Robuste Kraftwerke für robuste Netze

Für eine robuste Stromversorgung („Grid Resilience“) unter den erschwerten Bedingungen von Wind- und Sonnenenergie ergeben sich auch besondere Anforderungen an die Kraftwerke. Wind und Sonneneinstrahlung sind Wetterphänomene und damit nicht vom Menschen beeinflußbar. Sie sind mehr (Wind) oder weniger (Sonne) zufällig. Sie widersprechen dadurch allen Anforderungen an eine zivilisierte Gesellschaft. Will man sie aus (ideologischen Gründen) trotzdem zur Erzeugung elektrischer Energie heranziehen, ergeben sich drei Notwendigkeiten:

  1. Der Einspeisevorrang: Die Sonne scheint bei uns nur selten (nachts ist es dunkel, tagsüber oft schlechtes Wetter) und der Wind weht in der überwiegenden Zeit nur schwach. Man kann deshalb nicht auch noch auf den Bedarf Rücksicht nehmen (negative Börsenpreise), sondern muß produzieren wenn es der Wettergott gestattet. Ganz genau so, wie schon der Müller und die Seefahrer im Altertum ihr Leben fristen mußten.
  2. Man muß ein komplettes Backup System für die Zeiten der Dunkelflaute bereithalten. Wirtschaftlich ein absolut absurder Zustand. Es ist ein komplettes System aus Kraftwerken und Stromleitungen vorhanden — man darf es plötzlich nur nicht mehr benutzen! In der Stromwirtschaft sind aber die Kapitalkosten der mit Abstand dickste Brocken. Weit vor den Personalkosten und meist sogar den Brennstoffkosten. Wenn man ausgerechnet die Nutzungsdauer verringert, treibt man damit die spezifischen Energiekosten (€/kWh) in die Höhe. Umgekehrt kann man sagen, der maximal mögliche Wert elektrischer Energie aus „regenerativen Quellen“ kann immer nur den Brennstoffkosten entsprechen.
  3. „Regenerative Energien“ besitzen nur eine sehr geringe Energiedichte und benötigen deshalb riesige Flächen. Diese Flächen sind nicht an den Verbrauchsschwerpunkten (Städte, Industriegebiete) bereitzustellen. Heute muß man bereits auf das offene Meer ausweichen. Es sind deshalb riesige Netze zum Einsammeln der elektrischen Energie und anschließend noch die berüchtigten „Stromautobahnen“ für den Ferntransport nötig. Alles sehr kapitalintensiv, pflegebedürftig und verwundbar. Oft wird auch noch vergessen, daß diese Anlagen selbstverständlich nur die gleiche geringe Auslastung, wie die Windmühlen und Sonnenkollektoren besitzen können.

Das Speicherdrama

Wind und Sonne können nur die Schildbürger speichern. Elektrische Energie ist die verderblichste Ware überhaupt (Kirchhoffsche Gesetze). Wer also von Speichern faselt, meint in Wirklichkeit Speicher für chemische (Batterien, Power to Gas etc.) oder mechanische Energie (Schwungräder, Pump-Speicher usw.). Es ist also immer eine zweifache Umformung — elektrische Energie in das Speichermedium und anschließend wieder das Speichermedium zurück in elektrische Energie — mit den jeweiligen Verlusten erforderlich. Es geht bei diesen Umformungen mindestens 50% des ohnehin sehr teuren Sonnen- bzw. Windstromes unwiederbringlich verloren. Mit anderen Worten, der Strom der aus dem Speicher kommt, ist dadurch schon mal doppelt so teuer, wie der vor dem Speicher. Das wäre aber nicht einmal der Bruchteil der Kosten: Die „Chemieanlagen“ oder „Speicherseen“ müßten gigantisch groß sein. Sie müssen ja schließlich in der kurzen Zeit, in der sie wetterbedingt überhaupt nur produzieren können (<15%), die elektrische Energie für die gesamte Zeit (100%) herstellen können. Betriebswirtschaftlich eine Katastrophe. Niemand wird eine solch absurde Investition tätigen. Die Schlangenölverkäufer setzen auch hier wieder auf den Staat. Das bekannte „Windhundrennen“ setzt ein: Wer pumpt am schnellsten die „Staatsknete“ ab, bis das System unweigerlich in sich zusammenbricht. Selbstverständlich ist auch hier für einige wenige wieder ein Schlösschen drin.

Auch Wasserkraft ist wetterabhängig. Die Trockenphasen wechseln sich mit Hochwassern ab. Fast alle Staudämme sind deshalb zur Flussregulierung gebaut worden. Selbst das gigantische Drei-Schluchten-Projekt in China. Die Vorstellung, man könnte Wasserkraftwerke wie Gasturbinen nach Bedarf an und abstellen, ist absurd. Abgesehen von technischen Restriktionen sprechen Sicherheitsbelange (Schifffahrt, Wassersportler etc.) und der Umweltschutz dagegen. Ein Fluß ist keine technische Batterie, sondern ein sensibles Ökosystem. Genau aus diesen Gründen werden die Speicherkraftwerke in den Alpen — wie alle konventionellen Kraftwerke — durch die Windenergie aus Deutschland in die roten Zahlen getrieben. Man kann eben nicht immer den Stausee in den Stunden negativer Börsenpreise (Entsorgungsgebühren) schlagartig für die Dunkelflaute befüllen. Im Gegenteil, oft muß man gerade dann den eigenen Strom verkaufen. Und noch einmal für alle Milchmädchen: In den wenigen Stunden, in denen der Wind im Überfluß weht, müßte man die gesamte Energie für die überwiegenden Schwachwindzeiten einspeichern — ein betriebswirtschaftlicher Albtraum.

Die Frage des Brennstoffs

Wenn man ein Kraftwerk benutzen will, muß man Brennstoff am Ort zur Verfügung haben. Alles andere als eine triviale Frage. Alte West-Berliner kennen noch die Tanklager und die sich ständig selbst entzündenden Kohlenhalden gegen eine etwaige „Russenblockade“. Jedenfalls sind Tanklager und Halden noch relativ billig anzulegen.

Bei Erdgas stellt sich die Sache schon ganz anders dar. Ein Gaskraftwerk ist auf eine ziemlich dicke Rohrleitung angewiesen. Das gesamte System vom Bohrloch, über die Aufbereitung, bis zum Endkunden ist nicht viel weniger Komplex als die Stromversorgung. In unseren Breiten wird das meiste Erdgas zur Beheizung unserer Gebäude verwendet. Die Winterspitze ist maßgeblich für die Dimensionierung. Zum Ausgleich setzt man unterirdische Speicher ein. Diese sind aber (bezogen auf den Jahresverbrauch) relativ klein. Jeder eingelagerte Kubikmeter Gas ist totes Kapital. Man steuert deshalb den Absatz über den Preis. Im Sommer ist der Großhandelspreis gering — damit die Gaskraftwerke verstärkt produzieren — und im Winter — wenn es kalt ist und die Nachfrage nach Heizgas ansteigt — hoch. Die Gaskraftwerke ziehen sich dann wieder zurück und überlassen den Kohlekraftwerken die Produktion. Dieses Zusammenspiel hat bis zur Energiewende zu aller Zufriedenheit funktioniert. Man konnte im Sommer sehr gut Revisionen bei den Kohle- und Kernkraftwerken durchführen. Bis die Laiendarsteller kamen und etwas von notwendigen flexiblen Gaskraftwerken für die Energiewende geschwafelt haben. Heute kann man die Investitionsruinen an verschiedenen Standorten besichtigen. Man muß es eigentlich nicht besonders erwähnen, daß die grünen Fachpersonen der Stadtwerke (es haftet ja der Steuerzahler) besonders eifrig auf den Leim gekrochen sind. Um ihre Missetaten zu vertuschen, krähen sie heute besonders laut über die „Klimakatastrophe“ und das „klimafreundliche“ Erdgas.

Das Kraftwerk der großen Transformation

Je länger der Wahnsinn der „Energiewende“ anhält, um so mehr wird der Wettergott das Kommando übernehmen. Prinzipiell nimmt in einem technischen System mit der Häufigkeit der Störungen und der Größe einzelner Störungen die Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls zu. Will man ein solchermaßen malträtiertes Stromnetz wieder robust machen, stellen sich in diesem Sinne („Grid Resilience“) zwei Anforderungen an die Kraftwerke:

  1. Die Kraftwerke müssen von der Konstruktion (z. B. Brennstoffe) her und bezüglich der Fahrweise (z. B. angedrosselt) robust gebaut und betrieben werden. Beides verursacht erhebliche Kosten, die ohne die „Energiewende“ gar nicht entstanden wären. Hinzugerechnet werden muß noch der Umsatzausfall durch den Einspeisevorrang. Werden diese Zusatzkosten nicht vergütet, müssen die Kraftwerke geschlossen werden. Mit jedem konventionellen Kraftwerk das vom Netz geht, wird das gesamte Stromnetz instabiler, was den Aufwand weiter in die Höhe treibt.
  2. Das Netz muß nach schweren Störungen (Brown oder Black Out) möglichst schnell wieder hochgefahren und in einen neuen stabilen Zustand versetzt werden. Dafür müssen die Kraftwerke technisch (z. B. Schwarzstartfähigkeit) und personell jederzeit in der Lage sein. Die Wiederinbetriebnahme muß nach den Anforderungen der Netzleitzentrale erfolgen. Etwaige Überprüfungen, Wartungen oder gar Reparaturen müssen selbstverständlich vorher erfolgt sein. Dies gilt insbesondere für Schäden, die durch den außergewöhnlichen Netzzustand entstanden sind.

Es ist daher nichts weiter als bösartige und schlechte Propaganda, wenn Scharlatane von dem „Kohlestrom, der die Netze verstopft“ erzählen. Je mehr konventionelle Kraftwerke stillgelegt werden (müssen), desto weniger notwendige Reserven gibt es. Schon jetzt verlassen wir uns auf Kraftwerke im benachbarten Ausland. Man kann nicht erwarten, daß das kostenlos erfolgt. Je mehr wir das System komplizieren und ausweiten, um so mehr koppeln unerwartete Ereignisse auf das Stromnetz zurück: Es gab schon Brände in Erdgasspeichern, die diese für Monate lahmlegten oder Engpässe durch Drosselung in den niederländischen Erdgasfeldern (Mikrobeben) oder Pipelinebrüche. Ganz zu schweigen von der politischen Abhängigkeit gegenüber ausländischen Lieferanten. Kohle und Kernenergie besitzen schon durch ihre einfache Lagerung einen entscheidenden Trumpf.

