Thorcon – neue Reaktoren aus/mit Indonesien?

Das US-Unternehmen Thorcon will Salzbadreaktoren in Indonesien bauen.

Indonesien

Für ein besseres Verständnis, erscheinen ein paar Worte über die Energiesituation in Indonesien angebracht. Indonesien besteht aus über 17000 Inseln und ist mit 253 Millionen Einwohnern (Stand 2014) das viertgrößte Land der Erde. Als Schwellenland hat es einen rasanten Anstieg des Primärenergieverbrauches zu verzeichnen. In der Dekade zwischen 2003 und 2013 um 43%. Die Hauptenergieträger sind Öl, Kohle und Erdgas. Indonesien ist seit 1885 ein Ölförderland. Inzwischen ist die Nachfrage durch Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstum so stark gestiegen, daß es seit etwa 2003 Nettoölimporteur ist.

Es besitzt auch große Erdgasvorkommen (Platz 13 in der Weltrangliste, Platz 2 in Asien) und ist immer noch Nettoexporteur. Der Verbrauchsanstieg ist aber so groß, daß es neuerdings sogar Erdgas als LNG aus den USA importiert (20 Jahresvertrag mit Cheniere). Hinzu kommt die ungleiche Verteilung im Inselreich.

Eigentlich ist Indonesien Kohlenland mit über 500 Millionen Tonnen jährlich. Davon werden rund 80% exportiert (weltweit größter Exporteur nach Masse). Trotzdem beträgt der Inlandsverbrauch rund 80 Millionen Tonnen mit stark steigender Tendenz wegen des Zubaues von Kohlekraftwerken.

In Indonesien sind erst 84% der Bevölkerung überhaupt an das Stromnetz angeschlossen. Bei bisher erst 51 GWel installierter Leistung (88% fossil, davon 50% Kohle) ist das Netz chronisch überlastet. Die häufigen Zwangsabschaltungen sind eine enorme Belastung für Bevölkerung und Industrie.

Traurige Berühmtheit erlangte Indonesien durch die Brandrodung des Regenwaldes zur Anpflanzung gigantischer Palmölplantagen. Auch hier wieder ökosozialistische Wahnvorstellungen als entscheidende Triebkraft: Biokraftstoffe und Holzschnitzel zur „Klimarettung“ und gegen „Peakoil“.

Indonesiens Weg in die Kernenergie

Langfristig kommt Indonesien als bevölkerungsreiches Schwellenland – genauso wie China und Indien – nicht ohne eine Nutzung der Kernenergie aus. Man will aber offensichtlich einen etwas anderen Weg gehen: Nicht der schnelle Einstieg durch den Kauf fertiger Kraftwerke steht im Vordergrund, sondern der Aufbau einer eigenen kerntechnischen Industrie. Konsequent setzt man auf die Entwicklung „neuer“ Kernreaktoren. Dies ist zwar mit einem erheblichen Risiko verbunden, erlaubt aber eine konsequente Anpassung an lokale Verhältnisse und vermeidet hohe Lizenzgebühren. Für ein Inselreich bieten sich kleine Reaktoren (SMR) an, bevorzugt als schwimmende Einheiten.

Eine Entwicklungsschiene ist ein gasgekühlter Hochtemperaturreaktor mit Uran als TRISO Kugelhaufen. Der Prototyp RDE (Reaktor Daya Eksperimental) soll eine Leistung von 10 MWel haben, die später auf bis zu 100 MWel erweitert werden soll. Diese SMR (Small Modular Reactor) sind besonders für die „kleineren“ Inseln des Archipels vorgesehen. Noch dieses Jahr soll ein detaillierter Konstruktionsplan durch ein Konsortium aus Universitäten und privaten Unternehmen einer internationalen Kommission der IAEA zur Begutachtung vorgelegt werden. Grundlage für eine endgültige Entscheidung und die Finanzierung.

Schon 2015 hat die US-Firma Martingale (jetzt ThorCon International) mit einem staatlichen indonesischen Konsortium PT Industry Nuklir Indonesia (INUKI) ein Abkommen zum Bau eines Flüssigsalzreaktors abgeschlossen. Angeblich soll schon 2019 mit dem Bau begonnen werden und das erste Kraftwerk 2025 in Betrieb gehen.

