmark for low-carbon
electricity production. This raises a fundamental
question: why is a country that has already largely
decarbonised its electricity sector now considering
nuclear power as part of its future energy strategy?
A closer look at Norway’s overall energy system reveals
that the picture is more complex. Figure 2 illustrates
that Norway is not only energy self-sufficient but has
also become Europe’s largest net energy exporter (1) .
Large volumes of oil and gas are produced for export,
while hydropower enables substantial electricity
exports to neighbouring countries. Following the
Russian invasion of Ukraine, Norway has effectively
become the continent’s most important supplier of
natural gas, while also acting as a stabilising electricity
exporter through its hydropower. Norway has thus
assumed a dual role: as a domestic low-carbon electricity
producer and as a critical energy provider for
Europe during a period of heightened geopolitical and
energy security concerns.
At the same time, Figure 3 highlights that Norway’s
path to net zero is far from complete when viewed
across all sectors (2) . While electricity use is already
largely decarbonised, several key sectors remain
heavily dependent on fossil fuels, particularly transport,
industry, and parts of the energy sector itself.
Decarbonising these sectors will require substantial
electrification, increased energy demand, and access
to firm, reliable power throughout the year. This
demand growth coincides with political ambitions
to attract new industry, expand data centres, and
maintain competitive electricity prices for households
and businesses.
Norway therefore finds itself in a unique and
increasingly constrained position. The country aims
to continue exporting energy to Europe, ensure
affordable and reliable power domestically, enable
industrial growth, and complete the transition to a fully
decarbonised energy system. These objectives are
pursued simultaneously and under time pressure. In
Vol. 71 (2026)

46
Research and Innovation
Figure 1. Norway’s energy mix is much more decarbonized than the OECD average
42%
Coal Oil Natural
gas
3%
3% 7% 10%
Share of total energy supply, Norway and OECD, 2020
10%
35%
3%
3%
7%
31%
Nuclear Hydro Wind/
Solar
13%
33%
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Energy
supply
Biofuel/
waste
Energy supply and electricity
generation by source Norway, 2020
Electricity
output
Note: The breakdown of energy supply excludes heat and electricity trade, but percentages shown reflect ratios calculated on
total energy supply. Biofuel and waste include negligible quantities of non-renewable waste.
Source: OECD Environmental Performance Reviews Norway 2022
Figure 1
Figure 2. Norway is energy self-sufficient and has become Europe’s largest energy exporter
Norway‘s energy mix is much more decarbonised than the OECD average
Coal Oil Gas RES Heat
Electricity
Energy production, supply and consumption, 2019
Mtoe
200
180
160
140
Mtoe
35
Exports
30
25
Transformation losses
120
100
80
20
15
60
10
40
20
5
0
Production
0
Energy supply
Final consumption
Note: Data presented it the chart exclude negligible quantities of non-renewable waste.
Source: OECD Environmental Performance Reviews Norway 2022
Figure 2
Norway is energy self-sufficient and has become Europe‘s largest energy exporter
this context, the debate on nuclear power is not driven
by a lack of renewable resources, but by the challenge
of delivering sufficient firm capacity, system stability,
and long-term predictability in an energy system that
is expected to do more, faster, and for more users than
ever before.
Many of these challenges also manifest at the regional
level, where local production profiles, grid constraints,
and seasonal demand patterns determine whether
electrification and industrial growth can actually be
realised. To explore how these national ambitions
translate into practical system challenges, this article
focuses on Innlandet county, a centrally located inland
region in Norway whose name reflects its geography
and distance from the coastal line.
In a normal year, the county produces approximately
11 TWh of electricity, of which around 90 % originates
from hydropower and about 10 % from wind power (3) .
As of 2022, Innlandet hosts 121 hydropower plants
distributed across the county, and as many as 20 municipalities
each have an expected annual hydropower
production exceeding 100 GWh. Wind power, by contrast,
is concentrated in only three wind farms, located
in Nord-Odal, Åmot, and Våler, while solar power
remains marginal. In addition to electricity production,
the county hosts several waste-to-energy facilities,
which supply both electricity and district heating and
contribute to local energy security and heat supply.
Despite this substantial electricity production, Innlandet’s
generation profile is dominated by run-of-river
Ausgabe 2 › März

Research and Innovation
Figure 3. Total energy use in Norway 2021, per sector and energy productm TWh
47
Fossil fuel
Electricity
Biofuel
District
Heating
120
100
80
TWh
60
40
20
0
Energy sector Industry Transport Housholds Agricultur, fishing,
other
Source: NOU 2023:3 Mer av alt – raskere
Figure 4. Based on current trends in consumption and production, Innlandet is likely to face growing capacity Figure 3 shortfall
during winter months in Total the energy coming use in years Norway 2021, per sector and energy product. (Figure taken from report “Mer av alt -raskere”)
Statnett Innlandet has registered 1,999 MW in the grid
connection queue. The actual demand is likely higher.
Despite several planned projects, mainly solar, the
contribution during winter will be limited.
Data centers have relatively stable demand
throughout the year, while household
consumption typically peaks in winter. Some
demand is also likely not captured in Statnett's
figures.
1850
1999
2805
A large share of the planned generation projects in
Innlandet will contribute little during peak demand
hours, and there is significant uncertainty
regarding how many of the projects will be
realized.
2265
1547
38
312
127
Historical peak
load
Reserved capacity
Capacity queue Other active cases
(requested)
Installed capacity Reserved capacity
Capacity queue Other active cases
(requested)
Historical
peak load
Data
centers
Hydrogen/
ammonia
Transport Other
consumption
Source: THEMA Consulting's report: “Mulighetsstudie kjernekraft i Innlandet, 2025
Industry
Installed
Capacity
Hydro
Figure 4
Given current trends in consumption and generation in Innlandet,
the region is likely to face a growing capacity shortfall during the winter months in the coming years.
Solar
Wind
hydropower, and as a result, the region’s ability to
regulate production over time is limited, particularly
during periods of high winter demand. This leads to a
structural paradox: although Innlandet has an annual
electricity surplus of roughly 5 TWh, it remains dependent
on imports during cold winter periods when demand
peaks (3) .
Figure 4 is from a report by THEMA Consulting
Group (4) , and further illustrates the core challenge
facing Innlandet’s energy system. While several new
production projects (primarily solar power), are
planned or under consideration in the region, the
report identifies firm capacity, rather than annual
energy production, as the dominant constraint. The
study concludes that without significant additions of
firm capacity or major grid reinforcements, Innlandet
will face increasing difficulties in meeting peak
demand, and argues that nuclear power may arrive
too late to resolve the most acute near-term capacity
challenges.
All of this points to a county in need of solutions, and
preferably solutions that can be delivered within a
relevant time frame. At present, there is no clear
pathway to addressing winter peak demand, and the
Vol. 71 (2026)

48
Research and Innovation
projects currently under development are insufficient
to close the gap. Against this backdrop, Innlandet has
begun to ask whether nuclear power could form part
of the solution. If so, how quickly could such capacity
be delivered, what would the environmental implications
be in terms of cooling requirements and waste,
and could nuclear power also contribute meaningfully
to addressing the growing capacity shortfall?
The following sections examine these questions
by reviewing a range of nuclear technologies and
presenting selected reactor concepts that are currently
under development or deployment. Their potential
suitability for Innlandet county, in light of its specific
system constraints and needs in the coming years, is
then discussed.
Main part
Heat Only SMR Concepts
Heat only reactor concepts designed for district heating
represent a fundamentally different pathway than grid
connected nuclear power. For Innlandet county, where
winter challenges are driven by peak electricity
demand and grid constraints, district heating reactors
should primarily be assessed as a tool for reducing
electricity consumption in the heating sector, rather
than as a source of new electrical capacity. In other
words, their potential system value lies in freeing up
electricity that would otherwise be used for heat, and
in reducing peak demand during cold periods since
electric boilers and direct electric heating are part of
the local heat supply mix. A heat only reactor also
requires sufficient and stable heat demand since it
operates as baseload, and this must be carefully
assessed in the context of Innlandet’s existing and
projected district heating needs.
Calogena and Steady Energy exemplify this class of
design (5) (6) . Both concepts are designed to deliver heat
at temperatures suitable for district heating networks,
without turbines or electricity generation equipment.
Calogena is described as a simplified heat only concept
with a maximum output around 30 MW and a maximum
heat delivery temperature of roughly 120 degrees
Celsius, intended to act as stable baseload for district
heating over a long operating life (5) . Steady Energy
follows the same overall logic, operating at low temperature
and low pressure compared with conventional
nuclear power plants, and delivering nearly all thermal
output directly to the district heating grid (6) . Its modular
approach, with up to 50 MW of heat per module and
the possibility to add multiple modules in parallel, is
particularly relevant for a county where heat demand
and district heating infrastructure may be distributed
across several towns rather than concentrated in one
large metropolitan area.
On delivery speed, these designs offer both advantages
and clear limits. The advantage is that heat only
reactors are simpler plants with fewer major components,
no turbine island, and reduced integration
complexity with the electricity system. This can reduce
construction scope and operational complexity compared
with a power producing reactor. The limiting
factor, however, is that Innlandet and Norway do not
yet have an established licensing framework, regulator
capacity, or supply chain for nuclear deployment. Even
if a design is simplified, first of a kind licensing and
host country readiness can dominate the timeline. In
Calogena’s case, the first prototype is planned to be
built in Flamanville with a target completion around
2035, which indicates that near term deployment in
Innlandet would be constrained by the maturity of
the reference project and the pace at which a licensing
approach can be established. Steady Energy’s concept
Figure 5
Illustration of Calogenas design
Figure 6
Illustration of Steady Energy’s design
Ausgabe 2 › März

Research and Innovation
49
Figure 7
Illustration of the Hexana design
is similarly positioned as a near term district heating
solution in principle, but the practical schedule for
Innlandet will still depend on whether Norway chooses
to develop a regulatory pathway for small, heat only
installations, and whether suitable district heating
partners and sites are prepared. In short, these concepts
can be faster to build than large grid connected plants
once the enabling framework exists, but they are
unlikely to be a solution for the most acute capacity
constraints in the immediate 5 – 10 years.
The environmental implications in terms of cooling
requirements are one of the strongest arguments for
this reactor class in an inland region. Both designs are
intended to avoid the need for large external cooling
water withdrawals typical of electricity producing
nuclear plants. Since they do not reject large amounts
of waste heat through a condenser system, they can be
deployed without direct dependence on major rivers
or lakes for once through cooling, and without the
visual and land use footprint of large cooling towers.
This is particularly attractive in Innlandet, where siting
near large coastal water bodies is not an option
and where protection of freshwater ecosystems is a
sensitive topic. Their underground construction
concepts also reduce above ground footprint. The
remaining environmental considerations are therefore
less about cooling water and more about standard
nuclear issues such as radiological safety, transport of
fuel, and management of radioactive waste. In waste
terms, these reactors do not eliminate spent fuel, but
the total waste volume is expected to be modest because
the thermal power is relatively small compared with
large scale reactors. Waste handling requirements
would still be governed by national policy and infrastructure,
meaning that Innlandet would not only be
making a technology choice but also implicitly relying
on Norway developing a national spent fuel and
radioactive waste strategy compatible with deployment.
This challenge is already partly addressed by
Norwegian Nuclear Decommissioning, a state agency
established in 2018 to dismantle Norway’s nuclear
research reactors at Halden and Kjeller and to manage
radioactive waste. While its current mandate does not
include waste from commercial nuclear power plants,
this mandate could be expanded if a political decision
is taken to introduce nuclear power in Norway.
The key question for Innlandet is whether heat only
reactors can contribute meaningfully to alleviating the
growing capacity shortfall. While such reactors do
not add electrical capacity to the grid, they can reduce
electricity demand during winter peak periods if
they replace heat production that would otherwise
rely on electricity or fossil fuels. Innlandet already
has district heating networks, including waste to
energy facilities, but if electricity is also commonly
used as peak or backup heat during cold periods (which
is the case on national level), nuclear heat could lower
peak electricity demand and ease pressure on the
regional grid, provided it displaces electric heating
rather than existing low carbon heat sources, and
that the demand of district heating is sufficient enough
for a nuclear reactor. Their contribution to the capa city
challenge is indirect but potentially significant, depending
on how they are integrated into the existing
heat system.
Electricity Producing SMR concepts
Small modular reactors designed to deliver electricity
and high temperature heat represent a different system
role than heat only reactors. For Innlandet county,
these designs are primarily relevant as providers of
firm electrical capacity and industrial heat, rather
than as tools for reducing electricity demand, even if
Vol. 71 (2026)