Das robuste Kernkraftwerk für ein „nervöses Netz“

Kernkraftwerke besitzen eine Reihe von Eigenschaften, die besonders wertvoll für „nervöse Stromnetze“ mit einem hohen Anteil von wetterabhängigen Energien sind. Dies mag „Atomkraftgegner“ erschüttern, aber nur Reaktoren können die extremen Lastschwankungen (z. B. 3. Potenz von der Windgeschwindigkeit) sicher verkraften. Nur sie können extremen Wettersituationen sicher widerstehen. Es waren immer die Kernkraftwerke, die als letzte vom Netz mußten (Tsunami und Erdbeben in Japan, Wirbelstürme in den USA, Eiseskälte in Rußland). Es ist allerdings unverständlich, warum man bei den geringen Urankosten die Kernkraftwerke überhaupt drosseln soll, wenn mal die Sonne scheint oder der Wind in der richtigen Stärke weht…

Für Kernkraftwerke, die in einem „nervösen Netz“ zur Stabilisierung betrieben werden, ergeben sich folgende Anforderungen:

Robuste Lastfolge

Je schneller und erfolgreicher (noch) kleine Störungen ausgeregelt werden, um so besser für das Netz. Heutige Leichtwasserreaktoren haben große Leistungen. Der im Bau befindliche Turbosatz des Kraftwerks Hinkley Point in GB mit 2 x 1770 MWel hat eine gewaltige Schwungmasse, die zur Frequenzstabilisierung mehrerer Windparks dienen kann und soll. Hinzu kommen die gespeicherten Wärmemengen im Wasser-Dampf-Kreislauf. Automatisch greift bei einem Leichtwasserreaktor die Selbstregulierung über den Zusammenhang von Dichte des Kühlwassers und Moderation der Neutronen. Zusammengenommen ergibt das die steilsten Leistungstransienten aller Kraftwerkstypen. Die alte Greenpeace Propaganda von den „viel zu starren Atomkraftwerken“ beruhte bestenfalls auf der Verwechslung von Technik mit Betriebswirtschaft. Mit anderen Worten: Frankreich kann sich ruhig noch ein paar Windmühlen für das bessere Gewissen erlauben, Deutschland hingegen, geht mit der weiteren Abschaltung immer unruhigeren Zeiten entgegen. Fatal wird es in dem Moment, wenn unsere Nachbarn nicht mehr bereit sind, die Kosten für die Stabilisierung unseres nationalen Stromnetzes zu bezahlen.

Abwehr äußerer Einflüsse

Fukushima hat eindrucksvoll gezeigt, wie zerstörerisch Naturgewalten sein können. Eine weltweite Überprüfung aller Kernkraftwerke gegen jegliche Wasserschäden (Starkregen, Überflutungen etc.) war die Folge. Eine Nachrüstung in Richtung „U-Boot“ wurde durchgeführt. Seit dem, haben bereits mehrere Reaktoren einen Betrieb „inmitten von Wasser“ unter Beweis gestellt. Oft waren sie die einzigen noch betriebsbereiten Kraftwerke: Kohlenhalden hatten sich in Schlamm verwandelt, Gaspipelines waren durch die Wassermassen ausgefallen.

Gerade auch Netzstörungen (Sturmschäden, Blitzschlag etc.) wirken oft auf ein Kraftwerk von außen ein. Ein Kraftwerk ohne Netz kann noch so gut funktionieren, aber es kann seine elektrische Energie nicht mehr ausliefern. Oft lösen die Netzstörungen auch Schäden in der Kraftwerksanlage aus. Bei einem Kernkraftwerk sollte keine Schnellabschaltung durch solche Ereignisse ausgelöst werden.

Sicherer Inselbetrieb

Egal was mit dem Netz passiert, das Kernkraftwerk sollte automatisch in den Inselbetrieb übergehen. Nur so kann bei einer schnellen Reparatur die Produktion unverzüglich wieder aufgenommen werden. Dies erfordert, daß wirklich alle elektrischen Verbraucher des Kraftwerks (verschiedene Spannungsebenen) dauerhaft über den eigenen Generator versorgt werden können.

Unendliche Notkühlung

Die Besonderheit eines Kernreaktors ist die anfallende Nachzerfallswärme auch nach vollständiger Abschaltung. Die mangelnde Wärmeabfuhr (Ausfall der Kühlmittelpumpen) war die Ursache für den Totalschaden in den Reaktoren von Fukushima. Neuere Reaktoren mit passiven Notkühlsystemen bieten hierfür einen unschätzbaren Vorteil. Alte Kraftwerke müssen mit ausreichender Eigenstromversorgung (mehrfache Notstromaggregate mit ausreichendem Tanklager) nachgerüstet werden. Die eigenen Schaltanlagen für den Notbetrieb müssen — im Gegensatz zu Fukushima — entsprechend geschützt werden.

Schwarzstartfähigkeit

Ein Kernkraftwerk benötigt für die Inbetriebsetzung eine gewaltige Menge elektrischer Energie. Üblicherweise wird diese dem Netz entnommen. Ist ein Netz im Katastrophenfall schon überlastet, dürfte dies kaum möglich sein. Es müßte also eine Eigenstromversorgung (z. B. Gasturbine) vorhanden sein, wenn ein Schwarzstart für die Robustheit eines Teilnetzes gefordert ist.

Normalerweise ist das Anfahren eines Kernkraftwerkes ein streng reglementierter und langwieriger Vorgang. Unzählige Prüfungen müssen durchgeführt, bestimmte Haltepunkte eingehalten werden. Immer nach dem Grundsatz „Safety First“. Alles andere als ideal für die Wiederherstellung eines Netzes nach einem „Blackout“. Deshalb sollte die Schnellabschaltung unbedingt vermieden werden. Gegebenenfalls ein Schnellverfahren für Notfälle geschaffen werden. Jedenfalls kommt noch eine Menge Arbeit auf die Überwachungs- und Genehmigungsbehörden zu. Aber es ist uns ja nichts zu schwer und zu teuer um wenigstens teilweise wieder ins Mittelalter zurückzukehren.

Nukleare Fernwärme

Neuerdings rückt die Kerntechnik wieder in den Zusammenhang mit „Luftverbesserung“. Besonders in China wird über den Ersatz von Kohle nachgedacht.

Der Raumwärmebedarf

Die Heizung bzw. Kühlung von Gebäuden wird oft unterschätzt. Alle reden von Verkehr und Stromerzeugung. In Wirklichkeit werden aber ein Viertel bis ein Drittel des gesamten Energieverbrauches für unsere Gebäude benötigt. Unter dem Gesichtspunkt von Luftschadstoffen (z. B. Stickoxide, Feinstaub etc.) ist besonders problematisch, daß die Energiewandlung unmittelbar in unseren Städten stattfindet und das auch noch in unzähligen Einzelfeuerstätten (hiermit sind auch die „Zentralheizungen“ gemeint). Die einzelnen Heizkessel – oder gar Holzöfen – können keine kontrollierte Verbrennung gewährleisten oder gar eine Rauchgaswäsche benutzen. Zudem werden ihre Abgase in geringer Höhe flächig abgegeben. Eine hohe Luftbelastung gerade in Ballungsgebieten ist die Folge. Eine Erkenntnis, die schon unsere Urgroßväter hatten. Man begann deshalb schon Ende des 19. Jahrhunderts mit dem Bau zentraler Heizwerke.

Das Wärmenetz

Die angestrebte Raumtemperatur liegt bei etwa 20 °C. Es ist also ausgesprochene „Niedertemperaturwärme“. Hinzu kommt noch ein ganzjähriger Brauchwasserbedarf mit etwa 60 °C (Legionellen). Will man auch Kaltwasser für Klimaanlagen damit erzeugen, ist eine Temperatur von 130°C (Absorptions-Kälteanlagen) zu empfehlen. Damit ergeben sich schon die Randbedingungen für ein Rohrleitungsnetz.

Die Strömungsgeschwindigkeit ist begrenzt. Somit hängt die transportierbare Wärmeleistung von dem verwendeten Rohrdurchmesser und der Temperaturspreizung zwischen Vor- und Rücklauf ab. Alles eine Kostenfrage. Hat man sehr hohe Leistungen pro Grundstück (z. B. Hochhäuser in Manhattan) und dazu noch beengte Straßenverhältnisse, bleibt sogar nur Dampf als Transportmedium übrig. Zumindest in Deutschland hat sich eine maximale Vorlauftemperatur im Netz von 130 °C bis 150 °C als optimal erwiesen. Die Vorlauftemperatur im Netz wird proportional zur Außentemperatur geregelt. In manchen Regionen hat man noch ein drittes Rohr als „Konstantleiter“, an dem die Brauchwasserbereiter und die Klimaanlagen angeschlossen sind. Dadurch kann man im Sommer den Heizungsvorlauf komplett abstellen. Alles eine Frage der vorhandenen Bausubstanz.

Heizwerk oder Kraftwärmekopplung

Das Problem ist, daß das gesamte System für die maximale Leistung (kältester Tag in einer Region) ausgelegt sein muß. Diese tritt aber nur an wenigen Tagen auf. Die ohnehin hohen Kapitalkosten führen zu hohen Fixkosten, die wegen der geringen Anzahl von Vollbenutzungsstunden zu vergleichsweise hohen spezifischen Heizkosten führen. Als einzige Stellschraube bleiben die Brennstoffkosten.

Man ist deshalb schon frühzeitig auf die Idee gekommen, Kraftwerke mitten in den Städten zu bauen, um die Leitungskosten (Strom und Wärme) gering zu halten. Die Kraftwerke liefen auch als Kraftwerke und haben das ganze Jahr über elektrische Energie erzeugt. Sie haben ihre Kosten über die Stromproduktion eingespielt. Zusätzlich zu den normalen Kondensatoren hat man noch „Heizkondensatoren“ als Quelle für das Fernwärmenetz eingebaut. In diesen Heizkondensatoren wurde ein Teil des Dampfes (in Abhängigkeit von der Außentemperatur) zur Beheizung niedergeschlagen. Da dieser Dampf nicht mehr vollständig seine Arbeit in der Turbine verrichten konnte, ging die Stromproduktion etwas zurück. Dieser Rückgang wurde dem Kraftwerk vom Fernwärmenetzbetreiber vergütet. Es war quasi dessen „Brennstoffpreis“.

Zusätzlich hatte man auch immer schon reine Heizwerke, die nur Wärme für die Fernwärme erzeugt haben. Die geringen Kapitalkosten eines solchen „Warmwasserkessels“ lohnten sich schon immer als Reserve oder zur Spitzenlasterzeugung an wenigen Tagen eines Jahres.

Die nukleare Heizung

Soweit zur Fernwärme im Allgemeinen. Jetzt zu der Frage, was eine Umstellung auf Kernspaltung bringen kann. Der Brennstoffpreis des Urans ist konkurrenzlos gering. Geringer noch als Kohle. Es gibt fast keine Belastung durch Transporte (Kohle, Asche, Heizöl etc.). Es gibt keine Luftbelastung durch Abgase. Es besteht eine enorm hohe Versorgungssicherheit und Preisstabilität (Heizkosten als „zweite Miete“). Dagegen spricht eigentlich nur „die Angst vor dem Atom“. Diese ist aber zum Glück unterschiedlich ausgeprägt. Man kann sie sogar noch beträchtlich verringern. Um die notwendigen technischen Aspekte wird es im Weiteren gehen.

Kernkraftwerke als Wärmequelle

Technisch gesehen, besteht kein Unterschied zwischen einem Kernkraftwerk und einem fossilen Kraftwerk. Man könnte problemlos z. B. ein Kohlekraftwerke durch ein Kernkraftwerk ersetzen. Es gibt aber ein juristisches Hindernis: Das Genehmigungsverfahren. Bisher muß man immer noch davon ausgehen, daß es schwere Störfälle gibt (z. B. Fukushima), die einen Teil der Radioaktivität austreten läßt und somit die unmittelbare Umgebung belasten könnte. Dafür ist der Nachweis von Evakuierungszonen und Plänen notwendig. Spätestens seit Fukushima weiß man zwar, daß die Annahmen über Freisetzungsraten viel zu konservativ waren, aber das tut der Argumentation der Angstindustrie keinen Abbruch. Die jahrzehntelange Gehirnwäsche „Millionen-Tote, zehntausend-Jahre-unbewohnbar“ hat sich zumindest in den Industrieländern festgesetzt.