Das ThorConIsle-Konzept

Der Guru der Flüssigsalzreaktoren Robert Hargraves verkündet in seinem neuesten Prospekt vollmundig, daß sein Kraftwerk weniger Investitionen als ein Kohlekraftwerk erfordern würde. Allerdings erinnert das schön bebilderte Verkaufsprospekt an einschlägige Exponate von Bauträgern: Alles schön, keine Probleme, super günstig, daher sofort kaufen.

Das Grundkonzept ist von den Russen abgekupfert: Man baut ein Schiff ohne Antrieb um zwei Reaktoren (plus dem nötigem Zubehör) herum. Alles etwas größer und schöner, versteht sich. Nur mit dem Unterschied, daß das russische Modell nach langer Bauzeit endlich schwimmt. Kein Supertanker – nur 2 x 35 MWel anstelle von 2 x 256 MWel – und „nur“ mit auf Eisbrechern erprobten Reaktoren, anstelle von frisch erfundenen Thorium-Flüssigsalz-Reaktoren. Schön wenn ein solches Kraftwerk mal gebaut wird, aber ganz gewiss nicht bis 2025 und dazu noch billiger als ein Kohlekraftwerk.

Die Idee Kernkraftwerke als Schiffe in Serie zu bauen, ist sicherlich für ein Inselreich verlockend. Nur ist eben ein Kernkraftwerk kein Supertanker (Schuhkarton ), sondern randvoll mit Technik. Insofern können die Baukosten nicht einfach übertragen werden.. Ein Schiff bleibt ein Schiff: Die Korrosionsprobleme im tropischen Meer sind gewaltig und erfordern erhöhte Betriebskosten. Ein Schiff kann auch keine „Betonburg“ (Terrorismus, Flugzeugabsturz etc.) sein. Ganz so einfach, wie im Prospekt, dürfte es nicht gehen: Man kippt einfach die Zwischenräume voll Beton und erhält so einen tollen Bunker. Wer z. B. das Genehmigungsverfahren für den AP-1000 (Sandwich aus Stahlplatten und Beton) verfolgt hat, ahnt, wie Genehmigungsbehörden ticken.

Alle Komponenten sollen zwischen 150 und 500 to schwer sein und sich sogar während des Betriebs auswechseln lassen. Auch hier scheint es mehr um Wunschdenken zu gehen.

Der Reaktor

Bei dem Reaktor handelt sich um eine Kanne, in der der eigentliche Reaktorbehälter (gen. Pot), die Umwälzpumpen und die Wärmetauscher untergebracht sind. Die Kanne wiegt knapp 400 to, wovon etwa 43 to auf die Salzfüllung entfallen. Dieses Gebilde soll spätesten nach acht Jahren komplett ausgebaut und mit einem Spezialschiff zur Wiederaufbereitung geschickt werden. Nach acht Jahren ist das Salz so voller Spaltprodukten, daß es nicht mehr weiter im Kraftwerk eingesetzt werden kann. Vor dem Transport soll es vier Jahre lagern, bis die Strahlung auf akzeptable Werte abgeklungen ist. Jeder Block hat deshalb zwei Kannen.

Die Kanne ist das Neuartige an diesem Konzept: Man tauscht nicht regelmäßig Brennstoff aus, sondern der eigentliche Reaktor ist eine „Batterie“, die komplett gewechselt wird. Vorteil dabei ist, daß man erforderliche Inspektionen und Reparaturen in einer Spezialfabrik durchführen kann. Der gesamte nukleare Teil („der strahlt.“) befindet sich in dieser Kanne. Alle anderen Komponenten sind „konventionell“. Mal sehen, was der Genehmigungsbehörde dazu alles einfällt….