50
Research and Innovation
building many in series will have the same effect as
large scale reactors in that regard. Many of the SMR
designs focus on their value laying in supporting
electrified industry clusters, improving grid stability
during winter peak periods, and enabling industrial
decarbonisation that cannot be achieved through
electricity alone. As two examples of these technologies
we will discuss Hexanas SMR concept and the BWRX
300 from GE Vernova Hitachi.
Hexana’s design concept is fundamentally oriented
toward industrial applications (7) . The reactor is a
Generation IV sodium cooled fast reactor with an
electrical output on the order of 400 MW, and the
capability to deliver heat at temperatures up to
approximately 500 degrees Celsius. This temperature
range is well suited for energy intensive industrial
processes such as chemicals, materials processing, and
future low carbon fuels. A defining feature of the design
is the integration of thermal energy storage, which allows
the reactor to operate at steady power while shifting
heat and electricity delivery over time. For
Innlandet, this creates a potential pathway to serve
industrial clusters with both continuous heat
supply and flexible electricity output, reducing reliance
on the grid during peak hours. The concept is also
intended to be deployed in multi unit configurations,
typically two to six reactors at the same site, which
allows for shared infrastructure, improved economics,
and staged expansion aligned with industrial demand
growth.
In terms of delivery timeline, Hexana’s design is at an
earlier stage of deployment compared with light water
SMRs. While it builds on historical French experience
with sodium cooled fast reactors such as Phénix and
Superphénix, it remains a Generation IV concept that
would require extensive licensing and regulatory
adaptation in Norway. This implies that deployment
in Innlandet would be a medium to long term option
rather than a near term solution. The complexity
of sodium cooled systems and the absence of an
established fast reactor licensing framework in Norway
further reinforce that such a design would require
strong political commitment and institutional preparation.
As a result, Hexana should be viewed as a strategic
option for long term industrial decarbonisation rather
than as a response to the most immediate capacity
constraints.
From an environmental perspective, Hexana presents
both advantages and challenges that differ from
conventional light water reactors. As a fast reactor, the
design makes more efficient use of uranium, which reduces
the amount of spent fuel generated per unit
of energy delivered and can be seen as a long term
benefit for waste management. At the same time, the
use of sodium as a coolant introduces different safety
and operational considerations compared with
water cooled reactors, including the need to manage a
chemically reactive coolant system.
Cooling requirements are not eliminated, but the
system is designed to reduce reliance on large external
water sources. Because a significant share of the
thermal output is intended to be delivered directly to
industrial processes, and because thermal energy
storage is integrated into the concept, less heat must be
rejected to the environment at any given time. This
allows greater flexibility in cooling solutions, including
the potential use of cooling towers or air based systems
rather than continuous withdrawal of water from
rivers or lakes.
For Innlandet county, the main advantage of such a
design lies in its ability to supply high temperature
industrial heat directly, avoiding the need to generate
electricity that would then be converted back into heat
at the point of use. This reduces pressure on the
electricity system during winter peak periods and
makes the design more compatible with an inland
region where both grid capacity and access to large
cooling water sources are constrained.
The BWRX 300 from GE Vernova Hitachi represents a
more mature and deployment oriented SMR design (8) .
It is a boiling water reactor with an electrical output of
approximately 300 MW, derived from the larger ESBWR
design and using a conventional light water fuel cycle.
Unlike Generation IV concepts, the BWRX 300 is already
under construction in Canada, which provides an
important reference case and reduces first of a kind
risk. The design emphasises standardisation, modular
construction, and a reduced plant footprint, with the
ambition of achieving a smaller safety zone compared
with traditional large reactors.
For Innlandet, the BWRX 300 is primarily relevant as a
source of firm electrical capacity that can be added
incrementally. If multiple units are built at the same
site, maintenance and refuelling can be staggered to
achieve very high overall availability, potentially
approaching continuous output at the site level even
when individual units are offline. This is particularly
valuable in a region facing winter peak constraints, as
it provides predictable and dispatchable capacity that
can support both households and new electrified
industry. While the reactor does not deliver high
temperature heat suitable for heavy industrial processes,
it can still support electrification indirectly by
Figure 8
Illustration of the BWRX-300 design
Ausgabe 2 › März

Research and Innovation
51
stabilising the grid and reducing reliance on imports
during cold periods.
In terms of delivery speed, the BWRX 300 has a clear
advantage over more novel designs. The use of an
established fuel cycle, a design lineage tied to an
already licensed large reactor, and an international
licensing strategy coordinated with regulatory bodies
increase the likelihood of a shorter path to deployment
once a national decision is taken. For Innlandet, this
means that such a reactor could plausibly be aligned
with the timeframe of major grid upgrades and
industrial expansion, rather than trailing far behind
them. Nevertheless, as with all nuclear options in
Norway, actual delivery speed would still be governed
by national regulatory readiness and political decision
making rather than construction alone. Also, building
multiple SMRs will increase the safety zone and be
comparable with a large scale reactor, and it remains
to be seen if building many small reactors is more
profitable than building one large reactor.
Environmental implications for the BWRX 300 are
more conventional and therefore more predictable.
Cooling requirements would be similar to those of
other light water reactors, implying a need for cooling
towers or access to suitable water sources. This is a
more demanding siting requirement than for heat only
reactors, but it remains manageable in inland regions
provided that environmental permitting is addressed
carefully. Waste generation follows established patterns
and would integrate with national spent fuel and waste
management solutions, rather than requiring new
technical approaches.
When assessed against Innlandet’s capacity challenge,
these two SMR designs offer different but complementary
system roles. Hexana has the potential to
transform how industrial energy demand is met by
delivering both electricity and high temperature heat
directly to industry, thereby avoiding large increases
in electricity consumption. Its contribution to the
capacity shortfall would be indirect and long term,
through reduced electrification pressure and flexible
operation enabled by thermal storage. The BWRX 300,
by contrast, directly addresses the capacity shortage by
adding firm electrical generation that can support
winter peak demand and enable further electrification
of industry and transport. While it does not solve
industrial heat needs on its own, it strengthens the
power system in a way that is immediately relevant to
Innlandet’s current constraints.
Traditional Large Scale Reactors
Large scale nuclear reactors, like the pressurized water
reactor (PWR) or the boiling water reactor (BWR), are
the most common nuclear reactors in the world, as of
today. These reactors represents the tried and tested
technology, both when it comes to construction,
operations, fuel cycle and waste management. For
Figure 9
Illustration of the CANDU Monark design
Innlandet county, their relevance lies in the ability to
deliver large volumes of firm electrical capacity from
a single site, acting as an anchor for the regional and
national power system. Such reactors are not designed
to solve specific local heat demand challenges, but
rather to strengthen overall system adequacy and
free up hydropower for balancing and peak regulation.
The designs that will be explored here are the AP1000
from Westinghouse and the CANDU reactor from
AtkinsRéalis.
The AP1000, developed by Westinghouse Electric
Company, is a Generation III+ pressurised water reactor
with an electrical output of approximately 1117 MW (9) .
Westinghouse has a long industrial history and its
reactor designs form the basis of a large share of
pressurised water reactors worldwide. The AP1000
builds on well established technology while incorporating
passive safety features and a modular construction
approach intended to reduce construction risk. First of
a kind units were completed in the United States during
in 2023 and 2024 respectively, and while these projects
experienced cost and schedule challenges, they also
established recent build experience and a growing
knowledge base for operation and maintenance. For
Innlandet, the AP1000 would represent a single large
addition of firm capacity capable of supplying a
substantial share of winter peak demand, but it would
also require significant site preparation, a larger safety
zone, and grid integration. That said, this would also
be the case for a multiple SMR build project. It can be
mentioned that Westinghouse has launched the AP600,
which is smaller than the AP1000 and is promised to
be more economical.
The CANDU reactor, developed in Canada by
AtkinsRéalis (10) , represents a different large reactor
pathway. CANDU designs are available in the range
of roughly 600 to 1000 MW and are characterised
by the use of natural uranium fuel, eliminating the
need for enrichment. Online refuelling allows the
reactor to remain in operation while fuel is replaced,
contributing to high availability. Unlike many western
reactor designs, CANDU reactors have been built
continuously over several decades in countries such as
Canada, India, Romania, South Korea, and Argentina,
Vol. 71 (2026)

52
Research and Innovation
Figure 10
Picture of the AP1000 being built at Vogtle
resulting in a sustained industrial supply chain and
operational experience. Canada has recently completed
life extension programmes for its entire fleet, further
demonstrating long term operability. Refurbishing
on time and on budget. In addition to electricity
generation, CANDU reactors can produce medical
isotopes, creating additional societal and economic
value beyond power production. CANDU reactors also
offer the possibility of using thorium based fuel cycles
in the future, which could reduce the volume and
characteristics of spent fuel and potentially increase
long term fuel security. For Norway, this could be
relevant in the context of domestic resource availability.
However, thorium fuel concepts are also being
developed and tested for light water reactors, meaning
that the use of thorium is not inherently specific to the
CANDU design.
From a practical standpoint, both the AP1000 and
CANDU may require somewhat larger sites and wider
safety zones than the SMR concepts discussed earlier.
Cooling requirements are also more demanding. Both
designs support multiple cooling configurations,
including cooling towers that minimise direct interaction
with local water bodies, as well as once through
cooling using lakes or rivers where environmental
regulations permit. For an inland region such as
Innlandet, cooling towers would likely be the preferred
option to reduce ecological impact, although this comes
at the cost of increased land use and visual footprint.
Given the water needed to cool a large scale reactor a
location by the sea may be more preferable than in an
inland region.
In terms of environmental performance, emissions
are indirect and occur primarily in the supply chain,
comparable to other low carbon electricity technologies.
Waste management follows established pathways
and would integrate with national radioactive waste
strategies rather than requiring technology specific
solutions. Both designs therefore rely on Norway
developing a comprehensive national framework
for spent fuel and waste handling.
An important distinction for large scale reactors is
the maturity of both the technology and the regulatory
framework. These reactor types have been built and
operated for decades, and licensing processes already
exist in several countries. This reduces first of a kind
risk and provides regulators with established safety
cases, operational experience, and reference plants.
While the construction of a large reactor is inherently
time consuming, the overall timeline from decision to
operation may still be shorter than for a first of a kind
SMR project, where both the technology and the
regulatory approach must be developed in parallel. For
a country starting from scratch, such as Norway, this
maturity could make large scale reactors a more
straightforward option to initiate from a regulatory
and institutional perspective.
With respect to grid interaction, both the AP1000 and
CANDU are designed primarily as baseload reactors.
The AP1000 is capable of load following, with ramp
rates from full power down to approximately half
power within minutes. CANDU reactors can also
accommodate changes in demand, typically by
diverting excess steam directly to the condenser rather
than reducing reactor power. In practice, however,
such flexibility is most commonly used for seasonal
adjustment rather than frequent daily or hourly
cycling. For Innlandet, this means that large reactors
would mainly serve to provide continuous firm
capacity, allowing hydropower to be reserved for
balancing and peak demand rather than replacing it.
Summary/Result
This article has examined whether nuclear power
could form part of the solution to the emerging capacity
and electrification challenges in Innlandet county,
and if so, which types of reactor designs are most
compatible with the region’s specific system characteristics.
The analysis shows that the answer is not
binary, but depends on what problem nuclear power
is expected to solve and on the timeframe in which
solutions are required.
Heat only reactor concepts designed for district heating
address Innlandet’s challenges indirectly by reducing
electricity demand rather than increasing supply.
When deployed in connection with existing or
expanded district heating networks, such reactors can
replace electric or fossil based peak heat production
and thereby lower winter peak electricity demand.
Their main strengths are low cooling requirements,
compact siting, and suitability for inland regions, while
their limitation is that they do not add electrical
capacity to the grid. As a result, they are best understood
as a complementary measure that can ease
pressure on the power system rather than resolve the
capacity shortfall on their own.
Small modular reactors designed for electricity production
and industrial heat, occupy an intermediate
position. Designs such as light water SMRs directly
contribute firm electrical capacity and can be deployed
Ausgabe 2 › März