Will man Kernkraftwerke in Ballungsgebieten bauen, müssen neue Reaktortypen her, die als „inhärent sicher“ betrachtet werden. Außerdem empfiehlt es sich, kleinere Reaktoren (SMR) zu bauen, um zu lange Rohrleitungen (Kosten und Wärmeverluste) zu vermeiden. Gerade in den letzten Wochen wurde in diesem Sinne ein Durchbruch erzielt: Die US-Genehmigungsbehörde hat dem Reaktor der Firma NuScale bescheinigt, daß er ohne elektrische Hilfsenergie auch bei schwersten Störfällen auskommt. Es handelt sich um einen kleinen (50 MWel) Reaktor, der selbst in einem wassergefüllten Becken steht. Er ist also stets von ausreichend Kühlwasser umgeben. Alle Einbauten (Druckhaltung, Dampferzeuger etc.) befinden sich im Druckgefäß (keine Rohrleitungen), das von einem Containment nach dem Prinzip einer Thermosflasche umgeben ist. Er benötigt keine Pumpen zur „Notkühlung“, da er schon im Normalbetrieb ausschließlich im Naturumlauf (warmes Wasser steigt auf und sinkt nach der Abkühlung wieder in den Reaktorkern zurück) funktioniert. Ein solches Kernkraftwerk bietet ein geringeres Risiko für seine Nachbarn, als jedes Gas- oder Ölkraftwerk. Genau solche Kraftwerke befinden sich aber zahlreich mitten in deutschen Großstädten. Seit Jahrzehnten lebt ihre Nachbarschaft relativ angstfrei damit – Geräusche und Abgase inbegriffen.

Den deutschen „Grün-Wähler“ wird das alles nicht überzeugen. Er ist unerschütterlich in seinem Öko-Glauben. Warum auch nicht? Man diskutiert ja auch nicht mit einem Katholiken über die unbefleckte Empfängnis der Jungfrau Maria oder mit einem Hindu über die Heiligkeit von Kühen. In den Weiten Sibiriens wird die Kernenergie schon heute positiv bewertet. In ähnlichen Regionen Kanadas und den USA wird sie aus gleichen Gründen (Versorgungssicherheit auch bei -40 °C) ernsthaft in Erwägung gezogen. In den bevölkerungsreichen Metropolen Chinas steht die Luftverschmutzung im Vordergrund. Die reale Gefahr von Lungenkrebs und Herz- Kreislauferkrankungen durch Smog wird dort gegen die eingebildete „Strahlengefahr“ abgewogen. Selbst im Großraum Helsinki prüft man den Ersatz der fossilen Fernheizwerke durch Kernenergie. Sonne geht gar nicht und Wind nur sehr eingeschränkt in diesen nördlichen Breiten.

Nukleare Heizwerke

Seit Anbeginn der Kernkraftnutzung gab es die Idee von reinen Heizwerken. Die reine Wärmeproduktion kann einige Vorteile haben: Schließlich verbrennt man ja auch Gas in einem einfachen Heizkessel und setzt nicht alles Gas in „rotierenden Öfen“ (Blockheizkraftwerk) zur gleichzeitigen Stromerzeugung ein. Schon nach den „Ölkrisen“ der 1970er Jahre, setzte sich z. B. der Schweizer Professor Seifritz für ein solches Konzept ein. Er ging damals von der Verwendung erprobter Komponenten aus Kernkraftwerken (Druckbehälter, Brennelemente etc.) zum Bau eines abgespeckten Heizreaktors aus. Durch die „Überdimensionierung“ erhoffte er sich einen zusätzlichen Sicherheitsgewinn, der zu einer Akzeptanz bei der Politik führen würde. Die Grundüberlegung ist noch heute so gültig, wie vor nunmehr 50 Jahren: Ersatz fossiler Brennstoffe durch Uran. Damals wie heute, standen der Ölpreis und die Luftverschmutzung in den Städten im Vordergrund.

Um den Ansatz von Professor Seifritz zu verstehen, ist etwas Physik notwendig. Ein typischer Druckwasserreaktor eines Kernkraftwerks hat eine Wärmeleistung von etwa 4000 MWth. Viel zu viel für ein Fernheizwerk. Geht man aber mit der Leistung um mehr als eine Größenordnung runter – läßt den Reaktor quasi nur im Leerlauf laufen – hat man einen entsprechenden Sicherheitsgewinn in allen Parametern. Bis überhaupt die Betriebszustände eines – zigfach erprobten – Druckwasserreaktors erreicht werden, müßte eine Menge schief gehen. Man hätte genug Zeit den Reaktor abzustellen.

Bei einer so geringen Leistung, könnte man handelsübliche Brennelemente viel länger im Reaktor belassen bis sie „abgebrannt“ wären (Versorgungssicherheit, Preisstabilität etc.).

Ein Druckwasserreaktor in einem Kernkraftwerk arbeitet mit einem Betriebsdruck von etwa 155 bar und einer Wassertemperatur von etwa 325 °C. Beides recht ordentliche Werte. Wie sehe es bei einem Heizreaktor aus? Gehen wir von einer Vorlauftemperatur im Netz von 150 °C aus (Einsatz von Absorptionsanlagen zur Klimatisierung um das Netz auch im Sommer besser auszulasten). Damit das Wasser noch flüssig bleibt und nicht verdampft ist ein Betriebsdruck von mindestens 5 bar nötig. Geben wir noch mal 30 °C als treibende Temperaturdifferenz für die Wärmeübertrager im Heizreaktor drauf, kommen wir auf eine Betriebstemperatur von 180 °C. Dafür ist ein Betriebsdruck von mindestens 10 bar nötig. Ein beträchtlicher Sicherheitsgewinn.. Vor allen Dingen entfallen alle Hochdruck-Sicherheitseinrichtungen: Was man nicht hat, kann auch nicht kaputt gehen.

Noch eleganter erscheint ein Heizreaktor auf der Basis eines Siedewasserreaktors. Man bräuchte – da keine Turbine vorhanden ist – auch keinerlei Einbauten zur Dampftrocknung und keine Umwälzpumpen. Einfacher und sicherer geht nicht.

In diesem Zusammenhang erscheinen Meldungen zu einem geplanten Einsatz von Schwimmbadreaktoren zur Fernheizung wohl eher als „Fake News“. Schwimmbadreaktoren sind – wie der Name schon andeutet – oben offen. Sie ähneln eher einem Brennelemente-Lagerbecken. Sie könnten deshalb nur warmes Wasser mit deutlich unter 100 °C liefern. Für eine Fernheizung völlig ungeeignet.

In diesem Zusammenhang erscheinen Meldungen zu einem geplanten Einsatz von Schwimmbadreaktoren zur Fernheizung wohl eher als „Fake News“. Schwimmbadreaktoren sind – wie der Name schon andeutet – oben offen. Sie ähneln eher einem Brennelemente-Lagerbecken. Sie könnten deshalb nur warmes Wasser mit deutlich unter 100 °C liefern. Für eine Fernheizung völlig ungeeignet.

Nachbemerkung

Fernheizungsnetze erfordern sehr hohe Investitionen, haben dafür kaum Betriebskosten und halten Jahrzehnte. Sie sind somit anderen Infrastrukturen, wie Trinkwasser- und Abwassernetzen sehr ähnlich. Gleichwohl gibt es schon heute weltweit unzählige Fernwärmenetze, die kontinuierlich erweitert werden. Der Markt für Wärmeerzeuger ist somit gewaltig. Auch die in Deutschland so beliebte „Plastikverpackung“ von Neubauten tut dem keinen Abbruch. Was braucht man also, um eine solche Entwicklung zu fördern?

  • Man benötigt möglichst kleine Heizreaktoren. Die Netzkosten fressen sonst sehr schnell etwaige Kosteneinsparungen bei den Reaktoren auf.
  • Die Reaktoren müssen sehr einfach und robust sein. Sie müssen standardisiert sein und in großen Stückzahlen in Fabriken hergestellt werden.
  • Es sollte weitgehend auf genehmigte Verfahren und Bauteile aus der Kernkraftwerkstechnik zurückgegriffen werden. Nur so kann man die kostspieligen und langwierigen Genehmigungsverfahren in den Griff bekommen.
  • Die Reaktoren müssen inhärent sicher sein und vollautomatisch betrieben werden können.
  • Sie müssen komplett und ständig fernüberwacht werden.
  • Die Anforderungen an Umgebung und Personal müssen vor Beginn des ersten Projekts neu definiert, öffentlich diskutiert und rechtssicher verabschiedet sein.
  • Bei jedem Standort müssen die Anwohner frühzeitig einbezogen werden. Nur durch Aufklärung kann man die einschlägige Angstindustrie und ihre Kumpane aus der Politik abwehren. Skandinavien und Frankreich bieten hierfür zahlreiche Beispiele und erprobte Vorgehensweisen.

Manchem mag das alles phantastisch vorkommen. Nur, ist die Diskussion nicht nur in China losgetreten worden. Sie läuft bereits auch in Osteuropa und Skandinavien. Es mag in Deutschland noch ein paar Jahre dauern, aber dann wird die Mehrheit der Bevölkerung erkennen, wie sie systematisch von Politikern und Schlangenölverkäufern mit der „Energiewende“ betrogen worden ist. Ist dieser Punkt erst erreicht, wird das Pendel ruckartig in seine alte Lage zurückkehren.

Die Chinesen sind gelandet

Bisher etwas unbeachtet, beginnen die Chinesen den europäischen Markt für Kernkraftwerke zu erobern. Der erste Schritt ist mit dem Genehmigungsverfahren in Großbritannien eingeleitet.

Die französische Vorgeschichte

Schon seit längerem betreibt der staatliche französische Energieversorger EDF (Electricite de France) auch die Kernkraftwerke in England. Etwas ungewöhnlich, handelt es sich doch um gasgekühlte (CO2) und mit Graphit moderierte Reaktoren älteren Datums. Ein Typ, der schon lange in Frankreich abgeschaltet wurde. Gleichwohl ist EDF somit als ein zuverlässiger und etablierter Betreiber in GB bekannt.

Es war damit folgerichtig, daß auch bei der Renaissance der Kernkraft die EDF an vorderster Stelle mit dabei sein würde. Es entstand das Projekt Hinkley Point C in Somerset mit zwei ebenfalls französischen Reaktoren vom Typ EPR. Alles schien ganz einfach – wenn nicht der französische Versorger chronisch unterfinanziert wäre. Es mußte deshalb unbedingt ein kapitalkräftiger Investor mit ins Boot, zumal noch weitere Kernkraftwerke geplant waren. Die Chance für den chinesischen Staat einen Fuß in die Tür des europäischen Marktes zu bekommen. Seltsamerweise ist die Angst vor einer Abhängigkeit in der volkswirtschaftlichen Schlüsselgröße der Stromversorgung von der chinesischen Diktatur noch geringer, als die Furcht vor dem „friedliebenden und aufrechten Demokraten“ Putin. Irgendwie scheint in den Hirnen europäischer Politiker der Irrglaube, elektrische Energie sei so etwas ähnliches wie Kartoffeln, fest verwurzelt zu sein.

Die chinesische Vorgeschichte

China baut inzwischen mehrere Reaktoren pro Jahr. Hunderttausende hoch qualifizierte und überdurchschnittlich bezahlte Arbeitskräfte sind dafür nötig. Allerdings ist jedem klar, daß auch in einem Riesenreich der Markt irgendwann gesättigt ist. Darüberhinaus muß man eine Menge Autos, PC’s oder Jacken aus recyceltem Plastik verkaufen, um den Umsatz nur eines einzigen Kraftwerks zu erzielen. Ein Wissen, das in Deutschland völlig verloren gegangen zu sein scheint. Deshalb der konsequente Schritt der Chinesen in den Export.

Allerdings ist das einfacher beschlossen, als umgesetzt. Ein wichtiger Hebel ist der Preis und die Finanzierung. Trotzdem ist für ein solch sensibles Produkt auch eine gewisse Reputation nötig. Es reicht (noch nicht) der Nachweis einer großen Stückzahl im eigenen Land. Dies gilt besonders für geheimniskrämerische, sozialistisch geprägte Diktaturen wie China und Rußland. Man versucht deshalb wenigstens den Goldstandard eines „westlichen Genehmigungsverfahrens“ zu erlangen. Ein teures und aufwendiges Unterfangen, wie bereits Rußland in Finnland zu spüren bekommt. Es ist halt ein himmelweiter Unterschied, ob man sich in irgendwelchen Hinterzimmern – unter gegenseitig wohlgesonnenen Fachleuten – Papierberge hin und her schiebt oder im Internetzeitalter unter den Argusaugen von „Atomkraftgegnern“ ein transparentes Verfahren durchstehen muß.