Allerdings stellt das Batterieprinzip alle bisher geltenden Lehrmeinungen über Thorium-Reaktoren auf den Kopf:

  • Bisher ging man von einer kontinuierlichen Wiederaufbereitung aus. Man wollte das Spaltproduktinventar stets gering halten. So hätte man es bei einem schweren Störfall automatisch nur mit geringen Mengen zu tun.
  • Je mehr Neutronengifte – und im Sinne einer selbsterhaltenden Kettenreaktion ist schon Thorium selbst ein starker Parasit – vorhanden sind und je länger die Wechselintervalle sein sollen, um so mehr spaltbares Uran muß man am Anfang zugeben. Dieses muß auch noch möglichst hoch angereichert sein (hier geplant 19,7 %).

Das Salz

Als Brennstoff soll ein NaF – BeF2 – ThF4 – UF4 (mit 76 – 12 – 10,2 – 1,8 mol%) Salz verwendet werden. Es soll ganz tolle Lösungseigenschaften haben, die alle „gefährlichen“ Spaltprodukte zurückhalten. An dieser Stelle fällt mir immer der alte Chemikerwitz ein: Ruft der Professor überglücklich, ich habe endlich das ultimative Lösungsmittel gefunden. Antwortet der Laborant trocken, Glückwunsch und wo soll ich es jetzt hinein füllen? Bei einem solchen Salz ist das leider mehr als ein blöder Witz. Zumal hier auch noch mit Temperaturen von über 700 °C gearbeitet werden soll. Mit Schiffbaustahl (Kostenangaben) wird sich da leider gar nichts ausrichten lassen.

Beryllium und auch Berylliumfluorid sind sehr giftig und werden als krebserregend eingestuft. Wenn Beryllium ein Neutron einfängt, bildet es Helium und setzt dabei zwei Neutronen frei. Es wirkt dabei sowohl als Moderator, wie auch als Neutronenvervielfacher. Fluor und Fluorwasserstoff sind gasförmig und sehr giftig. Fluor ist äußerst reaktionsfreudig und geht mit fast allen Elementen stabile chemische Verbindungen ein. Mit Wasserstoff reagiert es letztendlich zu Flußsäure, die sogar Glas ätzt. Jede Kernspaltung zerstört auch die chemische Verbindung und neue chemische Elemente in Form der Spaltprodukte entstehen. Man hat es deshalb stets auch mit elementarem Fluor zu tun, der auch gern mit dem Strukturmaterial reagieren kann. Da Fluoride sehr reaktionsfreudig sind, reagieren sie natürlich auch wieder mit dem größten Teil der Spaltprodukte und binden diese sicher ein. Es gibt aber zwei Ausnahmen: Edelmetalle und Edelgase. Die Edelmetalle lagern sich innerhalb der Anlage ab und führen zu „Verschmutzungen“, die man regelmäßig und aufwendig wird entfernen müssen (Die Batterie doch komplett auf den Müll?). Die Edelgase müssen (eigentlich) durch Helium ständig aus dem Salz herausgespült werden.

Der immer wieder gern gehörte Hinweis aus der Salzbad-Scene auf den legendären MSRE-Reaktor, hilft in diesem Sinne leider auch nicht weiter: Er hat nur 1,5 Voll-Lastjahre (1966 bis 1969) gelaufen.

Das Sicherheitskonzept

Der Reaktor stellt sich immer selbstständig ab, wirbt ThorCon. Zwar ist dies durchaus kein Alleinstellungsmerkmal eines Flüssigsalzreaktors, aber trotzdem eine feine Sache. Locker mit „Walkaway Safe“ umschrieben. Es ist kein Hexenwerk, eine Kettenreaktion durch Überhitzung (Verkleinerung des makroskopischen Einfangquerschnittes) aus sich selbst heraus zusammenbrechen zu lassen, es bleibt aber immer noch die Nachzerfallswärme (Fukushima und Harrisburg): Sie muß entsprechend schnell abgeführt werden, sonst schmilzt der Reaktor. Auch hier gilt natürlich, je mehr Spaltprodukte im Reaktor enthalten sind (Batterie gegen kontinuierliche Aufbereitung), um so größer ist das Problem.