Research and Innovation
53
incrementally, while high temperature concepts
targeting industry can reduce future electrification
pressure by supplying heat directly to industrial
processes. For Innlandet, these reactors offer flexibility
in scale and siting and can align more closely with
industrial clusters and demand growth. Their contribution
to system adequacy can be both direct, through
added generation, and indirect, through reduced
electricity demand for heat, but deployment timelines
remain dependent on regulatory readiness and
reference projects.
Large scale reactors represent the most powerful
option in terms of capacity impact. By delivering large
volumes of firm electricity from a single site, they can
significantly strengthen winter adequacy and allow
hydropower to be reserved for balancing and peak
regulation. At the same time, they may require larger
sites and definitely more extensive cooling solutions.
Their role in Innlandet would be that of a system
anchor rather than a targeted local solution. If building
a large scale reactor in Norway it may be better to build
near the coastal line in the NO1 bidding zone, that
would also give the same benefits to Innlandet county
as mentioned above.
Taken together, the assessment shows that nuclear
power can contribute to addressing Innlandet’s
challenges in several distinct ways. Heat only reactors
reduce demand, SMRs offer modular and flexible
capacity additions, and large reactors provide system
level strength. The strategic question for Innlandet
is therefore not whether nuclear power should be
considered in general, but which combination of
technologies best aligns with the region’s capacity
constraints, industrial ambitions, environmental
conditions, and acceptable timelines for delivery.
Author
Vala Maria Valsdottir
PhD candidate
University of Oslo
v.m.valsdottir@fys.uio.no
Vala Maria Valsdottir is currently doing an industrial
PhD in nuclear economics and energy systems at
the University of Oslo, focusing on the role of nuclear
power in future electricity systems. Her research
combines technical economic analysis, political decision
making within the power system, and uses this
for case studies both on national and international
level. As part of her industrial PhD, she also works
as a Senior Advisor at Crayon Consulting, where
she delivers advanced analytical solutions to
support decision making in the energy sector.
Her work bridges academic research and applied
system level assessments for industry and public
stakeholders.
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2022. https://doi.org/10.1787/59e71c13-en.
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Vol. 71 (2026)

54
Research and Innovation
3D-Laserscanning und KI
zur automatischen Mengen- und
Massenermittlung – eine skalierbare
Alternative zu BIM und Digital Twin
› Carsten George, Christian Berthold, Martin Bach, Stefan Hörmann
Mit dem Ziel Effizienz, Wirtschaftlichkeit und Arbeitssicherheit der Rückbauanlage zu
steigern, wurde die Rückbauanlage Gundremmingen innerhalb weniger Wochen
nahezu vollständig mit 3D-Scanning und KI digitalisiert (siehe Abbildung 1) und das
digitale Modell in bestehenden Workflows und Datenstrukturen integriert.
Abbildung 1
Digitale Doppelblockanlage: Luftbild der Rückbauanlage Gundremmingen (links), 3D-Scan Darstellung (Mitte), und Ausschnitt der
virtuellen Begehung (rechts) mit Farbverlauf der Darstellungsmodi „Fotorealistisch“ und „KI-Objekterkennung“.
1. Einleitung und Motivation
Der Rückbau eines Kernkraftwerks stellt eine erhebliche
finanzielle Herausforderung dar. Mit der Stilllegung
entfallen die Einnahmen aus der Stromerzeugung
vollständig, während sich die laufenden
Betriebskosten nur geringfügig verringern lassen.
Folglich machen die Betriebskosten häufig den größten
Anteil der Rückbaukosten aus und belaufen sich
oftmals auf etwa 50 % [1] der Gesamtkosten.
In der Literatur werden die Rückbaukosten für größere
Kraftwerksblöcke mit rund 750 Mio. EUR bis 1 Mrd. EUR
pro Block angegeben [2] [3] . Bei einer Projektlaufzeit von
etwa 15 Jahren [4] und einer Doppelblockanlage lässt
sich abschätzen, dass kleine Verzögerungen bereits
Mehrkosten von ca. 10 Mio. EUR pro Monat verursachen
können.
Im Rückschluss ergibt sich großes Einsparpotenzial
in der Reduzierung der Betriebskosten durch eine
Verkürzung der Rückbauzeit, realisierbar durch
optimale Steuerung und das konsequente Vermeiden
von Verzögerungen.
Wir präsentieren ein KI-System, das skalierbare, aktualisierbare
und verlässliche Daten für die Steuerung
des Rückbaus bereitstellt. Darüber hinaus bietet es eine
intuitive virtuelle Begehungs- und Kommunikationsplattform,
die effizientere Abstimmung ermöglicht und
zur Vermeidung von Verzögerungen beiträgt.
Am Standort Gundremmingen wurde von Beginn an
auf einen optimierten Abbau- und Steuerungsprozess
[5] hingearbeitet. Zusätzlich wurde eine digitale Infrastruktur
aufgebaut, die Übersichtlichkeit, Nachverfolgbarkeit
und Automatisierung gezielt unterstützt.
Mit Einführung des KI-Systems, das den Ist-Zustand
analysiert, ist die Prozesskette vom Abschaltzustand
bis zur Freigabe und Entsorgung nahezu vollständig
digitalisiert.
Ausgabe 2 › März

Research and Innovation
55
Wir präsentieren eine im Bestand skalierbare Alternative
zu BIM und Digital Twin. Im Folgenden
bezeichnen wir das vorgestellte System als AIDA (AI for
Dismantling Acceleration).
Der folgende Beitrag ist wie folgt aufgebaut. In Kapitel
Verwandte Arbeiten gehen wir auf Literatur und
Grundlagen ein. Im Kapitel Systemübersicht geben
wir einen Gesamtüberblick über das entwickelte
System, Anwenderfunktionen und die KI-Anbindung.
Das Kapitel Digitaler IRP in Gundremmingen stellt
den digital unterstützten Rückbauprozess vor. Die
Bewertung des vorgestellten Systems ist im Kapitel
Evaluation beschrieben, gefolgt von Zusammenfassung
und Ausblick.
Der Leser sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass
das 3D-Verständnis am besten durch Videosequenzen
gegeben ist, die unter folgendem Link zu finden sind:
https://aurivus.com/ATW2601
2. Verwandte Arbeiten
In diesem Kapitel geben wir einen Überblick über
aktuelle Innovationen und relevante Entwicklungen.
2.1 Workflow-Alternative BIM & Digital Twin
Forschungsprojekte untersuchen die Anwendung von
BIM im Nuklearbereich. Im Vergleich zu Neubauprojekten
befindet sich „BIM im Bestand“ überwiegend
im Forschungsstadium ohne breite Marktetablierung.
Dies ist u.a. auf den hohen Aufwand zurückzuführen,
der für die Umwandlung von 3D-Scans in CAD-Modelle
erforderlich ist [6] [7] [8] . In der vorliegenden Arbeit wird
eine skalierbare Alternative vorgestellt, die nicht durch
händische Arbeit in CAD limitiert ist, sondern mit KI
und Webtechnologie vollautomatisiert arbeitet.
Auch wenn Forschungsergebnisse zu BIM in der Praxis
noch nicht etabliert sind, zeigen sie das Potenzial, wenn
diese Hürde mit KI überwunden wird. Arbeiten
be fassen sich u. a. mit umfassenden Systemen [9] für
Planung, Kostenbewertung, Strahlenexposition und
Abfall management, der Abbildung von Regularien und
Vorschriften [10] in BIM-Software, den Möglichkeiten
von Robotik [11] , sowie der Instandhaltungsplanung im
Lifecycle-Management [12] .
In der Fachpresse wird über erfolgreiche Pilotprojekte
berichtet, die allerdings selten über Proof of Concept
hinaus implementiert werden. Diese PoCs werden oft
als bedeutende Erfolge gewertet [13] [14] [15] [16] , obwohl
ihre Überführung auf eine gesamte Anlage aufgrund
mangelnder Skalierbarkeit bislang nicht realisiert
wurde.
Im PoC in [14] wurde bereits 2020 ein kleiner Abschnitt
des Kernkraftwerks Biblis in BIM modelliert und der
Mehrwert überzeugend dargestellt. In einem Expertengespräch
wurde angegeben, dass eine Ausweitung auf
das gesamte Kraftwerk mit Kosten im hohen einstelligen
Millionenbereich verbunden wäre. Eine
Skalierung erfolgte nicht. Eine ähnliche Case-Study
findet sich in [13] .
Zusätzlich zu den hohen Kosten führt das herkömmliche
Vorgehen wie in [13] und [14] zu langen Durchlaufzeiten,
sodass Aktualisierungen gleichermaßen
kostenintensiv sind und zeitlich erheblich verzögern.
Insbesondere für Anwendungsfälle, die auf zeitnahe
Aktualisierungen des Ist-Zustands angewiesen sind,
kann dies zum kritischen Engpass werden.
Die hohe Skalierbarkeit der vorgestellten Lösung
reduziert Kosten und Durchlaufzeiten erheblich,
sodass kontinuierliche Updates realisierbar sind und
zahlreiche darauf basierende Anwendungsfälle –
insbesondere Steuerung, Fortschrittsmonitoring und
Verlaufsverfolgung – befähigt werden.
Die Überführung von 2D-Plänen oder 3D-Scans in BIM/
CAD-Modelle ist ein wesentlicher Engpass in der
Fachliteratur [7] [8] [13] [14] [15] [16] . In den Studien spielt der
Level of Detail (LoD), also der Detailgrad der Nachmodellierung
von Punktwolken, eine zentrale Rolle,
da eine Reduzierung eine schnellere Umsetzung
ermöglicht. In der vorliegenden Arbeit hingegen ist
der LoD unerheblich: Das neuronale Netz verarbeitet
den vollständigen 3D-Scan mit der vom Hersteller
gelieferten Auflösung von etwa 5 mm.
AIDA folgt einigen methodischen Prinzipien von BIM,
verzichtet jedoch auf den Einsatz von CAD. AIDA
basiert, analog zu BIM, auf datengetriebenen, digitalen
Methoden und beruht auf der strukturierten Erfassung,
Verwaltung und Nutzung digitaler Anlagenmodelle
um komplexe Anlagen transparent abzubilden. In
Kombination mit dem nahezu vollständig digitalisierten,
integrierten Rückbauprozess (IRP) [17] [5] , wird
ebenfalls der Prozess transparent abgebildet.
2.2 Effizienzsteigerung durch Digitalisierung und
Prozessoptimierung
Ein zentrales Ziel ist, die Rückbauzeit durch Prozessoptimierung
zu verkürzen, um die enormen
Betriebskosten, wie in Abschnitt 1 ermittelt, zu senken.
Scherwath et al. [18] charakterisieren den nuklearen
Rückbau als multidisziplinäres, komplexes Logistikprojekt,
das über Abrissarbeiten hinaus technische,
regulatorische, finanzielle und organisatorische Maßnahmen,
insbesondere Materialflusssteuerung sowie
sichere Lagerung und Transport radioaktiver Abfälle,
erfordert. Positive Effekte der Digitalisierung im
naheliegenden Bereich der Logistik wurden eingehend
untersucht [19] . Studien zeigen, dass Investitionen in
Business Intelligence (BI) über drei Jahre Renditen
von über 1300 % erzielen konnten [20] . Diese Digitalisierungserfolge
sollen auf den nuklearen Rückbau
übertragen werden. Im Abschnitt 4 zeigen wir anhand
von Best Practices aus Logistik und Business
Vol. 71 (2026)