Hinzu kommen bei den Chinesen noch komplizierte Lizenzfragen. Man hat sich aus aller Welt Kernkraftwerke zusammengekauft. Ein Wirrwarr von Lizenzverträgen. Deshalb versucht man es hier mit einer vermeintlichen Eigenentwicklung. So etwas ist in Industrieländern schlicht unverkäuflich. Nicht einmal über den Preis oder politische Kompensationsgeschäfte. Ein Bau in England als Referenz, erscheint daher wie ein Sechser im Lotto. Deshalb also der gemeinsame Antrag von China General Nuclear Power Corporation (CGN), Electricite de France (EDF S.A.) and General Nuclear International (GNI) zum Bau und Betrieb von bis zu sechs Reaktoren. Einschließlich großzügiger Finanzierung, versteht sich.

Die Entstehungsgeschichte des Hualong

Ihren Gemischtwarenladen – nicht nur an Leichtwasserreaktoren – haben die Chinesen nach dem Unglück von Fukushima geschickt zu bereinigen versucht. Es soll zukünftig nur noch ein Typ gebaut werden – sicherheitstechnisch auf den neusten Stand der Technik gebracht versteht sich.

Alles begann mit der Übernahme französischer Druckwassertechnik, die zum Bau der Reihe M310 im Jahr 1987 führte (4 Reaktoren, Inbetriebnahmen 1994–2003). Dies führte zur Baureihe CPR1000 im Jahr 2005 (13 Reaktoren, Inbetriebnahmen 2010–2016). Die Erfahrungen aus Bau und Betrieb führten 2010 zur überarbeiteten Baureihe CPR1000+ (2 Reaktoren, Inbetriebnahmen 2016–2017). Die Denkpause nach dem Unglück von Fukushima führte zur Baureihe ACPR1000 (4 Reaktoren, noch im Bau). Bisheriger Abschluss dieser evolutionären Entwicklung ist der Typ HPR1000, der seit 2015 im Bau ist. Dies ist auch die Basis des ersten Exports Karachi 2, welches seit 2015 in Pakistan gebaut wird.

China verfügt also über genügend Erfahrung in der Abwicklung solcher Großprojekte. Leider muß man aktuell sagen, sogar über mehr Praxis als die USA und Frankreich. Durch deren lange Pausen beim Neubau von Kernkraftwerken sind dort die Erfahrungen abgerissen und müssen erst wieder mühselig neu erworben werden. Von Deutschland braucht man in diesem Zusammenhang gar nicht mehr zu reden. Hier ist die Deindustrialisierung bereits so weit fortgeschritten, daß man nicht mal mehr einen vergleichbar simplen Flughafen bauen kann.

Die eingereichten Unterlagen

Im Oktober 2017 wurden die ersten Unterlagen bei der britischen Genehmigungsbehörde eingereicht. In ihnen wird immer von einem UK-HPR1000 gesprochen. Man ist sich also darüber im Klaren, daß es eine spezielle Version geben muß, damit sie in GB genehmigungsfähig ist. Interessant an den eingereichten Unterlagen ist, daß es Beschreibungen des Hualong sind, wie er gerade im Kraftwerk Fangchenggang als Block 3 gebaut wird (HPR1000(FCG3)). Auf diese Weise erhält man einen – wenn auch sehr kleinen – Einblick in die aktuelle chinesische Reaktortechnik.

Bereits aus den beigefügten Zeichnungen kann man erkennen, daß es sich um einen typischen „französischen Reaktor“ handelt, wie er dutzendfach in Frankreich steht. Charakteristisch sind die drei Dampferzeuger und die dreifachen (redundanten) Sicherheitssysteme. Es handelt sich keinesfalls um eine Neukonstruktion mit grundsätzlich passivem Sicherheitsansatz wie z. B. der AP1000 von Westinghouse oder einem evolutionär weiterentwickelten Konvoi-Reaktor wie den EPR mit vierfacher Redundanz. Es wird interessant sein, wie die Genehmigungsbehörde darauf reagieren wird. So wie er eingereicht wurde, ist er eher ein Neubau vorhandener und nachgerüsteter französischer Reaktoren. Entweder müssen die Chinesen noch richtig Geld in die Hand nehmen um das Sicherheitsniveau moderner westlicher Reaktoren zu erreichen oder GB gibt sich mit geringeren – als möglichen – Sicherheiten zufrieden. Dann könnte man aber auch Reaktoren in Korea oder Rußland kaufen. In diesem Zusammenhang wird auch das Genehmigungsverfahren des russischen Kernkraftwerks in Finnland noch sehr interessant werden. Ist doch auch dort der unmittelbare Vergleich zum EPR gegeben. Jedenfalls ist der Hualong keinen Deut sicherer als die Kernkraftwerke, die gerade in Deutschland vom Netz genommen werden. Absurdistan läßt grüßen. Auch der Betrieb dürfte keineswegs günstiger sein. Dafür sorgt schon die Dreisträngigkeit (Sicherheitsphilosophie: Ein System versagt, ein weiteres startet nicht, d. h. es steht noch ein drittes zur Verfügung. Bei vierfacher Redundanz kann man somit Wartungsarbeiten während des Betriebs durchführen.). Ebenso die konventionelle Leitungsführung (Wiederholungsprüfungen) und die Hauptkühlmittelpumpen.

Einige Unterschiede zum EPR

Die Leistung des Hualong beträgt nur 70% des EPR. Dies ist kein prinzipieller Nachteil. Allerdings beträgt die Leistung der Dampferzeuger mit 1050 MWth fast 93% der Leistung der Dampferzeuger des EPR. Man hat also durch Weglassen eines Stranges Baukosten gespart.

Der Kern des Hualong besteht aus nur 177 Brennelementen gegenüber 241 Brennelementen beim EPR. Aber die lineare Wärmeleistung ist mit 179 W/mgegenüber 170 W/m2 sogar höher. Auch hier wurde also zur Kosteneinsparung geknautscht. Ebenso ist die aktive Höhe des Kerns mit 3,66 m kleiner als beim EPR mit 4,20 m. Interessant werden die Ergebnisse der thermohydraulischen Vergleichsrechnungen mit ein und demselben Programm sein. Es ist die klassische Frage nach der Optimierung von Kosten und Sicherheitszugewinn die sich hier stellt.

Die Auslegungslebensdauer (nicht zu verwechseln mit der tatsächlichen oder wirtschaftlichen Lebensdauer; sie sind wesentlich höher) wird keck mit 60 Jahren angegeben. Lebensdauer ist aber immer eine Frage der Konstruktion, der verwendeten Materialien und Fertigungsverfahren, der Qualitätssicherung und des Betriebs. Schon die Konstruktion gibt zu denken: Der EPR hat im Druckbehälter einen ca. 30 cm dicken Reflektor aus Stahl, der als Schutzschild für das Reaktordruckgefäß gegen die Bestrahlung mit Neutronen dient. Qualitätssicherung nach europäischen Maßstäben ist die nächste Frage. Man denke nur an das Theater um den Kohlenstoffgehalt im Deckel des EPR von Flamanville. Ein vermeintlicher Kostenvorteil chinesischer und russischer Fertigungsstätten kann schnell in einen Nachteil mit unkalkulierbaren Kostensteigerungen umschlagen, denn man wird weder in Finnland noch GB bereit sein, ein erhöhtes Risiko einzugehen – egal ob aus mangelnden technischen Fähigkeiten des Herstellers oder systemtypischer Schlamperei.

Der EPR hat einen sog. „Core-Catcher“, der bei einer Kernschmelze verhindern soll, daß der Sicherheitsbehälter zerstört wird. Beim Hualong wird die Grube, in der sich der Druckbehälter befindet mit „ausreichend borierten“ Wasser geflutet. So soll ein durchschmelzen des Druckbehälters verhindert werden. Nicht verkehrt, kommt aber sehr auf die konstruktive Gestaltung an.

Dem vollständigen Verlust jeglicher äußeren Wärmesenke (Fukushima Störfall) soll durch einen Wassertank oben am Reaktorgebäude begegnet werden. In diesen ringförmigen Tank soll sich der Dampf aus den Dampferzeugern niederschlagen. Dieses Prinzip wurde offensichtlich von den Russen übernommen. Wie hoch der Sicherheitsgewinn sein soll, wird eine probabilistische Fehleranalyse zeigen müssen. Es riecht ein wenig nach „Weißer Salbe“ oder PR-Gag. Gerne wird von den Russen immer ein Generation III+ angeführt – nur hat ein Wassertank auf dem Dach noch wenig mit einem passiven Sicherheitskonzept für schwerste Störfälle zu tun (z. B. AP1000 von Westinghouse oder ESBWR von GE/Hitachi).

Jedenfalls benötigt der Hualong genauso elektrische Energie, wie schon jeder Reaktor der zweiten Generation. Bricht die Stromversorgung komplett zusammen, schmilzt sein Core genauso, wie in den Reaktoren von Fukushima. Alles hängt – wie übrigens auch beim EPR – von einer stets funktionierenden Stromversorgung ab. Der „Sicherheitsgewinn“ beim EPR und seinem russischen Pendant (richtiger ist eigentlich die Strahlenbelastung der Umgebung nach einem Fukushima Störfall) gegenüber einem aktuellen Reaktor in Deutschland, ergibt sich allein aus dem „Core Catcher“. Es wird noch unwahrscheinlicher, daß große Mengen Spaltprodukte auch bei einer vollständigen Zerstörung von Kern und Druckbehälter freigesetzt werden.

Nachtrag

Damit kein falscher Eindruck entsteht, es geht hier nicht um eine Abwertung chinesischer Reaktoren, denn es geht immer um die Abwägung von Sicherheit und Kosten, was letztendlich immer eine rein politische Entscheidung ist. Als deutscher Ingenieur tut man sich etwas schwerer damit, da wir zum Gürtel gern die Hosenträger bevorzugen. Andererseits hat uns genau diese Mentalität vor einem Tschernobyl oder Fukushima bewahrt. Deutschland war immer ganz vorne dabei, wenn es um Risikoanalysen und die Umsetzung der daraus resultierenden Konsequenzen ging.

Darin liegt die eigentliche Tragik: Einschlägig bekannte Politiker haben wieder einmal – diesmal durch ein dubioses „Vorangehen“ – versucht, mit ihrer verdrehten Ideologie die Welt zu beglücken. Die Welt wird sich aber mitnichten von der Kernenergie abwenden. Einigen besonders schlichten Gemütern war es einfach egal. Sollen sich doch ferne Völker „verstrahlen“, wir versorgen unser Bullerbü mit Wind, Sonne und Biokost. Das Aufwachen in der Realität wird heilsam sein: Vielleicht werden ja tatsächlich bald Kernkraftwerke in unseren Nachbarländern neu errichtet, die sicherheitstechnisch bestenfalls dem Standard der Kraftwerke entsprechen, die wir gerade voller Begeisterung abschalten. Ähnlichkeiten mit „Hans im Glück“ sind rein zufällig.

SMR, aktualisierter Stand

In der letzten Zeit kommt erneut Bewegung in die Entwicklung „kleiner“ Reaktoren. Anlass für eine Aktualisierung.

Was genau, soll ein SMR sein?