56
Research and Innovation
Intelligence, wie die durchgängige Digitalisierung
von Materialflüssen im nuklearen Rückbau erhebliche
Einsparpotenziale erschließt.
Die Bedeutung der Prozessoptimierung für effizientes
Arbeiten ist durch zahlreiche Studien belegt. Sie zeigen,
dass Methodische Verbesserungen Kosten senkt, Produktivität
und Qualität steigert sowie Verschwendung
vermeidet, Engpässe minimiert und Abläufe nachhaltiger
gestaltet [21] .
Deutsche Betreiber folgen im Rückbau weitgehend
ähnlichen Abläufen: systematischer Abbau der
Komponenten, Verpackung kontaminierter Materialien
in TBV- oder Optiboxen, Transport, Nachzerlegung
sowie Dekontamination in Fabriken oder Reststoffbearbeitungszentren
(RBZ) [22] [17] [23] [24] [25] . Diese
stan dardisierten Schritte bilden die Basis für eine
effiziente Steuerung und Planung.
Ein innovatives Verfahren in diesem Kontext ist der
von RWE patentierte [5] Integrierte Rückbauprozess
(IRP). Mit dem IRP verfolgt RWE einen ganzheitlichen
Ansatz zur Optimierung von Rückbauprozessen, der
konsequent Wertstoffrückgewinnung, Prozessintegration
und Regulierungsanforderungen verbindet. Dabei
werden Prozessschritte nicht isoliert betrachtet,
sondern systematisch aufeinander abgestimmt, um
die Effizienz, Sicherheit und Nachhaltigkeit des
Rückbaus zu maximieren. Abschnitt 4 beschreibt die
Digitalisierung des IRP in der Tiefe.
2.3 KI auf 3D-LiDAR-Daten im Nuklearbereich
Künstliche Intelligenz verzeichnet in fast allen
Bereichen technische Erfolge und verändert zahlreiche
Arbeitsprozesse grundlegend [26] [27] .
Technisch zeigen sich die größten Erfolge von KI –
mit weitreichender medialer und wirtschaftlicher
Wirkung über die Forschungscommunity hinaus –
vor allem bei der Verarbeitung von Text-, Bild- und
Videodaten. ChatGPT, DALL·E, Veo und zahlreiche
weitere Systeme haben in jüngster Zeit breite
Bekanntheit erlangt.
Damit verglichen ist KI auf 3D LiDAR-Daten noch
am Anfang und die wissenschaftliche Community
konzentriert sich auf Problemstellungen in Nischen.
Online verfügbare Trainingsdaten von Kernkraftwerken
existieren nach unserem Wissen nicht.
Die Übertragung von Szenarien aus den Lerndatensätzen
auf abweichende Bedingungen befindet sich in
der Forschung noch in einem frühen Stadium [28] .
Dies stellt eine Herausforderung dar, Ansätze der
Literatur in einem anderen Kontext, beispielsweise
einem Kernkraftwerk, anzuwenden. In der vorliegenden
Arbeit wird die aurivus KI verwendet, deren
Vorteil es u.a. ist, dass sie auf neue Gegebenheiten, wie
das innere eines Kernkraftwerks, mit wenig Aufwand
adaptiert werden kann.
3. Systemübersicht
AIDA wurde On-Premises, also ohne den Einsatz
externer Cloud-Systeme, in der IT Infrastruktur der
Rückbauanlage aufgesetzt. In Abbildung 2 sind
die wesentlichen Komponenten erläutert.
Mit AIDA wurde ein 3D-Abbild und dessen KI-Auswertung
in die bestehende Anlagen-IT und etablierte
Workflows integriert. Die Integration wurde bewusst
so konzipiert, dass sie die vorhandenen Arbeitsabläufe
Abbildung 2
Systemübersicht: User können über ein browserbasiertes Interface auf 3D-Scandaten, KI-Ergebnisse und verknüpfte Daten der
bestehenden Anlagen-IT zugreifen. Die Verknüpfung der bestehenden Datenbanken und Software erfolgt über die KI-Auswertung
der 3D Scandaten über Raumbereiche und identifizierte Objekte. Hinweis: das User Interface ist zwar browserbasiert, das System
läuft aber auf Servern der Rückbauanlage.
Ausgabe 2 › März

Research and Innovation
57
unterstützt und optimiert, ohne, dass eingespielte
Prozesse angepasst werden müssen.
Durch die Integration wird ein präzises Verständnis des
realen Anlagenzustands einerseits den arbeitenden
Personen schneller und intuitiver zugänglich gemacht,
andererseits die quantitative Bewertung in Form von
umfassenden Mengen- und Massenabschätzungen
deutlich verbessert.
Mit KI werden die 3D-Scans sowohl für IT-Systeme
auswertbar als auch für Menschen interaktiv begehbar
gemacht. 3D-Scans sind eine etablierte Praxis und
können mit einer Person in wenigen Wochen durchgeführt
werden (etwa 12 Wochen für mehr als 90 %
der Doppelblockanlage). Zweite oder weitere Scans
zur Aktualisierung lassen sich noch schneller realisieren.
3D-Scans werden als Punktwolken erfasst, deren
Milliarden Messpunkte per KI in referenzierbare
Anlagenobjekte überführt werden (s. Abbildung 3;
Details in Abschnitt 3.2). Entstanden ist eine
objektorientierte Datenbank, in der Typ und typspezifische
Parameter (z. B. Durchmesser, Breite,
Gewicht) sowie Cluster- und Anlagenkennzeichen
(AKZ) hinterlegt sind. Für Gundremmingen bedeutet
das die Um wandlung von etwa 18 Mrd. Einzelpunkten
in über 200 000 Objekte. Über diese Objektmerkmale
lassen sich IT-Systeme wie das Dokumentenmanagementsystem,
die Technische Anlagendokumentation (TAD)
und das Taktplanungstool ICP nahtlos mit AIDA verknüpfen.
So fließen Mengen- und Massenkennzahlen
in die operative Rückbau- und Langfristplanung ein
und stehen über Anwendungen wie RVR, interne
Access­ Lösungen oder Power BI zur weiteren Verarbeitung
zur Verfügung. Die langfristige Abbauplanung
und der Einsatz der Gewerketeams lassen sich durch
die Cluster-aggregierten Mengen- und Massenkennzahlen
initial optimieren – über eine Schnittstelle zum
Planungstool ICP.
3.1 Einsatzgebiete und Anwenderfunktionen
Neben der Nutzung der umfassenden Mengen- und
Massenermittlung als Export für die langfristige
Abbildung 3
KI-Verarbeitung: Der Ausschnitt eines 3D-Scans (links) wird über eine KI (mitte) in eine Objektdatenbank (rechts) überführt.
Der 3D-Scan, der aus einzelnen Farbpunkten besteht, wird von der KI in einzelne Objekte unterteilt. Die Farbe im rechten Bild illustriert
die erkannten Objekte mit Einfärbung nach von der KI erkanntem Typ. Die Objekte sind interaktiv zugänglich. Das vertikale Rohr in der
Mitte ist selektiert, was durch die dunklere Einfärbung illustriert wird.
Abbildung 4
Ausblenden der Anlageninfrastruktur und Darstellung der Wandflächenobjekte: Zwei Bildschirmfotos zeigen den 3D-Scan der Anlage
aus den gleichen Blickwinkeln. Links wird die vollständige Punktwolke in RGB Farben dargestellt, rechts wurde die Anlageninfrastruktur
ausgeblendet, Flächenelemente bleiben sichtbar. Die Flächenobjekte wurden in eindeutig referenzierbare Kacheln unterteilt.
Die Einfärbung der Kacheln erfolgt über hinterlege Zahlenwerte.
Vol. 71 (2026)

58
Research and Innovation
Planung und Rückbausteuerung bietet die Plattform
integrierte Features zur Effizienzsteigerung.
Die Integration erfolgte gezielt mit dem Personal der
Anlage unter Betrachtung der funktionierenden Workflows,
größten Aufwände und Herausforderungen der
Vergangenheit.
Detailplaner nutzen AIDA im kurzfristigen Einsatz für
Vor-Ort-Eindrücke und -Orientierung, den Austausch
mit Kollegen sowie den direkten Zugriff auf relevante
Dokumentationen. Über ein virtuelles Location­ Sharing
können Fragestellungen kurzfristig remote oder per
E-Mail diskutiert werden, wofür sonst eine Vor-Ort­
Begehung nötig wäre. Da die Komponenten der
virtuellen Anlage Datenbankeinträge sind, können
auch Fotos, Tabellen oder andere Dokumente, ähnlich
einem Cloud-Speicher, an Objekte angeheftet werden.
Dadurch wird Kontrollbereichszeit und Strahlungsexposition
des Personals reduziert.
In der virtuellen Umgebung können Planer interaktiv
mit Anlagenobjekten wie Rohren, Verbindern,
Armaturen oder Behältern arbeiten – beispielsweise
Elemente ausblenden, verschieben oder Flächen
messen. Dies ist insbesondere vorteilhaft für die
Simulation von Transportwegen oder der Betrachtung
von Betonflächen bevor die Anlagentechnik abgebaut
ist um hier vorausschauend planen zu können – AIDA
kann so eingestellt werden, dass alles außer Böden und
Wänden ausgeblendet wird. Betonflächen sind ebenfalls
als KI-Objekte zugeordnet und können bspw. in
eindeutig referenzierbare Kacheln geteilt werden
( siehe Abb. 4). Darüber hinaus ermöglichen die interaktiven
Objekte den direkten Sprung zu zugehörigen
Beschreibungen oder Plänen im Dokumentenmanagement
sowie zu weiteren Merkmalen in der Technischen
Anlagendokumentation. Die mühsame Identifikation
von AKZ-Nummern und die manuelle Suche in Datenbanken
entfallen damit weitgehend.
Die Aktualisierbarkeit der Daten ist ein zentrales
Merkmal von AIDA. Ein mittelgroßes Cluster kann
während oder nach dem Rückbau der Infrastrukturkomponenten
in weniger als einer Stunde erneut
gescant werden. Die so erfassten Daten ermöglichen
nicht nur einen Rückblick auf den Ursprungszustand
über eine integrierte Zeitleiste, sondern liefern auch
Abbildung 5
Datenaktualisierung und Dashboard: Burndown-Diagramme (oben) illustrieren den zahlenmäßigen Fortschritt des Rückbaus im
Dashboard. Türkise Pfeile markieren klickbare Elemente um zum entsprechenden Zeitpunkt in der 3D-Ansicht (unten) zu springen.
Die 3D-Ansichten zeigen den selben Blickwinkel zu verschiedenen Zeitpunkten. Eine Rohrleitung ist in beiden Ansichten blau markiert
und ist über den gleiche Datenbankeintrag über die Zeitdimension hinweg referenziert.
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Research and Innovation
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Übergabedaten für die Gebäudedekontamination und
-freigabe (GeDuF).
Über das Webinterface werden die aktualisierten
Scandaten auch zahlenmäßig in einem Dashboard
visualisiert wie in Abbildung 5 dargestellt.
3.2 KI-Architektur und Anbindung an die
IT-Systeme
Wie in der Einleitung ausgeführt, hat KI im Umgang
mit Texten, Bildern und Bildsequenzen bereits
beachtliche Erfolge erzielt. Die Übertragung vergleichbarer
Konzepte auf 3D-Daten ist jedoch aufgrund
des enormen Datenvolumens (z. B. ca. 18 Mrd. Punkte
im Kraftwerksscan) deutlich anspruchsvoller. Die
etablierten Faltungsnetzwerke mit Un-Pooling-Layern,
wie sie in gängigen Architekturen verwendet werden,
eignen sich nicht, da der Rechenaufwand unter den
gegebenen Randbedingungen exponentiell ansteigt.
Zugleich erfordert die Anwendung einen trainierbaren
Domänentransfer, um Punktwolken in aussagekräftige
Objekte und deren Eigenschaften zu überführen.
Zudem bildet dieser Domänentransfer eine Schlüsselfähigkeit
für die Integration in die IT-Systeme der Rückbauanlage,
die auf einer objekt-, klassen- und raumbereichsorientierten
Darstellung sowie der Zuordnung
von Anlagenkennzeichen basiert. Die aurivus KI
wurde so entwickelt, um diesen Domänentransfer mit
begrenzten Rechenressourcen zu reali sieren. Zudem
kommen 2D-Netzwerke zur Analyse der 360°-Aufnahmen
zum Einsatz, um Personen zu anonymisieren
und Textinhalte automatisiert auszuwerten. Die 2Dund
3D-KI-Ergebnisse werden im Anschluss mit einer
Textauswertung der Datenbanken zusammengeführt.
Für den nuklearen Rückbau wurde die KI zunächst
auf die wesentlichen Aufwandstreiber – Rohre,
Verbinder, Armaturen, Stahlträger sowie Boden- und
Wandflächen – trainiert. Gleichzeitig erkennt sie
auch Treppen, Geländer, Möbel und weitere Objektklassen,
wie die farbliche Einfärbung in Abb. 3
veranschaulicht.
4. Digitaler IRP in Gundremmingen
Der integrierte Rückbauprozess (IRP) beschreibt eine
Herangehensweise an die Rückbauverpflichtung und
wird unter anderem in Gundremmingen eingesetzt.
Die abgebauten Materialien durchlaufen dabei
wesentliche Prozessschritte wie Abbau, Bearbeitung,
Dekontamination, Freimessung, Freigabe und Entsorgung,
vergleichbar einer industriellen Fertigungsstraße.
Ein abgestimmter Materialfluss minimiert
Produk tionsausfälle und Bestände. Dafür sind unterstützende
Prozesse wie Logistik und Strahlenschutz
sowie eine genaue Vorplanung und Verfolgung
der Reststoffe wichtig – Reststoffverfolgungssysteme
dokumentieren Lagerorte, Informationen und planen
Prozessschritte voraus.
Die Grundlage des IRP ist die Einteilung der Anlage in
Raumbereiche (Cluster), die zeitlich angeordnet und
im Vorfeld hinsichtlich Aufwand und Mengen bewertet
werden. Dies bildet die Basis für den weiteren Prozess
und erfordert bislang hohen Planungsaufwand.
Optimierungen im Planungsprozess können Qualität
und Kosten beeinflussen. Eine schematische Übersicht
der verwendeten Programmsysteme liefert
­Abbildung 6.
Sämtliche Planungsdaten werden im zentralen
Taktplantool ICP konsolidiert, das die Dauer der
Abbaubereiche unter Berücksichtigung des Aufwands,
der Ressourcen und des Stoffstroms analysiert. Die
Festlegung der Reihenfolge und anlagenspezifischen
Abbildung 6
Schematische Übersicht relevanter Programmsysteme: Von der automatisierten, KI gestützen Erfassung, über Taktplantool,
bis hin zur Reststoff- und Abfallverfolgung
Vol. 71 (2026)

60
Research and Innovation
Bedingungen führt zum individuellen Rückbaupfad,
der für weitere Optimierungen ausgewertet werden
kann. Systeme wie AIDA liefern eine wertvolle Datenbasis
zur Bewertung der Mengentreiber und optimalen
Reihenfolge.
Im nuklearen Rückbau stehen neben sicherheitstechnischen
Anforderungen logistische und strahlenschutztechnische
Belange im Vordergrund. Die lückenlose
Nachverfolgbarkeit der Komponenten bis zur
Entsorgung ist unverzichtbar. Digitalisierung bildet
dabei eine zentrale Grundlage. In Gundremmingen
wurde hierfür frühzeitig flächendeckendes WLAN
installiert, wodurch Bearbeitungsschritte vor Ort mobil
dokumentiert werden können.
Digitalisierung reduziert Lagerbestände, verkürzt
Durchlaufzeiten und minimiert Fehlallokationen.
Business-Intelligence, z. B. Dashboards und Burndown-
Analysen, bringt Transparenz über Fortschritt, Kosten
und Risiken. KI-basierte Plattformen wie AIDA automatisieren
Mengenabschätzungen und verknüpfen
Daten mit Projekt- und Kostenplänen, ermöglichen
Engpassidentifikation und dynamische Anpassung der
Abläufe.
Eine effiziente Rückbauplanung beginnt bereits in
der Definition und digitalen Unterstützung der
einzelnen Abbauschritte – z. B. von der 3D-Scan­
Erfassung bis zur automatisierten Objekterkennung.
So werden Zeit- und Kostenaufwand gesenkt, Dokumentation
und Nachverfolgbarkeit verbessert. Die
Prinzipien der Logistik und Business Intelligence
zeigen, wie Digitalisierung vielfältige Einsparpotenziale
im nuklearen Rückbau erschließt.
Weitere Prinzipien wie das Pull-Prinzip optimieren den
Materialfluss und minimieren Bestände: Der Folgeprozess
gibt vor, wann Materialien bereitgestellt
werden. Die digitale Erfassung ermöglicht prozessbezogene
Überwachung und Steuerung, was einen
gleichmäßigen Massenfluss vom Abbau bis zur Entsorgung
sichert – ein Kernziel der Rückbauverpflichtung.
5. Evaluation
AIDA wurde als Pilotprojekt durch die RWE Nuclear
GmbH initiiert, sorgfältig evaluiert und anschließend
auf die gesamte Rückbauanlage Gundremmingen
ausgeweitet. Diese schrittweise Vorgehensweise ermöglichte
eine umfassende Bewertung der Technologie
und ihrer praktischen Anwendbarkeit im nuklearen
Umfeld.
5.1 Durchführung des Pilotprojekts
Das dreimonatige Pilotprojekt umfasste etwa 1 % des
Kraftwerks und konzentrierte sich auf drei wesentliche
Aspekte: die Vermessung des Testbereichs, die IT­
Integration in die bestehende Infrastruktur sowie die
Entwicklung der Workflow-Integration in iterativen
Workshops mit den späteren Anwendern.
Bei der Durchführung des Piloten wurde der Vorteil
der Doppelblockanlage zur Evaluation genutzt: es
wurden solche Raumbereiche in Block C betrachtet, die
analog in Block B bereits geplant und abgebaut wurden.
Die technische Umsetzung erfolgte zügig: Das Scanning
wurde binnen eines Tages abgeschlossen, die On­
Premises-IT-Installation dauerte eine Woche. Die Workshops
wurden iterativ durchgeführt – in zweistündigen
Terminen mit kontinuierlichem Feedback der Nutzer.
Parallel wurde das KI-Training auf den Kraftwerkskontext
durchgeführt. Diese Vorgehensweise ermöglichte
bereits zur Hälfte des Pilotprojekts erste
Schulungen. Die Abschlusspräsentation fand planmäßig
nach 3 Monaten statt, gefolgt von einer detaillierten
Evaluation.
5.2 Evaluationsergebnisse
Validierung der KI-basierten Mengen- und Massenermittlung:
Die KI-gestützte Mengen- und Massenermittlung wurde
mit der bestehenden Breitbewertung verglichen.
Obwohl die Notwendigkeit einer aktualisierten Bewertung
bereits erkannt war, verdeutlichte der Pilot die
erheblichen Abweichungen zwischen bisherigen
Schätzungen und der tatsächlichen Situation. In zwei
von sieben Clustern wurden Diskrepanzen der Massen
bis zum Faktor 30 festgestellt, während die KI-basierte
Analyse eine geschätzte Abweichung von etwa 15 %
aufweist. Hier ist hervorzuheben, dass sich der wahre
Wert kaum bestimmen lässt. Die KI Ergebnisse sind
ebenfalls mit Unsicherheit behaftet, doch konnten
keine Outlier wie in der Vergleichsmethode festgestellt
werden, was die Nutzbarkeit in der Kalkulation
deutlich erhöht.
Diese Unterschiede sind angesichts der Komplexität
großer Cluster mit mehreren Kilometern Rohr leitungen
unterschiedlicher Dimensionen nachvollziehbar – eine
manuelle Schätzung solcher Strukturen ist kaum
präzise, wirtschaftlich durchführbar. Die bisherige
Methodik hatte bekannte systematische Fehler, da sie
von wenigen diskreten Kategorien ausging, die die
tatsächlichen Variationen in Raumgröße, Bauteilgrößenverteilung
und Füllgrad nicht abbilden konnte.
Quantifizierung des Einsparungspotenzials:
Das erwartete Einsparungspotenzial wurde mittels
strukturierter Interviews mit dem Planungsteam
ermittelt. Dabei wurden aktuelle Arbeitsabläufe
analysiert, involvierte Personen pro Aufgabe identifiziert
sowie minimale und maximale Zeitaufwände
geschätzt. Anschließend wurde die erwartete mini male
und maximale Einsparung durch AIDA bewertet und
auf Cluster-Ebene normiert.
Ausgabe 2 › März

Research and Innovation
61
Feature AIDA Panorama Atlas BIM-Modell
360°-Bilder Ç (ca. alle 4m) wenige Ó
3D-Scan (Dauer für Erfassung) Ç (ca. 12 Wochen) Ó y (ca. 12 Wochen)
Längen und Flächen messen Ç (Objektunterstütz) Ó möglich, manuell
Objekterkennung (Aufweand der Extraktion) Ç (Instant via KI) Ó möglich (ca. 120 Personenjahre)
Zahlenmäßige Auswertung der Aufnahmen
( Mengen, Ausdehnung, Massen und Bezug zu Clustern)
Automatische, skalierbare Erfassung von Rohr leitungen,
Armaturen, Stahlträgern, Behältern, etc.
Ç Ó Ç
Ç Ó Ó
Verdeckte Objekte in Aufnahmen keine viele keine
Automatische Betonflächenermittlung und -rasterung,
3D-Sensor-Wandflächen-Abdeckung
Ç Ó Ó
Location Sharing um Ort per Link an Kollegen zu senden Ç Ó Ó
3D-CAD-Objekte laden, z.B. Aufzugeinbauten,
Nachnutzungsgeräte, ...
Ermittlung tiefster Punkt in Rohrsystemen
(z.B. für Dekontamination)
Ç Ó Ç
Ç Ó Ç
Simulation logistischer Routen und Stellflächen Ç Ó Ç
Aktualisierbarkeit Ç (Instant via KI) Ç Ç (Aufwand wie initialer Scan)
AKZ-Verortung Ç (>50%, automatisch via KI) wenige, manuell möglich, manuell
Schnittstelle Anlagendatenbanken Ç (Instant via KI) Ç Ó
Resultat ist As-Built Ç Ç Näherung nach Level of Detail
Tabelle 1
Vergleich AIDA, Panorama Atlas und BIM-Modellierung
Die Hochrechnung auf die Gesamtanlage ergab ein
Einsparpotential von bis zu 189 Personen jahren
Kontrollbereichszeit. Dies bedeutet u.a. eine erhebliche
Reduzierung der Strahlenbelastung für die
Mitarbeiter.
Auswirkungen auf die Rückbauzeit:
Die Personaleinsparung führt nicht automatisch zu
einer proportionalen Verkürzung der Rückbauzeit.
Vielmehr wird die Beschleunigung durch zwei zentrale
Faktoren erreicht: Eine verbesserte Datengrundlage
ermöglicht langfristigere Planung, während die digitale
Vernetzung der Beteiligten Verzögerungen verhindert.
Abstimmungen werden beschleunigt, Vor-Ort­
Begehungen reduziert, Missverständnisse über örtliche
Gegebenheiten minimiert und die Dokumentensuche
verkürzt.
Wir gehen von einer Rückbaubeschleunigung von
mindestens 10% der Gesamtrückbauzeit und weiterem
umfangreichem Potential im Prozess der Gebäudefreigabe
aus.
5.3 Skalierung auf das Gesamtkraftwerk
Die Ausweitung auf das gesamte Kraftwerk erfolgte in
sechs Zweiwochensprints, wobei zwischen 80 % und
90 % der Anlage erfasst wurden. Insgesamt wurden
etwa 18 Milliarden Einzelpunkte gescannt und mittels
KI in mehr als 200.000 Objekte überführt.
Nach erneuter sorgfältiger Plausibilisierung der Daten
wurde die ursprüngliche Breitbewertung vollständig
durch KI-basierte Daten ersetzt. Dies reduziert das
Planungsrisiko erheblich: Während früher kurzfristige,
erhebliche Abweichungen in dem schwer überschaubaren
Set von 700 Clustern auftraten, ermöglichen
die präziseren Mengen- und Massenschätzungen mit
reduzierten Ausreißern verlässlichere Daten und
weniger kurzfristige Umplanungen.
5.4 Vergleich mit Alternativen im Nuklearbereich
AIDA wurde mit alternativen Methoden verglichen:
Die BIM-Modellierung [14] und ein 360° Panorama Atlas.
Der Panorama-Atlas verortet 360° Bilder in 2D Plänen
und ist ebenfalls über einzelne Anlagenkennzeichen
Vol. 71 (2026)