Die Definition eines „SMR“ (Small Modular Reactor) ist etwas vage. In den USA beruht sie auf dem ENERGY POLICY ACT von 2015. Im Abschnitt 608 „Treatment of Modular Reactors“ ist sie wie folgend definiert: Ein Kraftwerk mit höchstens 1300 MWel Gesamtleistung, welches aus mindestens zwei Blöcken mit einer elektrischen Leistung von 100 bis 300 MWel besteht. Dies ist eine etwas sehr geschraubte Definition, aber Politiker und Juristen brauchen wohl so etwas. Wenigstens wird nichts über die anzuwendende Technik vorgeschrieben. Inzwischen gibt es SMR-Entwürfe mit den Kühlmitteln Wasser, Edelgas, Salzschmelze und Flüssigmetall in der Entwicklung.

Zu welchen technischen Verrenkungen solche politischen Akte dann führen, sieht man am Projekt von NuScale Power: Dort werden zwei Reaktoren mit einer äquivalenten Leistung von je 50 MWel auf eine gemeinsame Turbine vorgeschlagen. Förderkriterium erfüllt. Es gibt aber zahlreiche Anwendungen, wo durchaus eine kleinere (thermische) Leistung sinnvoller ist: Kleine Städte in abgelegenen Regionen (Sibirien), Militärische Stützpunkte auf Inseln (China), Ölförderung und Minen (Kanada) etc. Wie es ausschaut, sind genau hier die ersten Anwendungen zu erwarten.

Weltmarkt

Im Jahr 2016 bestand der weltweite Primärenergieverbrauch zu 85% aus fossilen Energieträgern (33% Öl, 28% Kohle und 24% Erdgas). Demgegenüber ist die Kernenergie mit 5% geradezu vernachlässigbar. Sie wurde (nahezu) ausschließlich in der Stromversorgung eingesetzt. Dies hat sie übrigens mit den wetterabhängigen Energieformen Wasserkraft (7%) und „Renewables“ (3%) gemeinsam.

Der Bedarf an elektrischer Energie wird weltweit weiter ansteigen. Nach Schätzungen gibt es derzeit 1,2 Milliarden Menschen, die über keinen Stromanschluss verfügen und fast 3 Milliarden Menschen, die nicht einmal einen Kochherd besitzen. Alles Menschen, die alles dafür geben ihren mittelalterlichen Verhältnissen zu entfliehen – ganz im Gegenteil zu gewissen übersättigten Kreisen bei uns, deren falsches Ideal genau diesem Leben im vorindustriellen Zeitalter entspricht.

Will man in den Weiten Afrikas, Indiens usw. Kernenergie nutzbar machen, sind kleine Reaktoren der einzig gangbare Weg. Mit der heutigen Standardgröße von 1000+ MWel ist sonst der jahrzehntelange Weg über fossile Kraftwerke und großflächige Netze nötig. Um es an dieser Stelle deutlich zu sagen, wer das nicht will, muß unserer Erde noch zweimal Europa oder noch einmal China mit seinen fossilen Kraftwerken zusätzlich zumuten. Ob nun in Deutschland 40 Kohlekraftwerke geschlossen werden oder nicht, ist dafür nur der berühmte Tropfen auf den heißen Stein. Ganz nebenbei ist diese Frage auch der Lackmustest für alle „Klimaschützer“: Geht es wirklich um „Klimaschutz“ oder doch nur um „Gesellschaftsveränderung“?

Letztendlich wird der Preis pro installiertem Megawatt entscheiden. Er dürfte grundsätzlich höher sein, als bei fossilen Kraftwerken. Jedenfalls solange, wie man die bürokratischen Anforderungen aufrecht erhält. Allerdings muß man neben den höheren Brennstoffpreisen auch die notwendige Infrastruktur berücksichtigen: Ein Gaskraftwerk ist nur dann günstiger, wenn bereits eine geeignete Gasversorgung vorhanden ist. Für ein Kohlekraftwerk muß eine Eisenbahnlinie vorhanden sein. Hier kann ein SMR seinen Vorteil des geringen Kernbrennstoffverbrauchs – gerade in flächigen Ländern mit schlechter Infrastruktur – voll ausspielen.

Der wirtschaftliche Blickwinkel

Üblicherweise werden bei Kraftwerken die spezifischen Produktionskosten mit zunehmender Leistung kleiner. Dies betrifft sowohl die spezifischen Investitionskosten (EUR/MW), wie auch die Betriebskosten (EUR/MWh). Bei Kernkraftwerken ergibt sich aber eine Besonderheit: Hohe Finanzierungskosten (Investition) bei nahezu vernachlässigbaren Brennstoffkosten. Eine wesentliche Ursache für die hohen Finanzierungskosten ist die lange Projektdauer. Vom ersten Beschluss ein Kraftwerk zu bauen, bis zur ersten Stromproduktion vergehen oft Jahrzehnte. In dieser langen Zeit summieren sich die Zinsen und Zinseszinsen zu beträchtlichen Schuldenbergen.

Wichtig dabei ist, daß die „Bauzeit“ weniger von der Größe abhängt, als von der Stückzahl. Wenn man nahezu baugleiche Kraftwerke in Serie baut – wie einst in USA und Frankreich und heute in China – kann man auch Großkraftwerke in wenigen Jahren erstellen. Es kommt viel mehr auf die Organisation und das Vorhandensein von erfahrenen Fachkräften an. Negativbeispiele sind hierfür die Projekte von Areva in Finnland und Frankreich und die Baustellen des AP-1000 in den USA. Immer, wenn man mit unerfahrenem Personal „neue“ Typen baut, geht alles schief, was nur schief gehen kann – und darüber hinaus. Es ist deshalb nicht verwunderlich, daß beide Modelle in China – obwohl wesentlich später begonnen – als erste fertig werden.

Genau diesen Umstand versucht man durch eine industrielle Serienproduktion bei den SMR zu umschiffen. Allerdings liegt darin auch die größte Schwierigkeit. Für ein so komplexes Gebilde wie ein Kernkraftwerk, gibt es nur Parallelen im Flugzeugbau. Hier wie dort, kostet es Milliarden, bis ein neues Modell bis zur Serienreife entwickelt ist. Der Weltmarkt für Verkehrsflugzeuge reduziert sich daher nahezu auf zwei Konzerne.

Momentan sind hierzu nur die USA in der Lage. Nur sie verfügen über das notwendige Kapital und die fachliche Infrastruktur. Wohl gemerkt, es geht nicht darum mal einen kleinen Reaktor zu bauen, sondern eine ganz neue Industrie zu erschaffen.

Die nationale Sicherheit

Letztendlich ist der Erfolg von SMR eine rein politische Frage. Will man oder will man nicht. Bemerkenswert in diesem Zusammenhang sind die Diskussionen in Großbritannien. Dort will man immer stärker, nachdem man bereits schmerzlich erfahren hat, was Deindustrialisierung für Folgen hat. Man ist sich aber darüber im Klaren, daß es ohne einen (finanziell) starken Partner nicht geht. Eine europäische Lösung erscheint immer unwahrscheinlicher – nicht nur wegen des Brexit. Die Chinesen klopfen bereits an der Tür. Wahrscheinlich bleibt nur die atlantische Verbindung übrig.

In den USA spielt die SMR-Lobby nun verstärkt die Karte der „Nationalen Sicherheit“ aus. Dafür gibt es zwei gewichtige Argumente. Eins ist die bereits im Verborgenen existierende Industrie für Schiffsreaktoren. Sie baut bereits in Kleinserien erfolgreich „SMR“. Seit der Diskussion über die Kostenexplosion bei der neusten Trägergeneration ist man einer Öffnung in Richtung ziviler Technik nicht mehr so abgeneigt. Die andere Argumentationsschiene betrifft die Weiterverbreitung von Kernwaffen. Durch ihre technologische Führung konnte die USA die Trennung von ziviler und militärischer Technik bei der Lieferung von Kernkraftwerken erfolgreich steuern. Heute gibt es aber mit Rußland (in Iran) und China (in Pakistan) zwei Spieler, die wesentlich lockerer mit diesem Problem umgehen. Wollen die USA weiterhin Einfluß ausüben, müssen sie schnellstens etwas neues bringen. Besonders für Staaten, die noch gar keine friedliche Nutzung der Kernenergie haben.

Die Förderung

Kein (privates) Energieversorgungsunternehmen kauft heute noch ein völlig neues Modell. Das wirtschaftliche Risiko ist einfach zu groß. Dies gilt um so mehr in einer Welt, in der aus ideologischen Gründen bestimmte Energieformen besonders bevorzugt und subventioniert werden. Planwirtschaft wuchert wie Krebs in einer Volkswirtschaft und verdrängt systematisch technische und wirtschaftliche Kriterien. Am Ende steht der erlebte Zusammenbruch solcher Systeme.

In der realen Welt hofft man deshalb die politischen Fehlentscheidungen durch Forschungsförderung, Risikoübernahme, Subventionen etc. wieder zu heilen. Die SMR-Entwicklung ist dafür ein Paradebeispiel. Erst hat man ein bürokratisches und unkalkulierbares Genehmigungsverfahren erschaffen, welches man nun durch den Einsatz weiterer Steuergelder zu heilen versucht. In den USA hat man ein spezielles Förderprogramm für die Genehmigung von SMR als Leichtwasserreaktoren aufgelegt. Alle anderen Typen werden noch auf der Ebene von Forschungsreaktoren behandelt – Realisierung, wenn überhaupt, erst in Jahrzehnten zu erwarten.

Wenn man dann ein genehmigtes Modell hat, ist es trotzdem immer noch ein „Papierreaktor. Man muß dann noch jemanden finden, der auch einen gebaut haben will. Das ist der wesentliche Unterschied zwischen Kerntechnik und z. B. Flugzeugbau. Selbst wenn man einen Prototyp hat, kann man noch keine Bestellungen einsammeln, da auch für die Kunden nahezu unkalkulierbare politische Hürden existieren. Um es kurz zu machen, wenn Politik und Gesellschaft nicht radikal neu über das notwendige Eingehen von Risiken (Kern-, Gentechnik, Digitalisierung usw.) nachdenken, wird man generell keine Neuentwicklungen in den sog. Demokratien durchführen können – mit der Konsequenz, daß sich diese Gesellschaftsform durch Stagnation selbst abschafft. Vielleicht ist aber genau das, das wahre Ziel der „Großen Transformation“.

Im Moment sieht es so aus, daß man sich dessen zumindest in den USA und GB bewußt ist und deshalb die Frage der Energieversorgung auf die Ebene der „nationalen Sicherheit“ hievt, was nichts anderes heißt, daß der Staat für seine selbst geschaffenen Regularien auch die finanzielle Verantwortung übernehmen muß. Zahlen muß sowieso immer die Gesellschaft. Die Ebene der Steuermittel mit vorausgehenden Haushaltsberatungen und politischen Abwägungen der Einsatzzwecke ist jedoch wesentlich demokratischer, als das deutsche Modell der Zwangsgebühren, die nichts weiter als Schattenhaushalte sind.

So ist man in den USA auf gehandelt 20 Milliarden Dollar an bereitzustellenden Haushaltsmitteln für die „neue Kerntechnik“ angekommen. Wer Sicherheit will, muß dafür Geld bereitstellen. Anders als bei Rüstungsausgaben kann man allerdings von höheren Rückflüssen ausgehen.

Die internationale Situation

Jedenfalls ist die Kerntechnik weltweit alles andere als tot. Interessant ist die Liste der unterschiedlichen SMR-Projekte im Jahr 2017 in alphabetischer Reihenfolge der Länder: Argentinien (1), China (4), Dänemark (1), Frankreich (1), Indien (1), Japan (5), Kanada (2), Korea (1), Rußland (15), Südafrika (2), UK (1), USA (11).

Bereits im Bau befinden sich der CAREM-2S in Argentinien, der KLT-40S in Rußland und der HTR-PM in China.