62
Research and Innovation
an die Anlagendatenbank angeschlossen. Tabelle 1
zeigt das Vergleichsergebnis mit dem Panorama Atlas
und der BIM-Modellierung.
5.5 Fazit der Evaluation
Die Evaluation bestätigt eine Erhöhung der Arbeitssicherheit
durch reduzierte Strahlenbelastung, eine
Reduzierung des Planungsrisikos durch präzisere
Datengrundlagen sowie eine Steigerung von Effizienz
und Wirtschaftlichkeit durch optimierte Arbeitsabläufe
und verkürzte Projektlaufzeiten.
6. Zusammenfassung und Ausblick
Die AIDA-Plattform verbindet 3D-LiDAR-Punktwolken
mit On-Premises-KI zur automatisierten Objekterkennung
sowie Mengen- und Massenermittlung im
nuklearen Rückbau. Im dreimonatigen Pilotprojekt
wurde die KI und das Einsparungspotential evaluiert.
In der Vollskalierung bestätigte sich die Skalierbarkeit
und Effizienzsteigerung: AIDA ermöglicht eine
kon tinuierliche Fortschrittsüberwachung, reduziert
Planungsrisiken und beschleunigt Rückbauprozesse.
Für die Weiterentwicklung ist geplant, radiologische
Messgeräte mit der 3D-Erfassung zu synchronisieren,
sodass strahlenschutzrelevante Messwerte künftig
räumlich referenziert dokumentiert und visualisiert
werden können. Parallel dazu wird an einer skalierbaren
Methode zur Detektion oberflächennaher
Metallanteile in Betonflächen gearbeitet. Ein weiteres
Vorhaben ist die Lokalisierung von Messgeräten und
Tablets im zukünftigen Rohbauzustand, für bessere
vor-Ort Orientierung und Dokumentation. Zudem
wurde die Einbindung von CAD-Modellen in AIDA
realisiert, sodass Planungsdaten direkt importiert und
mit dem Ist-Zustand abgeglichen werden können. Es
entsteht ein Interface, das Flächenobjekte in Gebäuderückbau-Softwaresystemen
bearbeitbar macht und
die Dokumentation vereinfacht. Schließlich werden
Konzepte für einen kontrollierten Datenexport sowie
für einen autorisierten Plattformzugang für Fremdfirmen
erarbeitet, um kooperierenden Partnern
bedarfsgerechten Zugriff auf AIDA-Daten zu ermöglichen.
Literaturverzeichnis
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international overview,“ vgbe energy journal, Nr. 5, pp. 39-43, 2024.
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nuclear-waste/decommissioning-nuclear-facilities. [Zugriff am 20 08 2025].
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einer kerntechnichen Anlage“. Patent DE 10 2019 122 758 B3 2021.02.11, 23
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for existing buildings – Literature review and future needs,“ Automation in
Construction 38, Bd. 38, pp. 109-127, 03 2014.
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the impact of the Scan-to-BIM method on the design and construction of
technical building services,“ 33. Forum Bauinformatik, pp. 386 - 393, 2022.
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Breakthroughs in Scan-to-BIM Technology,“ [Online]. Available: https://
www.hitechdigital.com/blog/scan-to-bim-adoption-challenges. [Zugriff am
19 08 2025].
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[10] A. H. Oti, P. Farrell, F. H. Abanda, P. McMahon, A.-M. Mahamadu, D. Mzyece,
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automation of the decontamination process of nuclear power plants,“
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Conference Series: Earth and Environmental Science, Bd. 310, Nr. 3, p.
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Plant: Scan-to-BIM versus Conventional Method,“ KSCE Journal of Civil
Engineering, Bd. 28, 2024.
[14] M. Karb, H.-P. Semmler und C. Bossart, „Drees & Sommer - Kernkraftwerke:
BIM unterstützt Rückbau,“ 13 10 2020. [Online]. Available: https://www.
dreso.com/de/aktuelles/details/kernkraftwerke-bim-unterstuetzt-rueckbau.
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[18] M. Scherwath und others, „The economic organization of decommissioning
nuclear power plants – an institutional economic analysis with case studies
in the US, UK, and Germany,“ SAND - Environmental Science and Nuclear
Engineering Reports, Bd. 1, p. 281, 2021.
[19] McKinsey & Company, Digital logistics: Technology race gathers
momentum, 2023.
[20] Nuclus Research, Business Analytics Returns $13.01 for Every Dollar Spent,
Up from $10.66 Three Years Ago, 2014.
[21] T. Das, „Productivity optimization techniques using industrial engineering
tools: A review,“ Bd. 12, pp. 375-385, 2024.
[22] „Bundesumweltministerium - Decommissioning strategies and
dismantling techniques,“ 2022. [Online]. Available: https://www.
bundesumweltministerium.de/en/topics/nuclear-safety/overview-nuclearsafety/decommissioning-of-nuclear-facilities/decommissioning-strategiesand-dismantling-techniques.
[Zugriff am 19 08 2025].
[23] [23] R. N. GmbH, „RWE - Decommissioning - Gundremmingen,“
2024. [Online]. Available: https://www.rwe.com/en/the-group/countries-andlocations/dismantling-plant-gundremmingen/decommissioning.
[Zugriff am
19 08 2025].
[24] P. GmbH, „World-nuclear-news - Final German nuclear power plant enters
dismantling phase,“ PreussenElektra GmbH, 2024. [Online]. Available:
https://world-nuclear-news.org/articles/Final-German-nuclear-power-plantenters-dismantling-phase.
[Zugriff am 19 08 2025].
[25] (BASE), Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung, „Base.
Bund - Decommissioning of nuclear facilities,“ Bundesamt für die Sicherheit
der nuklearen Entsorgung, 2025. [Online]. Available: https://www.base.
bund.de/en/nuclear-safety/dismantling/decommissioning/decommissioning.
html. [Zugriff am 19 08 2025].
[26] R. Nieva, „forbes - You‘re Not Imagining It: AI Is Already Taking Tech Jobs,“
2025. [Online]. Available: https://www.forbes.com/sites/
richardnieva/2025/07/17/ai-tech-layoffs/. [Zugriff am 20 08 2025].
[27] S. Reynolds, „tech.co - Companies That Have Replaced Workers with AI in
2025,“ 2025. [Online]. Available: https://tech.co/news/companies-replaceworkers-with-ai.
[Zugriff am 20 08 2025].
Ausgabe 2 › März

Research and Innovation
Anzeige
63
[28] H. Zhao, J. Zhang, Z. Chen, S. Zhao und D. Tao, „UniMix: Towards Domain
Adaptive and Generalizable LiDAR Semantic Segmentation in Adverse
Weather,“ in 2024 IEEE/CVF Conference on Computer Vision and Pattern
Recognition (CVPR), Seattle, 2024.
Autoren
Dipl.-Ing. Carsten George
Head of Decommissioning and Dismantling, Site
Gundremmingen
RWE Nuclear GmbH, 89355 Gundremmingen,
Bayern, Deutschland
Dipl.-Phys. Christian Berthold
Deputy Head of Decommissioning and Dismantling,
Site Gundremmingen
RWE Nuclear GmbH, 89355 Gundremmingen,
Bayern, Deutschland
Martin Bach, M. Sc.
CTO & AI Engineer
aurivus GmbH, 89081 Ulm, Baden-Württemberg,
Deutschland
Dr. Stefan Hörmann
CEO & AI Engineer
aurivus GmbH, 89081 Ulm, Baden-Württemberg,
Deutschland
Vol. 71 (2026)

64
Education and Training
EnergyEncyclopedia.com –
Online, Interactive, 3D
and VR Platform
for Energy Education
The Energy Encyclopedia is a comprehensive educational platform designed to address
current challenges in energy education, including increasing system complexity, the
energy transition, the need for improved energy literacy, and the recruitment of young
talent into STEM fields among both students and professionals. It combines information-rich
explanatory chapters with interactive 3D models, e-learning modules, and immersive virtual
reality (VR) experiences to support the understanding of complex energy technologies in a
clear manner and is freely available to a broad audience.
Developed and continuously expanded by Simopt
(Czech Republic), the Energy Encyclopedia covers
nuclear fission, nuclear fusion, and renewable energy
sources within a single, integrated educational environment.
Rather than replacing standard teaching
methods, the platform is conceived as an advanced
educational extension that enriches existing curricula
and training formats through visualization, interaction,
and experiential learning. (see Figure 1)
The platform is intended for secondary and university
students, educators, industry professionals, and
Figure 1
Online interaction with visually rich 3D models of energy facilities brings energy education on the platform to a new, attractive level.
Ausgabe 2 › März

Education and Training
65
communication specialists, and is designed for use in
education, professional training, and public outreach.
This article presents the motivation and objectives of
the Energy Encyclopedia, its didactic concept based on
learning through interaction, the scope of covered
energy domains, the current status of the platform –
including recent updates informed by user feedback
at the World Nuclear Exhibition 2025 – and future
development priorities, with particular emphasis on
localization, language adaptation, and applications
relevant to the European energy context.
Motivation and Objectives
Modern electricity generation technologies – from
nuclear reactors to renewable energy sources – are
increasingly complex and, in the context of the
European energy transition, often difficult to visualize
and explain using traditional teaching methods alone.
The Energy Encyclopedia project was conceived as a
timely response to these challenges by providing interactive
and visual learning tools for energy education.
The core motivation is to popularize energetics in an
attractive and engaging way, con tinuing a mission
Simopt has followed since 1991. By leveraging advanced
3D graphics and VR, the platform aims to demystify
how electricity is generated and to foster a deeper
public understanding of energy technologies. (see
Figure 2)
Key objectives include:
⁃ Comprehensiveness: covering a broad spectrum
of energy domains (nuclear, fusion, and various
renewables) within one platform.
⁃ Accessibility: making high-quality educational
content freely available online for schools, universities,
and self-learners.
⁃ Engagement: increasing learner engagement in
understanding energy technologies through interactive
exploration of electricity generation models
and virtual hands-on activities.
⁃ Inspiration: sparking interest in STEM and energy
research careers among students by showcasing
real-world applications of science and engineering
in an immersive format.
Educational and Didactic Concept
At the heart of the Energy Encyclopedia’s approach
is learning through interaction. Instead of passive
knowledge transfer, users actively engage with
energy-related content through several complementary
formats designed to support different learning
styles.
Figure 2
Virtual reality in the Energy Encyclopedia
makes complex nuclear energy concepts accessible
through immersive exploration.
⁃ Interactive 3D Models: The platform offers a wide
range of interactive 3D models of real-world energy
facilities, deliberately simplified to highlight core
structures and primary functionality. Models
enriched with annotated details can be explored in
cross-section, allowing learners to visually understand
how complex energy systems are structured
and operated. (see Figure 3)
⁃ Virtual Reality Experiences: The Energy Encyclopedia
VR application functions as a representative
exhibition of energy technologies. Users can explore
spatial, scaled-down animated models in a modern
gallery-like environment, and can subsequently
move around selected life-size power plant scenes,
supported by narrated explanations delivered
by a virtual guide. This format enables intuitive
exploration of complex technologies in a spatial
context. (see Figure 4)
⁃ VR-Based Assembly: Another key didactic element
of the VR application is an interactive assembly
feature. Users assemble complex energy technologies
step by step in a virtual workshop and
subsequently observe their operation through
animation. Once assembled, the 3D model can also
Vol. 71 (2026)

66
Education and Training
be explored in real-world scale, allowing users to
better grasp spatial relationships and overall system
proportions. (see Figure 5)
⁃ E-Learning Courses: EnergyEncyclopedia.com
complements immersive content with online
courses consisting of short educational films,
interactive lessons, and quizzes covering the full
spectrum of energy technologies. These modules
support self-paced learning and can be integrated
into formal education, with progress and results
accessible to both learners and educators.
(see Figure 6)
⁃ 3D Printable Models: To extend learning beyond
the digital environment, the project provides
Figure 5
Interactive VR assembly helps users understand how complex
energy systems are built and operate.
Figure 3
Simplified interactive 3D models help learners visually understand
the structure and operation of complex energy systems.
Figure 4
Virtual reality allows users to step into life-size power plant scenes
and explore energy technologies firsthand.
Figure 6
Learning modules provide structured online education
through videos, interactive lessons, and quizzes across
energy technologies.
Ausgabe 2 › März

Education and Training
67
free 3D printable models of selected energy technologies,
accompanied by assembly guides. These
physical models introduce a tangible dimension
that complements visual and virtual learning
formats. (see Figure 7)
⁃ Physics Mysteries: An open question-and-answer
format in which students and members of the
general public can submit virtually any question
related to energy and physics. The questions are
addressed by the Energy Encyclopedia team, and
the explanations are subsequently published on the
platform. By openly responding to curiosity-driven
questions, this approach stimulates interest in energy
topics, strengthens energy literacy, and encourages
engagement with science and technical education.
(see Figure 8)
By combining visual, auditory, and hands-on elements,
this didactic concept supports active learning and
improves comprehension and retention of technically
demanding topics, while allowing educators and
learners to flexibly integrate individual components
into existing teaching and training formats.
Covered Energy Domains
A distinguishing strength of the Energy Encyclopedia
is the breadth of energy domains presented within a
single, interactive educational platform. By combining
nuclear fission, nuclear fusion, and renewable energy
technologies, it enables a holistic understanding of
modern low-carbon energy systems and the roles of
individual technologies within them.
⁃ Nuclear Fission: The platform explains the operation
of nuclear power plants using representative
reactor types and advanced concepts, including
SMRs. In addition to plant layouts and major components,
it introduces basic principles of nuclear
physics, the nuclear fuel cycle, radioactive waste
management, and nuclear safety. Interactive
3D models and VR scenes illustrate key components
of nuclear power plants, such as the reactor, fuel
assemblies, steam generators, containment, and
turbines. (see Figure 9)
Figure 7
Free 3D-printable models extend learning beyond the screen,
adding a hands-on dimension to digital and virtual experiences
Figure 8
Physics Mysteries turns curiosity into learning by answering
real user questions about energy and physics.
Vol. 71 (2026)

68
Education and Training
⁃ Nuclear Fusion: Interactive models of fusion
facilities, including ITER and a stellarator concept,
demonstrate the fundamentals of fusion energy
as a potential future low-carbon energy source.
Detailed explanations of the conditions and
principles required to achieve nuclear fusion,
combined with interactive models and VR environments
– such as a life-sized tokamak hall – help
convey the scale and complexity of fusion reactors
and their key components. (see Figure 10)
⁃ Renewable Energy: The Encyclopedia covers
major renewable technologies, including wind,
solar, hydropower, geothermal, and biomass.
Interactive 3D models and VR visualizations
focus on the structure and operation of widely
deployed wind, solar, and hydropower systems.
(see Figure 11)
By presenting these energy domains side by side,
the Energy Encyclopedia supports a systems-oriented
perspective on energy education and energy transition.
Target Audiences
EnergyEncyclopedia.com is designed as a versatile
educational platform addressing the needs of several
distinct target groups across education, professional
practice, and public outreach.
⁃ Students and Educators: The platform supports
teaching at lower and upper secondary level as well
as at universities, where interactive 3D models, VR
environments, and accompanying quizzes can be
integrated into lessons in physics, engineering, and
energy-related subjects. Educational institutions
can use the platform as a complement to standard
curricula, helping students better visualize complex
systems and strengthening interest in STEM
Figure 9
The Nuclear Fission section combines multiple learning
formats to explain reactor technologies, nuclear physics basics,
and power plant operation.
Figure 10
The Nuclear Fusion section introduces fusion reactor
concepts and explains the fundamental principles of fusion
energy as a future low-carbon source.
Ausgabe 2 › März

Education and Training
69
disciplines. Within the Learning section, users can
register to track their individual learning progress,
while educators can monitor students’ progress in
completing lessons and thematic modules. Students
and teachers also have access to a dedicated Free
downloads section providing educational materials
such as 3D models, videos, images and explanatory
diagrams, and selected 3D printable models for
teaching and self-study. (see Figure 12)
⁃ General Public: The Energy Encyclopedia is openly
accessible to anyone interested in understanding
energy technologies and improving their energy
literacy. Members of the general public can explore
complex topics at their own pace and in a way that
suits them, through clear explanations, visualizations,
and immersive VR experiences. As part of its
public outreach role, the platform offers access to
selected educational resources through the Free
downloads section.
⁃ Industry Professionals and Institutions: Companies,
utilities, regulators, and professional
associations can use the Energy Encyclopedia as a
reference and training support tool for introductory
education, onboarding, internal communication,
and cross-disciplinary knowledge building. The
platform’s visual and interactive approach
supports professional training and stakeholder
communication, particularly in areas where an
overview of multiple energy technologies is
required. (see Figure 13)
Figure 11
The Renewable Energy section provides an overview of major
renewable technologies and their real-world operation.
Accessibility and User Experience
Access and Availability:
The Energy Encyclopedia provides broad and open
access to its educational content. Students, educators,
and members of the general public can use the
platform free of charge, including the VR application
available via the Meta Quest Store and the webbased
content on EnergyEncyclopedia.com, such as
inter active 3D models, courses, videos, and selected
downloadable materials. This approach supports
the project’s educational mission by enabling
wide participation without technical or financial
obstacles.
Figure 12
Students use interactive visualizations to better understand complex
energy systems and support their learning in STEM subjects.
Figure 13
EnergyEncyclopedia.com supports professional training and
cross-disciplinary learning across energy technologies.
Vol. 71 (2026)

70
Education and Training
use in classrooms, presentations, and informal learning
settings, reinforcing the platform’s role as a flexible
educational tool.
Figure 14
Users can access the Energy Encyclopedia anytime, on any
device — via web browsers or immersive VR.
Cross-Platform Use:
The platform is accessible both through immersive
virtual reality and standard web browsers. Users
equipped with Meta Quest 2 or 3 headsets can explore
the full VR experience, while those without VR hardware
can engage with interactive 3D models and
multimedia content on computers or tablets without
requiring additional software or plugins. This dual
approach ensures usability across different technical
environments, from classrooms and homes to training
and outreach settings. (see Figure 14)
User-Centered Design:
Ease of use is a central design principle. In the VR
application, energy technologies are presented within
a single, clearly structured exhibition space organized
by energy domain. Users can navigate freely and scale
models up to real-world size. In this mode, they can
focus on key components through guided highlights.
On the website, content is organized into thematic
sections and courses with straightforward navigation,
allowing first-time users to quickly orient themselves
and engage with complex topics without prior technical
expertise.
Project Background: Organization, Funding,
and Partnerships
The Energy Encyclopedia is developed by Simopt, a
Czech company with long-standing experience in
educational software and simulation tools in the
fields of energetics and engineering. Building on this
expertise, a multidisciplinary team of engineers,
educators, programmers, and designers ensures
technical accuracy while presenting complex topics in
a clear and engaging form. Simopt actively seeks
partnerships, particularly for localization and adaptation
of the platform to national and institutional
contexts. The presentation of the platform at the
World Nuclear Exhibition 2025 provided valuable
feedback and initiated discussions on potential future
European collaborations. (see Figure 15)
Potential Applications in Education, Training,
and Public Outreach
Thanks to its rich and diverse content formats, the
Energy Encyclopedia can be applied across education,
professional training, and public outreach.
⁃ Classroom Education: Schools and universities can
use the platform as a complement to traditional
teaching to visualize complex energy technologies.
Interactive 3D models and VR environments
support subjects such as physics, engineering, and
energy systems, helping users to understand technologies
that would otherwise be difficult to grasp.
Localized language versions enable effective use
within national curricula, including in Germany,
and support modern digital learning approaches in
STEM education.
Localization and Language Adaptation:
While English is the primary language, the platform is
conceived as adaptable to multilingual contexts.
Localization into additional languages – such as
German – is envisaged in cooperation with partners
and includes the translation of texts, adaptation of
visual elements, and professional voice-over narration.
This focus on localization reflects the platform’s relevance
for education, training, and public outreach
across Europe.
Supplementary Educational Resources:
To extend learning beyond the digital environment,
the Energy Encyclopedia provides supplementary
materials, including diagrams, visual assets, and
selected 3D printable models. These resources support
Figure 15
A hands-on VR station invites visitors to explore virtual power
plants and discover energy technologies at WNE 2025.
Ausgabe 2 › März

Education and Training
71
Figure 16
By combining accurate content with immersive visuals, the Energy Encyclopedia supports energy literacy and
informed dialogue about the energy transition.
⁃ Professional Training: Companies and technical
training centers can employ the Energy Encyclopedia
for introductory training, onboarding, and
cross-disciplinary education. The platform allows
employees to gain structured overviews of energy
technologies beyond their immediate specialization,
supporting broader system understanding across
nuclear and renewable domains.
⁃ Public Outreach: Science centers, visitor centers,
and public events can leverage the platform to
engage non-expert audiences through interactive
and VR-based experiences. Virtual exploration
of power plants and assembly-based activities
help demystify complex technologies and support
informed public discourse. Localization into
national languages further enhances the effectiveness
of public communication and outreach.
Conclusion
The Energy Encyclopedia demonstrates how interactive
technologies can transform learning in the
energy sector. By combining accurate content with
engaging 3D models and immersive VR experiences, it
enables users to intuitively explore how electricity is
generated from a wide range of sources. At a time when
Europe and the wider world face complex challenges
related to the energy transition and climate change,
strengthening energy literacy is more important
than ever.
By fostering understanding among students, educators,
professionals, and the general public, the Energy
Encyclopedia supports informed dialogue and helps
prepare the next generation of energy experts. Readers
are encouraged to visit EnergyEncyclopedia.com to
explore the platform’s interactive content or to view
the VR Energy Encyclopedia application using a Meta
Quest headset, for use in education, professional
training, or public outreach. (see Figure 16)
Author
Michael Sovadina
Director of Simopt
michael.sovadina@simopt.cz
MSc. Michael Sovadina, MBA is the director of
Simopt, a Czech company specializing in interactive
educational software, and the project manager
of EnergyEncyclopedia.com. For more than three
decades, he has been involved in the development of
e-learning platforms and simulation-based training
tools aimed at making complex technical and
scientific topics accessible to broad audiences. As part
of a multidisciplinary development team, he contributes
to innovative educational projects combining
digital technologies and virtual reality, with a strong
focus on the energy sector, which he studied at
university.
Vol. 71 (2026)

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International Journal for Nuclear Power
ISSN · 1431-5254 www.nucmag.com Euro 15,-
8/9 August/September
2021
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International Journal
for Nuclear Power
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ISSN · 1431-5254
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2015
8/9
ISSN · 1431-5254
16.– €
ISSN: 1431-5254 (Print) | eISSN: 2940-6668 (Online)
Is Wind
the Next Nuclear?
International Journal for Nuclear Power
Operating Experience from
Ageing Events Occurred
at Nuclear Power Plants
Kazatomprom and
the Nuclear Fuel Cycle
2024 5
| 2013
Perspectives of a Fusion Power Plant
Research and Education for
Nuclear Communications
Beyond Energy
Decommissioning
Repository Project
47
2016
512 ı Operation and New Build
Passive Autocatalytic Recombiner System
as a Hydrogen Mitigation System
520 ı Research and Innovation
Numerical Investigation
for the Upper Plenum of PWR
558 ı Nuclear Today
Africa’s Developing Nuclear Landscape
Call for Papers
inside
Special
Report
Technical Sessions
nucmag.com
Paper
Best Presentation Awards
Young Scientist's Workshop Gewinner

Vor 66 Jahren
73
Vol. 71 (2026)

74
Vor 66 Jahren
Ausgabe 2 › März

Vor 66 Jahren
75
Vol. 71 (2026)

76
Vor 66 Jahren
Ausgabe 2 › März

Vor 66 Jahren
77
Vol. 71 (2026)

78
Vor 66 Jahren
Ausgabe 2 › März

Vor 66 Jahren
79
Vol. 71 (2026)

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KTG Inside
Online-Vorträge 2025
Online-Vorträge
Online-Vortrag zum Thema
Fukushima Daiichi – Was ist 15 Jahre später
wirklich der Stand der Dinge?
am 9. März 2026 | 11:00 - 12:30 Uhr
Die Ereignisse vom März 2011 haben die weltweite Energiedebatte
nachhaltig geprägt. Doch wie sieht die Situation heute vor Ort
tatsächlich aus? Welche Fortschritte wurden beim Rückbau erzielt?
Wie stellt sich die Strahlenschutzsituation dar – und welche
gesundheitlichen Erkenntnisse liegen inzwischen vor?
In unserem kommenden Online-Vortrag beleuchten wir fundiert
und faktenbasiert:
› Die Ereignisse von 2011 und ihre Einordnung
› Die aktuelle Lage am Standort Fukushima Daiichi
› Strahlenschutz und gesundheitliche Auswirkungen
› Umgang mit kontaminiertem Wasser und dessen Ableitung
› Die Rolle der Kernenergie im heutigen Japan
Der Vortrag bietet wissenschaftlich fundierte Informationen und
ordnet häufige Narrative ein.
Wir freuen uns auf viele Fragen und eine lebhafte Diskussion!
Jetzt registrieren unter: Microsoft Virtual Events Powered by Teams
Ausgabe 2 › März

www.ktg.org
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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://ktg.org/ktg-aufnahmeantrag-2