Weit fortgeschritten im Genehmigungsverfahren bzw. der Konstruktion und damit kurzfristig baubar wären: SMART in Korea, RITM-200, BREST300-OD, SVBR und ABV-6M in Rußland, PRISM, NuScale, und mPower in den USA, PBMR-400 in Südafrika, 4S und GTHTR300 in Japan, ACP100 in China.

Bei den bereits im Bau befindlichen Reaktoren handelt es sich um erprobte Konzepte: Leichtwasserreaktoren und Kugelhaufenreaktor. Bei den kurzfristig realisierbaren Reaktoren kommen noch Reaktoren mit Natrium und Blei als Kühlmittel hinzu. Beides ebenfalls erprobte Konzepte mit teilweise Jahrzehnten Betriebserfahrungen zumindest als Prototypen.

Als einziger Reaktor mit kurzfristigem Potential für die Großserie scheint sich der Entwurf von NuScale Power heraus zu kristallisieren. Hoch modular, da nur eine Leistung von 50 MWel pro Reaktor. Voll integrierte Bauweise mit Dampferzeugern, Druckhaltung usw. in einem Behälter, daher komplett zu transportieren nach vollständigem Test in der Fabrik. Neuartiges Sicherheitskonzept als „Thermosflasche im Wasserbad“, bei dem der Austritt von Radioaktivität auch nach schwersten Störfällen ausgeschlossen ist. Wann und von wem wird die Fabrik dafür gebaut?

Kernenergie und Erdgas

In den letzten Jahren hat sich der Weltmarkt für Erdgas dramatisch verändert. Dies betrifft natürlich auch die Kernenergie.

Die Stromerzeugung

Weltweit steigt der Bedarf an elektrischer Energie weiter an. Dies wird auch noch sehr lange so bleiben, selbst wenn die Erdbevölkerung nicht mehr wachsen sollte. Der Stromverbrauch pro Kopf, ist ein unmittelbarer Indikator für den Wohlstand einer Gesellschaft. Insofern wird der Bedarf in Asien (China, Indien) und später auch in Afrika, geradezu explodieren. Die „regenerativen Energien“ – einst hat man sie treffend als „Additive Energien“ bezeichnet – sind schon wegen ihrer Zufälligkeit keine Lösung. Es bleiben nur Kernenergie und fossile Energie (Kohle, Erdgas, Öl).

Gerade in den Schwellenländern wird „king coal“ noch lange der Wachstumsmotor bleiben: Kohle ist ziemlich gleichmäßig auf der Erde verteilt, billig zu gewinnen und leicht zu transportieren und zu lagern. Ist man beim Umweltschutz nicht all zu pingelig, sind Kohlekraftwerke auch einfach, schnell und preiswert zu errichten. Dies galt in den 1950er Jahren bei uns, in China bis heute und in Afrika und Indien noch für lange Zeit. Es dauert einfach seine Zeit, bis der Wohlstandsgewinn durch eine Elektrifizierung vom „smog“ in der Wahrnehmung der Bevölkerung aufgefressen wird.

Das andere Extrem sind Kernkraftwerke: Sie erfordern einen hohen Kapitaleinsatz und eine entsprechende industrielle Infrastruktur. In China kann man die typische Entwicklung wie im Zeitraffer betrachten: Die ersten Kraftwerke wurden praktisch vollständig importiert. Wegen der hohen Stückzahlen war parallel der rasche Aufbau einer eigenen Fertigung möglich. Heute beginnt man bereits als Hersteller auf dem Weltmarkt zu agieren.

Irgendwo dazwischen, liegen Öl- und Gaskraftwerke. Sie erfordern die geringsten Kapitalkosten, haben aber die höchsten Brennstoffkosten. Bei Gaskraftwerken kam bisher noch das Vorhandensein ausreichender Gasmengen hinzu – und genau beim letzten Punkt ergeben sich gewaltige Veränderungen der Randbedingungen.

Die Shale Revolution

Erdgas ist beileibe nicht selten oder bald verbraucht. Bezieht man auch noch die Vorkommen an „Methanhydrat“ ein, so dürfte der Vorrat für Jahrtausende reichen. Man muß das Erdgas nur fördern, aufbereiten und transportieren können. Gerade der Transport stellte dabei das größte Hindernis dar. Für Gas blieb bisher nur die Rohrleitung über, die extrem unflexibel ist. Sie mußte lückenlos vom Gasfeld bis zum Kraftwerk reichen. Noch heute werden gigantische Mengen einfach abgefackelt, weil man sie nicht aufbereiten und transportieren kann.

Wie unter einem Brennglas kann man heute noch die Entwicklung in den USA betrachten. Durch die Entwicklung des „Fracking“ konnte man bis dahin nicht nutzbare Öl- und Gasvorkommen erschließen. Die Förderung ist zwar recht billig, aber das Erdgas leider auch ziemlich wertlos, weil am falschen Ort vorhanden. Mit riesigem Kapitalaufwand ist man immer noch beschäftigt, neue Aufbereitungsanlagen und Verteilnetze zu bauen. Gemessen an den Vorräten hat man damit z. B. in Iran oder Sibirien noch gar nicht begonnen. Dort steht man noch vor dem klassischen Henne-Ei-Problem. In den USA steht dem überreichlichen Angebot zumindest eine potentielle Nachfrage gegenüber. Die geringen Herstellkosten durch „Fracking“ verlocken Investoren neue Pipelines zu bauen. Trotz der Transportkosten ist der Rohstoff Erdgas in den Verbrauchszentren damit immer noch konkurrenzlos günstig. Haushalte und Industrie beginnen umzurüsten. Das braucht aber Zeit und diese Durststrecke muß überbrückt werden.

Gaskraftwerke zum Ausgleich der Nachfrage

Gaskraftwerke erfordern geringe Investitionen und sind schnell zu bauen. Sie wurden deshalb traditionell als Spitzenlast-Kraftwerke (Abdeckung von Verbrauchsspitzen an wenigen Stunden im Jahr) gebaut. Nun sind sie da. Bekommt man an seinem Standort einen besonders günstigen Erdgaspreis, kann man sie jederzeit länger laufen lassen. Betriebswirtschaftlich entscheidend ist einzig die Relation zu anderen Brennstoffen. Dies ist der Grund, warum z. B. die Stromproduktion aus Kohle in den USA stark eingebrochen ist. Der Brennstoffpreis hat die Kohle verdrängt, nicht irgendwelcher „Klimaschutz“. Umgekehrtes gilt in Deutschland: Das „Russengas“ ist – noch – viel zu teuer, sodaß Kohlekraftwerke immer noch preisgünstiger produzieren können. Die Stadtwerke gehen an ihren „umweltfreundlichen“ Gaskraftwerken langsam pleite. Eine klassische Fehlinvestition auf Grund von ideologisch bedingter Fehlsichtigkeit.

Wohin die Entwicklung langfristig geht, kann man bereits in den Golfstaaten erkennen. Dort war Erdgas mehr Abfall als Wirtschaftsgut. Folgerichtig hat man konsequent auf eine Verstromung in Gaskraftwerken gesetzt. Parallel hat man sich aber weltweit neue Absatzmärkte für Erdgas erschlossen und damit den Preis im eigenen Land systematisch nach oben gezogen. In den Vereinigten Emiraten ist man nun an einem Punkt angekommen, wo es günstiger ist, elektrische Energie in Kernkraftwerken zu produzieren. Wohl gemerkt, in den Emiraten. Frei von Rot-Grüner Ideologie, in atemberaubend kurzer Bauzeit, zu günstigen Weltmarktpreisen. Wenn man sich nicht nur im „öko-sozialistischen Nebel“ bewegt, dürft ziemlich klar sein, wohin die Reise geht: Allein China hat gerade die Taktfrequenz (nur in seinem eigenen Land!) auf den Bau von einem Reaktor alle zwei Monate erhöht!

Neues Spiel durch LNG

Bisher hatte Erdgas einen enormen Nachteil zu überwinden: Gas ließ sich nur in Rohrleitungen oder kleinen Gasflaschen transportieren. Dadurch war z. B. der gesamte Verkehrssektor tabu und mußte dem Öl überlassen werden. Die ausschließliche Verbindung zwischen Verbraucher und Produzenten durch Rohrleitungen ist äußerst starr und damit anfällig für jegliche Risiken.

Erdgas war praktisch ein reiner Brennstoff, der nur in Konkurrenz zum Heizöl stand. Insofern war es auch logisch und richtig, die Preisentwicklung an den Rohölpreis zu koppeln. Wer sich einmal an eine Rohrleitung angeschlossen hat, hätte nur bei einer extremen Verbilligung des Heizöls ein Interesse gehabt, zurück zum Öl zu wechseln. Durch die massive Markteinführung von LNG (Liquified Natural Gas) hat sich das Blatt gewendet. Plötzlich gibt es eigene Handelsorte mit eigenen Preisindizes (z. B. Henry Hub) wie schon lange beim Rohöl üblich (z. B. Brent oder WTI). Wo ein funktionierendes Handelsprodukt an einer Börse existiert, wird das notwendige Kapital magisch angezogen. Die Transparenz wirkt dabei wie ein Reaktionsbeschleuniger. Ganz im Gegenteil zu Hinterzimmern, in denen politische Männerfreundschaften (Schröder/Putin) gepflegt werden.

Bisher völlig unterschätzt, wird dabei die Wandlung vom Brennstoff zum Treibstoff. In Windeseile bilden sich Transportketten bis in die letzten Häfen der Welt. Geschickt unter dem Mäntelchen Umweltschutz verkauft, beginnt sich die Weltschifffahrt ein völlig neues Bein als Treibstoff zu erschließen. Gibt es erstmal in jedem größeren Hafen ein Lager und eine Tankstelle für LNG, kommt im nächsten Schritt die Binnenschifffahrt dran (geschieht bereits auf dem Rhein) und als nächstes Eisenbahn (Diesellokomotiven) und schwere LKW. Beides in den USA schon im Ausbau. Hier wird das Henne-Ei-Problem zielstrebig gelöst. Stehen erstmal die Lieferketten, kann der Generalangriff auf die etablierten Gasversorger erfolgen. Wenn Gazprom glaubt, seine hohen Gaspreise auch weiterhin durchsetzen zu können, sollen sie mal weiter träumen. Man wird über die unzähligen Terminals in den europäischen Häfen (gerade nicht in Deutschland!) LNG einspeisen und erstmal die Großverbraucher mit günstigen Angeboten abwerben. Es ist mit Sicherheit kein Zufall, daß z. B. ein neues LNG-Terminal in Swinemünde – nur wenig entfernt von der Anlandungsstelle (Greifswald Lubmin) von Nord Stream – gebaut wurde. Es dient nicht nur der Absicherung Polens gegen die Launen Putins, sondern wird der Grundstock eines Handelspunktes werden, in den auch Gazprom gern einspeisen kann – allerdings zu Weltmarktpreisen und nicht zu Konditionen des Kreml. Notfalls sind z. B. Tankwagen in wenigen Stunden im Verbrauchsschwerpunkt Berlin angekommen. Dies wird die Preisverhandlungen Berliner Kraftwerke noch grundlegend beeinflussen. Ein Leitungsmonopol wird es zukünftig nicht mehr geben. Gazprom könnte das gleiche Schicksal erleiden, wie die Telekom nach „Erfindung“ des Mobiltelefons.

Was macht LNG so anders?

Verflüssigtes Erdgas LNG ist nahezu reines Methan, ohne chemische Verunreinigungen (z. B. Schwefel) und somit einfach (ohne Nachbehandlung) und schadstoffarm zu verbrennen. Es ist sehr klopffest, sodaß es sogar problemlos in Diesel- und Ottomotoren verbrannt werden kann.