82
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.
Inside
April 2026
90 Jahre | 1936
6. Dipl.-Ing. Hans Pirk
Rottach-Egern
95 Jahre | 1931
9. Dr. Klaus Penndorf
Geesthacht
Mai 2026
91 Jahre | 1935
8. Dipl.-Ing. Klaus Wegner
Hanau
29. Dipl.-Ing. Karlheinz Orth
Marloffstein
92 Jahre | 1934
11. Dr. Eckhart Leischner
Rodenbach
Herzlichen Glückwunsch!
Die KTG gratuliert ihren Mitgliedern sehr herzlich zum Geburtstag
und wünscht ihnen weiterhin alles Gute!
April 2026
55 | 1971
16. Dr.-Ing. Martin Pache, Mannheim
65 | 1961
25. Dr. Patrick Weidenauer, Karlstein
71 | 1955
2. Helmut Gradic, Stadland
24. Klaus-Dieter Brandt, Nuthetal
73 | 1953
10. Dipl.-Phys. Harold Rebohm, Berlin
76 | 1950
6. Dr. Bernhard Kienzler, Stutensee
28. Dr. Wolfgang Wiesenack, Halden
78 | 1948
6. Dr. Wolfgang Tietsch, Mannheim
22. Dr. Heinz-Dietmar Maertens, Arnum
26. Dr. Rainer Heibel, Neston
83 | 1943
15. Dr. Werner Dander, Heppenheim
84 | 1942
9. Prof. Dr. Hans-Christoph Mehner,
Dresden
27. Dr. Dieter Sommer, Mosbach
86 | 1940
18. Dipl.-Ing. Norbert Granner,
Bergisch Gladbach
88 | 1938
4. Prof. Dr.-Ing. Klaus Kühn,
Clausthal-Zellerfeld
5. Dr. Hans Fuchs, Gelterkinden
9. Dr. Carl Alexander Duckwitz,
Alzenau-Kälberau
89 | 1937
13. Dr. Martin Peehs, Bubenreuth
Mai 2026
30 | 1996
27. Paul-Martin Knauth, Rostock
65 | 1961
9. Dr. Matthias Lüdeke, Essen
20. Dipl.-Ing. Uwe Stoll, Heroldsbach
21. Torsten Samuel, Bad Berka
70 | 1956
5. Dr. Rolf-Jörg Kwasny,
Alzenau-Michelbach
27. Dipl.-Ing. Michael Trobitz, Dillingen
71 | 1955
20. Dipl. Stefan Bünder, Lüdinghausen
75 | 1951
15. Dr. Wolf Timm, Hausen
80 | 1946
23. Dr.-Ing. Heinz Geiser,
Titz-Rödingen
81 | 1945
11. Dipl.-Ing. Dieter Kreckel, Mainz
30. Dr. Klaus Kasper, Essen
82 | 1944
12. Peter Faber, Rödermark
83 | 1943
3. Dipl.-Ing. Hans Lettau, Effeltrich
22. Dr. Wolfgang Schütz, Bruchsal
24. Dipl.-Ing. Rudolf Weh, Stephanskirchen
84 | 1942
5. Hans-Bernd Maier, Aschaffenburg
11. Dr. Erwin Lindauer, Köln
17. Dr. Heinz-Peter Holley, Forchheim
28. Dr. Wolf-Dieter Krebs, Erlangen
86 | 1940
15. Dipl.-Phys. Ludwig Aumüller, Freigericht
88 | 1938
13. Dipl.-Ing. Otto A. Besch, Geesthacht
13. Dr. Heinrich Werle, Karlsdorf-Neuthard
21. Dr. Hans Spenke, Bergisch Gladbach
89 | 1937
6. Dr. Peter Strohbach, Mainaschaff
26. Dipl.-Ing. Rüdiger Müller, Heidelberg
27. Dr. Johannes Wolters, Düren
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
Ausgabe 2 › März

KTG Inside
83
YOUNG SCIENTISTS’ WORKSHOP (YSW)
Submit your “ABSTRACT” now!
At the heart of this event is the Young Scientists Workshop, a focused forum where early-career researchers present
innovative work on fission and fusion, fuel cycle technologies, reactor safety, decommissioning and waste
management while building valuable connections across academia, industry and authorities.
KERNTEC 2026 will take place
from 29-30 September 2026
at KIT North Campus,
Fortbildungs- und Tagungsstätte FTU, Karlsruhe, Germany.
Showcase your knowledge and be part of KERNTEC 2026!
You are warmly invited to submit a technical or scientific paper to the Young Scientists’ Workshop. Subsequently
our jury will decide whether to invite you as a speaker.
In brief:
› Language: English only
› Deadline: Abstract submission deadline: 1st of April 2026
› Submission to KTG-YSW2026@ike.uni-stuttgart.de
› Abstract: The template to be used can be downloaded here: www.ktg.org
› Presentation of your work in the context of the Young Scientists’ Workshop
› Publication: The 3. best paper will be published in atw – International Journal for Nuclear Power
› Free admission for YSW speakers (does not include travel cost and hotel accommodation)
› Award: The three best papers will be chosen by a jury to receive a competence award
› Jury: Dr. Helena Möller, Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit (GRS) gGmbH,
Prof. Dr. Jörg Starflinger, University of Stuttgart, Prof. Dr. Marco K. Koch, Ruhr-University Bochum,
Matthias Daichendt, Kraftanlagen Heidelberg GmbH
› Networking through integrated meetings with managers and HR officers
We are looking forward to your contribution and to welcome you in Karlsruhe!
Hosts
Berliner Straße 88A
13467 Berlin, Germany
(Organizer)
Vol. 71 (2026)

84
Report
binding.energy 2026:
Internationale Fachkonferenz zu
Synergien zwischen Fusion, Fission
und neuen Reaktorkonzepten
Vom 2. bis 5. Februar 2026 fand im Eurogress Aachen die zweite Ausgabe der
internationalen Fachkonferenz binding.energy statt. Ziel der Veranstaltung war es
erneut, den fachlichen Austausch zwischen den Communities der Kernfusion,
Kernspaltung und neuen Reaktortechnologien zu fördern und Synergien zwischen Forschung,
Industrie, Politik und Regulierung sichtbar zu machen.
Mit rund 140 Teilnehmenden aus dem In- und Ausland
verzeichnete die Konferenz eine nochmals gesteigerte
internationale Resonanz. Vertreten waren Fachleute
aus zahlreichen europäischen Ländern sowie aus
Japan, Südkorea, den USA, Kanada und dem Vereinigten
Königreich. Das Programm war entsprechend
international ausgerichtet und deckte ein breites
Spektrum aktueller technologischer, regulatorischer
und strategischer Fragestellungen ab.
geopolitischer Veränderungen, energiepolitischer
Zielkonflikte und der öffentlichen Wahrnehmung
ein. Besonders hervorgehoben wurde die Notwendigkeit
einer international abgestimmten Strategie, die
technologische Realitäten, Versorgungssicherheit und
gesellschaftliche Akzeptanz gleicher maßen berücksichtigt.
Seine Ausführungen boten eine globale
Perspektive und bildeten einen wichtigen Referenzpunkt
für viele der nachfolgenden Diskussionen.
Politische und gesellschaftliche Einordnung
Einen wichtigen Rahmen setzte der Beitrag von
Dr. Friedbert Pflüger, ehemaliger Parlamentarischer
Staatssekretär und langjähriger energiepolitischer
Akteur. In seinem Vortrag ordnete er die aktuellen
Entwicklungen der Kerntechnik vor dem Hintergrund
Transmutation und neue Entwicklungen
im Brennstoffkreislauf
Ein Thema war der Einsatz von beschleunigergetriebenen
Systemen und deren Potenzial zur
Reduktion langlebiger radioaktiver Abfälle. Franklin
Servan-Schreiber, Gründer und Geschäftsführer von
Ausgabe 2 › März

Report
85
Nuclear) berichtete über den Aufbau des Fusion
Innovation Hub am Standort des ehemaligen Kernkraftwerks
Biblis. Darüber hinaus stellte er Überlegungen
für den Standort Gundremmingen vor,
an dem mehrere Unternehmen Interesse an der Entwicklung
eines Innovationscampus für Demonstratoranlagen
signalisiert haben. Die Beiträge zeigten, dass
stillgelegte Kernkraftwerksstandorte als Test- und Entwicklungsumgebungen
für neue nukleare Technologien
zunehmend an Bedeutung gewinnen.
Trans mutex, stellte aktuelle Fortschritte in der Entwicklung
von beschleunigergetriebenen Anlagen zur
Trans mutation hochradioaktiver Abfälle vor.
Ergänzend dazu stellte Dr. Johannes Fachinger (ALD
Vacuum Technologies) Entwicklungen im Bereich
moderner Brennstoffkreisläufe vor. Im Fokus stand
die geplante industrielle Umsetzung von MOX-Brennstoffen
für fortgeschrittene Reaktorsysteme sowie der
Aufbau entsprechender Produktionskapazitäten in den
kommenden Jahren.
Infrastruktur und Innovationsstandorte
Ein weiterer zentraler Themenblock war die Nutzung
bestehender nuklearer Infrastruktur für neue
Technologien. Dr. Cord-Henrich Lefhalm (RWE
Internationale Programme und regulatorische
Perspektiven
Dr. Vladimir Artisiuk (IAEO) stellte die Aktivitäten der
Internationalen Atomenergiebehörde im Bereich Small
Modular Reactors (SMR) und Fusionstechnologien vor.
Er erläuterte die Unterstützungsprogramme und
sicherheitsbezogene Leitlinien sowie den aktuellen
Stand internationaler Kooperationsprojekte.
Aus Südkorea berichtete Dr. Han-Gon Kim, Präsident
der Innovative Small Modular Reactor Development
Agency, über den Stand des koreanischen iSMR­
Programms. Im Mittelpunkt standen die laufenden
Lizenzierungsprozesse, die technologische Auslegung
sowie die parallele Entwicklung tragfähiger Geschäftsmodelle
für den Markteintritt.
Vol. 71 (2026)

86
Report
Künstliche Intelligenz als Enabler nuklearer
Technologien
Mehrere Beiträge widmeten sich dem Einsatz von
Künstlicher Intelligenz in der Kerntechnik. Prof. Dr.
Thomas Kopinski (GAIA Lab) sowie Giovanni Landi
(Instituto EuropIA) zeigten auf, wie datengetriebene
Methoden und KI-gestützte Modelle insbesondere
bei der Komplexitätsbeherrschung in der Fusions forschung,
bei Simulationen, Designoptimierung und
Betriebsführung eingesetzt werden können. Die
Diskussionen machten deutlich, dass KI nicht als
isoliertes Werkzeug, sondern als integraler Bestandteil
zukünftiger nuklearer Entwicklungsprozesse betrachtet
wird.
Einhellig wurde betont, dass angesichts technologischer,
regulatorischer und wirtschaftlicher Komplexität
gemeinsame Lernprozesse und vernetzte
Entwicklungsansätze notwendig sind.
Aufgrund der positiven Resonanz ist eine weitere
Konferenz für Februar 2027 geplant. Ziel bleibt es, die
internationale Fachcommunity weiter zu stärken und
einen kontinuierlichen Dialog zwischen Wissenschaft,
Industrie, Politik und Regulierung zu ermöglichen.
Autor
Dr. John Kettler
Internationale Fusionsstrategien und
technologische Fortschritte
Die internationale Fusionsforschung war unter
anderem durch Herrn Prof. Dr. Satoshi Konishi (Kyoto
Fusioneering) vertreten, der die japanische Strategie
zur Industrialisierung der Fusion vorstellte. Er
gab Einblicke in technologische Schwerpunkte, industriegetriebene
Entwicklungsansätze und die Rolle
staat licher Förderung.
Aus Deutschland berichtete Prof. Dr. Markus Roth, CSO
von Focused Energy, über den aktuellen Stand
der Laserfusion. Er erläuterte die technologischen
Fortschritte des Unternehmens und stellte den geplanten
Innovationscampus in Biblis vor. Der Beitrag
unterstrich die wachsende Rolle Deutschlands im internationalen
Umfeld der trägheitsgetriebenen Fusion.
https://binding.energy
Fazit und Ausblick
Die binding.energy 2026 zeigte erneut, dass der
strukturierte Austausch zwischen Fusion und Fission
nicht nur möglich, sondern für die Weiterentwicklung
der Kerntechnik essentiell ist. Über drei Tage hinweg
entstanden intensive fachliche Diskussionen, neue
Kooperationen und konkrete Projektanbahnungen.
Ausgabe 2 › März

Kommunikation und
Training für Kerntechnik
SEMINARPROGRAMM 2026
Atomrecht – Das Recht der radioaktiven Reststoffe und Abfälle
TERMIN 20. Mai 2026 PREIS 1.049,— €
Referent Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig
LIVE
WEBINAR
Grundzüge des Strahlenschutzrechts
TERMIN 11. Juni 2026 PREIS 1.049,— €
Referent Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig
LIVE
WEBINAR
Exportkontrolle kerntechnischer Produkte und Dienstleistungen – Was ist zu beachten?
TERMIN 16. Juni 2026 PREIS 548,— €
Referent Kay Höft Rechtsanwalt, M. A. (BWL), Rechtsanwalt der Kanzlei für Außenwirtschaftsrecht, Hamburg
LIVE
WEBINAR
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“
TERMIN nach Vereinbarung PREIS auf Anfrage ORT Inhouse-Seminar
Referenten Dr. Matthias Bauerfeind TÜV SÜD Energietechnik, Filderstadt
Dr. Christian Raetzke Rechtsanwalt, Leipzig
Das Strahlenschutzrecht und seine praktische Umsetzung
TERMIN nach Vereinbarung PREIS auf Anfrage ORT Inhouse-Seminar
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: Februar 2026