Entscheidend ist seine hohe Energiedichte, die etwa 60% von herkömmlichem Kraftstoff beträgt. Weit mehr, als Batterien je erreichen werden. Es ist deshalb ohne all zu große Einbußen an Raum und (totem) Gewicht in Schiffen und LKW einsetzbar. Eine Betankung ist – wie bei allen Flüssigkeiten – schnell und einfach durchführbar.

Nachteil ist die Herstellung: Um die Volumenverkleinerung (1/600) zu erzielen, muß das Erdgas auf etwa -160 °C abgekühlt und gehalten werden. Eine ziemlich aufwendige Technik. Allerdings beherrscht man heute die erforderlichen Schritte sicher. Für die Herstellung und den Transport werden rund 15% des eingesetzten Gases verbraucht. Die Verdampfung aus dem Tank ist nur bei Stillstand ein Verlust, da sonst der „Abdampf“ sofort als Treibstoff genutzt werden kann. Die heutigen „Thermoskannen“ sind so gut geworden, daß sie z. B. als Container über weite Strecken geschickt werden können.

Die Angebotsseite

Der Weltmarkt wächst in den letzten Jahren rasant. 2012 gab es etwa 100 Verflüssigungsstränge mit einer Kapazität von über 297 MMPTA (Hinweis: Wer sich mit Erdgas beschäftigt, muß sich an etliche skurril anmutende Einheiten gewöhnen. 1 MMPTA ist 1 Million metrischer Tonnen pro Jahr.). BP prognostiziert, daß in den nächsten fünf Jahren etwa alle acht Wochen weltweit ein neuer Strang den Betrieb aufnehmen wird. Allein bis 2016 werden in Australien neue Kapazitäten mit 25 MMPTA fertiggestellt. Der Kapitaleinsatz kann sich dabei durchaus mit der Kerntechnik messen. Allein Chevrons Gorgon Projekt (15,6 MMPTA) hat dann über 54 Milliarden US-Dollar gekostet. In den USA sind bis 2020 weitere 58 MMTPA in Planung.

An dieser Stelle erscheint es sinnvoll, sich etwas mit den Relationen vertraut zu machen. Am 24.2.2016 verließ der erste Export-Tanker das Sabine Pass Terminal in USA. Er hatte 3,4 Bcf geladen. Mit diesen 3,4 Milliarden Kubikfüßen (1 Kubikmeter entspricht etwa 35 Kubikfüßen) ist das Gasvolumen nach der Rückverdampfung gemeint. Es entspricht einem Ladungsgewicht von rund 250 000 to – also ein typischer Tanker. Setzt man einen solchen Tanker mit der Nord Stream Pipeline in Vergleich, die eine Kapazität von 55 Milliarden Kubikmetern pro Jahr hat, erkennt man, daß etwa 10 solcher Tanker pro Woche nötig wären, um diese Pipeline komplett zu ersetzen.

Die Preisfrage

Erdgas ist zwischen Öl – als nahem Verwandten – und Kohle eingeklemmt. Die internationale Handelseinheit für Rohöl ist das Faß (1 bbl = 159 l), dessen Heizwert man mit rund 5,8 MMBtu (1 Million British Thermal Unit = 293 kWh) ansetzt. Man muß also die internationale Handelseinheit 1 MMBtu vom Erdgas lediglich mit dem Faktor 5,8 multiplizieren, um das „Öläquivalent“ zu erhalten. Man nennt das auch neudeutsch die „Btu crude ratio method“. Bei Kohle ist es etwas komplizierter, weil spezieller: Die Heizwerte von Kohlen sind sehr verschieden. Ein typischer Richtwert ist der API-2 Index oder die „Rotterdamkohle“ (1 to hat 23,8 MMBtu). Aktuell gilt z. B. für Rohöl (WTI) 35,92 US-Dollar für ein Faß. Somit wäre das Gasäquivalent etwa 6 US-Dollar pro 1 Million Btu. Der Börsenpreis (Henry Hub) betrug aber lediglich 1,67 US-Dollar für eine Million Btu. Die Tonne „Rotterdamkohle“ kostete rund 46 US-Dollar pro Tonne, entsprechend einem Gasäquivalent von 1,93 US-Dollar für eine Million Btu. Da international alle Energieträger miteinander verknüpft sind, erkennt man aus den letzten Relationen, warum der Kohleverbrauch in den Kraftwerken der USA um über 30% eingebrochen ist. Dies ist nicht dem „Klimaschutz“, sondern der harten Hand des Marktes geschuldet. Andererseits liegt der aktuelle Gaspreis an der Leipziger Börse bei rund 4 US-Dollar für eine Million Btu. Auch hier ist der Grund deutlich zu erkennen, warum in Deutschland immer noch – und zukünftig, nach erfolgtem „Atomausstieg“, noch viel mehr — „king coal“ die Stromerzeugung dominiert.

Internationale Aussichten

Die mit Abstand größten LNG-Importeure sind Japan und Korea. Beide setzen konsequent auf den Ausbau von Kernenergie und Kohle. Bereits jetzt ist der Verbrauch in Japan schon wieder rückläufig. Mit jedem Kernkraftwerk, das wieder in Betrieb geht, wird er weiter abnehmen. Auch China hat nicht den Zuwachs im Gasverbrauch, den viele einmal erwartet haben. Kohle läßt sich schon aus sozialpolitischen Gründen nicht so schnell und einfach zurückfahren. Gleichzeitig wurde der Ausbau der Kernenergie noch beschleunigt.

An dieser Stelle scheint eine Verdeutlichung des Erdgasbedarfs in der Stromwirtschaft nötig. Ein Kernkraftwerk würde je 1000 MW Leistung und einer üblichen Auslastung von 90% 44,84 Millionen MMBtu Erdgas pro Jahr, gegenüber einem modernsten Kombikraftwerk (Wirkungsgrad von 60%) einsparen – oder anders ausgedrückt 0,14 Bcf/d. Allein die Erdgasförderung in den USA beträgt rund 74 Bcf/d. Dies erklärt, warum 2015 dort die Stromerzeugung aus Kohle (1356 TWh) und Erdgas (1335 TWh) erstmalig ebenbürtig waren. Die Kohlekraftwerke in USA werden zukünftig die Funktion einer Preisbremse für Erdgas übernehmen und damit den Weltmarktpreis für LNG maßgeblich beeinflussen.

Genau auf die nahen asiatischen Absatzgebiete hat Australien mit seinem massiven Ausbau gesetzt. Nun läßt sich aber die Produktion wegen der hohen Kapitalkosten nicht einfach anhalten, sondern man muß praktisch um jeden Preis verkaufen, damit man die Schulden bedienen kann. Die LNG-Preise werden damit in Asien weiter fallen, was die Exporteure in USA und im mittleren Osten weiter unter Druck setzt. So sind z. B. die Frachtkosten von den Verflüssigungsanlagen nach Asien rund dreimal höher als ins „nahe“ Europa. Für Deutschland als Industriestandort, mit seiner einseitigen Ausrichtung auf „Wind und Russengas“, ziehen deshalb rasch dunkle Wolken auf.

Erdgas oder Kernenergie

oder Investitionskosten gegen Betriebskosten

In den letzten Monaten verschärft sich immer mehr die Diskussion um die zukünftige Gestaltung des Kraftwerkparks. Grundsätzlich ist die Fragestellung welcher Brennstoff zukünftig eingesetzt werden soll, so alt wie die Stromerzeugung und unterliegt immer noch dem gleichen Kräftedreieck unterschiedlicher Interessen:

  1. Welche Brennstoffe oder sonstige „Rohstoffe“ (Wasserkraft, Wind etc.) sind am Standort zu welchen Preisen vorhanden?
  2. Wie hoch sind die erforderlichen Investitionskosten für die in Frage kommenden Kraftwerkstypen?
  3. Wie lauten die gesellschaftlichen Randbedingungen?

Den letzten Punkt könnte man auch als Politik bezeichnen. Er liegt zumeist weit außerhalb des Einflussbereichs von Investoren und kann sehr irrationale Gründe haben, wie die „Energiewende“ eindrucksvoll zeigt. Er soll hier nicht weiter betrachtet werden. Allerdings kann er in seinen Auswirkungen die beiden ersten beiden Gesichtspunkte bei weitem übertreffen und kann äußerst kurzfristig wirken (z. B. Abschaltung der Kernkraftwerke nach Fukushima) und zerstörerisch sein. Oder anders ausgedrückt: Sachverstand ist gegen politischen Glauben völlig machtlos!

Stromerzeugung und -verteilung erfordert am Anfang sehr hohe Investitionen. Man muß über sehr lange Zeiträume Investitionsentscheidungen betrachten. Je weiter man aber in die Zukunft schauen muß, um so ungewisser sind die Randbedingungen. Will man akzeptable Preise für eine Energieeinheit erzielen, muß man sehr langsame Kapitalrückflüsse ansetzen. Dabei bewegt man sich auch noch in einem etablierten Markt: Anders, als z. B. bei der Erfindung von Computern oder Mobiltelefonen, hat man nicht die Nischen, für die auch ein extrem teures Produkt noch nutzen hat. Diese „Erstanwender“ finanzieren dann die weitere Entwicklung. Elektrische Energie ist demgegenüber ein streng genormtes Produkt. Es macht für den Nutzer überhaupt keinen Unterschied, wie es erzeugt wurde. Technologische Fortschritte interessieren deshalb nur einseitig den Erzeuger.

Aus dem bereits etablierten Marktpreis ergibt sich folgendes Dilemma: Man muß den Anteil der Kapitalkosten möglichst gering halten, da ja die Brennstoffpreise ebenfalls festliegen. Je länger man jedoch den Amortisationszeitraum ansetzt, um so größer wird auch das Risiko steigender Brennstoffpreise. Dieses Risiko ist um so schlechter kalkulierbar, je breiter die Anwendung des Brennstoffs ist. Erdgas z. B. konkurriert auch mit Industrie und Gebäuden. Uran andererseits, ist praktisch nur in Kernkraftwerken nutzbar.

Betrachtet man die Investitionskosten für ein Kraftwerk, so bildet eine Gasturbine die untere Schranke und ein Kernkraftwerk die obere Schranke. Bei den Brennstoffpreisen verhält es sich genau umgekehrt. Eine Optimierung ist notwendig. Einfache Antworten können nur Laien liefern.

Preisschwankungen beim Brennstoff

Kraftwerke sind langlebige Investitionsgüter. Ihre technische Lebensdauer ist praktisch unendlich. Üblicherweise wird jedoch der Instandhaltungsaufwand und der technische Fortschritt nach vier bis sechs Jahrzehnten so groß, daß eine Verschrottung sinnvoll wird. Man muß also den Verlauf der Brennstoffpreise über so lange Zeiträume abschätzen. Bei den Kohlepreisen aus der nahen Grube ist dies noch einfach, bei frei handelbaren und auch anderweitig nutzbaren Brennstoffen, wie Öl und Gas, ist das weitaus schwieriger. So mußten beispielsweise Öl- und Gaskraftwerke vorzeitig (gemeint ist vor dem erreichen ihrer technischen Lebensdauer) ausscheiden.

Ein wichtiges Maß für das Investitionsrisiko ist die Volatilität der Brennstoffpreise (Schwankungen in der Höhe und zeitlichen Frequenz) in der Vergangenheit. Erdgas unterlag immer großen Schwankungen. In der Vergangenheit versuchte man diese durch die sog. „Ölpreisbindung“ im Griff zu behalten. Im letzten Jahrzehnt setzte sich immer mehr eine freie Preisbildung durch. Sinkende Preise waren sowohl für Anbieter (Marktanteil) als auch Nachfrager, einfach zu verlockend. Es lohnt sich daher, sich etwas näher mit den Einflussfaktoren zu beschäftigen.

Die Shale-Gas Revolution

Die typische Erdgaslagerstätte ist eine „Gasblase“, die sich unterhalb einer undurchlässigen Schicht gebildet hat. Bohrt man diese an, strömt es meist unter hohem Druck aus. Bei entsprechend großen Vorkommen – wie z. B. in Rußland und dem Iran – kann das Jahrzehnte andauern ohne daß die Fördermenge merklich absinkt. Weit aus größer sind jedoch die Vorkommen von sog. „unkonventionellem Gas“. Darunter versteht man Erdgas, das in den feinen Poren von Schiefer (shale gas) oder tiefliegenden Kohlenflözen (coal seam gas) eingeschlossen ist. Ein nur senkrechtes Anbohren hilft da nicht weiter. Man muß waagerecht innerhalb dieser meist dünnen Schichten entlang bohren. Anschließend müssen die unzähligen Gasporen noch hydraulisch aufgebrochen werden. Eine sehr kostspielige Angelegenheit. Im Durchschnitt kostet eine einzelne Bohrung inclusive Fracking etwa 6 Millionen Dollar.

Führt man sich das Grundprinzip vor Augen: Eine zwar poröse, aber ziemlich undurchlässige Schicht wird durch künstliche Risse erschlossen, so wird eine charakteristische Eigenheit dieser Fördermethode erkennbar. Etwa 80 % der gesamten Ausbeute fallen in den ersten zwei Jahren nach dem Aufschluß an. Mit anderen Worten, will man aus einem Gasfeld eine langfristig konstante Ausbeute erzielen, muß man kontinuierlich immer neue Löcher bohren. Die älteren Bohrungen geben für Jahrzehnte nur noch einen kläglichen Gasstrom her, da das Gas aus den Poren nur sehr langsam zu den Rissen wandern kann.

Aus dieser technisch/geologischen Randbedingung wird klar, welche Investoren hier tätig werden. Es sind weniger die großen Mineralölkonzerne, als hochspekulative Kapitalanleger. In einer außergewöhnlichen Niedrigzinsphase kann man mit relativ wenig Eigenkapital große Geldmengen flüssig machen. Geht die Wette auf, fließt in kurzer Zeit das eingesetzte Kapital zurück. Man kann weitermachen oder sich der nächsten Geschäftsidee zuwenden. Parallelen zur Häuser-Spekulationsblase in USA sind auffällig. Auch der „Shale Gas Revolution“ wohnt ein bischen Schneeballsystem inne. Die Sache läuft so lange weiter, wie die Gaspreise steigen (sollen). Welche Größenordnung das Ganze allein in USA angenommen hat, machen ein paar Zahlen deutlich: Um die derzeitige Gasförderung aufrecht zu erhalten, sind nach allgemeinen Schätzungen rund 42 Milliarden Dollar pro Jahr nötig. Bei den heute niedrigen Gaspreisen wird aber lediglich ein Umsatz von etwa 32 Milliarden Dollar jährlich erzielt. Die einschlägigen Gasproduzenten erzielen sogar nur einen cash flow von etwa 8 Milliarden Dollar. Die Reaktionen erfolgen prompt: So sind im Haynesville Shale nur noch 40 Bohrtürme im Einsatz. Man geht davon aus, daß unterhalb eines Gaspreises von 7 $/Mcf (1 Mcf entspricht rund 28,32 Kubikmeter) keine Bohrung mehr rentabel sein wird. Bereits 3500 Bohrungen sind im Süden der USA fast fertiggestellt, aber noch nicht in Betrieb gesetzt worden. Eine kurzfristige Steigerung ist noch möglich.

Die Transportfrage

Wenn man irgendwo Erdgas findet, ist es praktisch völlig wertlos, solange man keinen Anschluß an ein Rohrleitungsnetz hat. Dies ist ein ausschlaggebender Unterschied zu Kohle und Erdöl, die man notfalls mit dem LKW oder der Bahn bis zum nächsten Einspeisepunkt transportieren kann. Die schlechte Transportierbarkeit führt auch zu den regionalen Preisunterschieden. Ein einfaches umleiten eines Tankers oder Frachters ist nicht möglich. Derzeit ist Erdgas in Europa etwa 2,5 bis 3 mal teurer und in Asien sogar 4 bis 5 mal so teuer wie in den USA. Preisunterschiede – sofern sie hoch genug sind und längerfristig erscheinen – werden aber immer durch den Ausbau neuer Transportwege ausgeglichen. Ein typischer Ablauf findet derzeit in den USA statt. Ursprünglich wurden die großen Verbraucher an der Ostküste durch Ferngasleitungen vom Golf, aus Kanada und den Rockies versorgt. Seit die Förderung aus dem Marcellus und Utica Shale auf über 10 Bcf/d hochgeschossen ist, wird nun lokal mehr produziert als (zumindest im Sommer) verbraucht werden kann. Der Ausgleich geht über den Preis: Das „neue Gas“ unterbietet lokal jeden Ferngaslieferanten, da es ohne Absatz ein wirtschaftlicher Totalverlust wäre. Der geringere Absatz in der Ferne, koppelt durch ein plötzlich entstandenes Überangebot in den Feldern des mittleren Westens, Kanadas und am Golf bis in weit entfernte Regionen zurück. Die Preise fallen weiträumig. Dies funktioniert aber nur, weil die USA über die erforderliche Infrastruktur verfügen und eine politische Einheit bilden.

In weiten Teilen der Welt sieht es gänzlich anders aus. Man könnte den Syrienkonflikt z. B. als den ersten Erdgaskrieg bezeichnen. Vordergründig handelt es sich um einen Bürgerkrieg zwischen Sunniten (unterstützt durch Qatar), Schiiten (unterstützt durch Iran) und dem Rest des Assad-Regimes (unterstützt durch Rußland). Was hat aber ein winziges Scheichtum am Persischen Golf mit Moskau und Teheran gemeinsam? Die Antwort ist simpel: Erdgas, in riesigen Mengen, zu extrem unterschiedlichen Preisen. Iran besitzt nach Rußland die zweitgrößten (konventionellen) Erdgasvorkommen der Welt. Anders als Rußland, ist es geografisch und politisch gefangen. Sein Erdgas ist wertlos. Es muß allein 1,4 Bcf/d Begleitgas aus der Erdölproduktion unter gewaltigen Umweltproblemen einfach abfackeln. Die einzigen potentiellen Märkte liegen in Pakistan (nur eingeschränkt möglich), der Türkei und Rußland und neuerdings im Irak mit Jordanien und Syrien im Anschluß. Über Syrien gelänge auch ein Anschluß an dem lukrativen Markt Europa. Ein Albtraum für den roten Zaren aus Moskau. Der Kreis schließt sich mit Qatar. Qatar hat riesige Gasfelder gemeinsam mit Iran unter dem persischen Golf. Qatar kann diese solange allein nutzen, wie Iran – aus den vorgenannten Gründen – nichts damit anzufangen weis. Anders als Iran, konnte Qatar in gigantische Verflüssigungsanlagen (LNG) mit einer Transportkette nach Asien und die größten zwei Anlagen zur Erzeugung synthetischer Kraftstoffe (GTL) investieren. Es wäre doch wirklich schade, wenn diese Investitionen durch eine Pipeline nach Syrien entwertet würden.

Nachfrage erzeugen

Letztendlich entscheidend für die Nachfrage ist die Preisdifferenz zu Öl und Kohle. Sinkt der Erdgaspreis unter den Kohlepreis – wie in Teilen der USA – wird mehr Erdgas zur Stromerzeugung verfeuert. Steigt der Erdgaspreis über den (Braun)kohlepreis – wie in Deutschland und den Niederlanden – werden Erdgaskraftwerke stillgelegt. Ganz entscheidend, aber erst längerfristig wirksam, ist der Preisunterschied zu Erdöl. Das Energieäquivalent für Rohöl liegt aktuell bei etwa 17 $/Mcf. Es ist daher nicht verwunderlich, daß Sasol in Calcasieu Parish in Louisiana nach dem Muster von Qatar eine GTL-Anlage für 10 Milliarden Dollar baut. Diese Anlage soll 4 Millionen to Dieselkraftstoff und verwandte Produkte aus 305 Bcf/a herstellen. Das Erdgas soll aus dem Haynesville Shale stammen und etwa 1,3 bis 1,5 Milliarden Dollar kosten. Baubeginn war 2013, Fertigstellung soll 2018 sein. Ebenso plant Shell in Ascension Parish in Louisiana für 12,5 Milliarden Dollar eine weitere GTL-Anlage. Shell setzt damit seinen 1993 in Malaysia begonnen und in Qatar (Perl) weiter geführten Weg der Erzeugung synthetischer Kraftstoffe aus Erdgas fort.

Kurzfristig läuft noch eine weitere Schiene um die Erdgasproduktion in Nordamerika zu stabilisieren. Allein in den USA sind 12 LNG-Anlagen (Verflüssigung von Erdgas durch Abkühlung auf etwa – 170 °C) im Bau oder Betrieb. Vier weitere sind genehmigt (Dominion Resource in Cave Point Maryland, Lake Charles Export Houston, Cheniere Energy und Freeport LNG Expansion). Der Weltmarkt ruft. Toshiba hat allein mit Freeport einen 20 Jahresvertrag über jährlich 2,2 Millionen to LNG abgeschlossen. Hinzu kommen noch Anlagen in Kanada und Alaska. Als ein Abfallprodukt der Verflüssigungsanlagen entsteht gerade ein weiterer Absatzmarkt. Der Einsatz von LNG als Treibstoff für Schwerlast LKW und Schiffe. Man baut gerade ein Tankstellennetz in den USA auf. LNG besitzt immerhin 60% des Energiegehaltes von Dieselkraftstoff. Somit eine echte Alternative zu irgendwelchen „Träumen vom Elektromobil“.

Zusammenfassung

Erdgas unterliegt weit aus größeren Preisschwankungen als Öl und Kohle. Immer, wenn das Angebot die Nachfrage (in einer Region) übersteigt, sinkt der Preis. Die „Verwerter“ kommen auf den Plan. Typische „Verwerter“ sind Großverbraucher mit Gasanschluss aus Industrie und Kraftwirtschaft. Sie ersetzen (zeitweilig) Schweröl und Kohle. Steigt der Preis wieder, steigen sie ebenso schnell wieder aus. Darüber hinaus gibt es einen immer breiter werdenden Markt der ständigen Verbraucher, wie z. B. Gebäudeheizungen. Auch die chemische Industrie ersetzt immer mehr Öl durch Erdgas. Neu hinzu kommt der Verkehrssektor, sei es durch synthetische Kraftstoffe (GTL) oder verflüssigtes Erdgas (LNG). Teilweise flankiert durch Umweltschutzbestimmungen wie z. B. in der Schifffahrt.

Die Preise werden sich auf höherem Niveau wieder stabilisieren. Einerseits sind unkonventionelle Lagerstätten wesentlich teuerer zu erschließen, andererseits steigt die Nachfrage – insbesondere nach sauberen Energieträgern – weltweit weiter an. Wind- und Sonnenenergie sind ohnehin nur zur Stromerzeugung brauchbar und wegen ihrer Zufälligkeit auch dort nur zu höchstens 20% einsetzbar. Sollte sich der aus den USA kommende Trend verstärken, faktisch den Neubau konventioneller Kohlekraftwerke zu verbieten (EPA-Regel der Begrenzung auf 1000 lbs CO2 pro MWh) bleibt nur der Ausbau der Kernenergie. Energieversorger, die jetzt Investitionen in neue Kernkraftwerke versäumen, können schon in einem Jahrzehnt an explodierenden Kosten untergehen. Die Geschichten von Enron, Calpine und träumenden Politikern (wie einst in Kalifornien), können sich jederzeit wiederholen.