Die Konstrukteure von Flüssigsalzreaktoren gehen nun davon aus, daß das Salz unter allen denkbaren Umständen und überall im Reaktor schön fließfähig bleibt. Im Ernstfall läuft es dann problemlos in einen gekühlten Tank aus. Dazu denkt man sich an geeigneter Stelle einen Pfropfen als Verschluß, der während des Normalbetriebs durch permanente Kühlung erzeugt wird. Unterbricht man im Notfall die Kühlung, schmelzt das flüssige Salz den Pfropfen auf und gibt so den Weg frei. Der Nottank soll aus vielen Röhren bestehen, die über ihre Oberflächen die Wärme gegen eine Kühlwand abstrahlen. Die Wand wird mit Wasser gefüllt, welches verdampfen kann und sich in Kühltürmen auf Deck wieder niederschlägt. Das Kondensat läuft dann in die Hohlwand zurück.

Schlussbetrachtung

Indonesien muß wie jedes andere Schwellenland in die Kerntechnik einsteigen. Nicht nur zur Energiegewinnung, sondern auch um Anschluß an moderne Industriestaaten zu gewinnen. Kerntechnik ist neben Luft- und Raumfahrt die Schlüsseltechnologie schlechthin. In keiner anderen Branche kommen so viele Technologien mit ihren jeweiligen Spitzenleistungen zusammen. Insofern ist es nur konsequent, möglichst frühzeitig in die internationale Entwicklung „neuer“ Reaktortechnologien einzusteigen. Schon die Zusammenarbeit mit Spitzenuniversitäten und Hochtechnologieunternehmen stellt einen unschätzbaren Wert für die eigene Ausbildungslandschaft dar. Selbst wenn diese jungen Ingenieure später nicht in der Kerntechnik tätig werden, werden sie mit Sicherheit zu den gefragten Spitzenkräften in ihrer Heimat zählen. Keine „Entwicklungshilfe“, die „angepasste Technologie“ für die „große Transformation“ verbreiten will, wird auch nur ansatzweise vergleichbares hervorbringen. Technik – und damit die Gesellschaft –entwickelt sich halt immer nur durch machen weiter und nicht in irgendwelchen geisteswissenschaftlichen Seminaren.

Ölsand, die nächste Ölquelle in den USA?

In diesem Jahr hat die Ölförderung in den USA erstmalig seit 1970 wieder 10 Millionen Faß pro Tag erreicht.

Peak Oil

Kann sich noch jemand erinnern, wie vor einigen Jahren die Anhänger der Mangelwirtschaft das baldige Ende des Ölzeitalters vorausgesagt haben? Man glaubte endlich ein Marktversagen gefunden zu haben, was die Wiedereinführung der Planwirtschaft ermöglichte. Ein seit nunmehr 200 Jahren anhaltender Irrtum. Wieder einmal hat ein Mangel – ausgedrückt in steigenden Preisen – den menschlichen Erfindergeist frei gesetzt. In diesem Fall war es die Entwicklung des „fracking“, die erst gigantische Mengen Erdgas und anschließend Erdöl zugänglich machte.

Ganz nebenbei kann man an dieser Entwicklung auch die unterschiedliche Gesellschaftsauffassung sehen: In den USA ist Erfinden und Tüfteln immer noch eine angesehene Tätigkeit. Solange man nicht gegen Gesetze verstößt, kann man seiner Phantasie freien Lauf lassen. Man findet auch relativ leicht Geldgeber, weil „Profit machen“ nichts anrüchiges ist, sondern im Gegenteil ein verbrieftes Recht für den, der wirtschaftliche Risiken eingeht. Niemand erwartet dabei eine Erfolgsgarantie, weil Chance und Risiko des Misserfolges immer die zwei Seiten derselben Medaille sind.

Ganz anders in Deutschland: Kaum war der Ruf „fracking“ als neu erschlossene Energiequelle erschallt, haben sich sofort die einschlägigen Kostgänger dieser Gesellschaft aus Politik und Medien zusammengerottet. In altbekannter Manier wurden jegliche Chancen sofort vehement geleugnet und dafür apokalyptische Gefahren beschworen. Die willfährigen Volksbeglücker aller etablierten Parteien haben sofort jede Entwicklung per Gesetz im Keim zu ersticken verstanden. Die gleichen Pharisäer, die – wenn es um ihre eigene Klientel geht – schamlos Wälder roden lassen und jeglichen Artenschutz leugnen, damit ihre Reichskrafttürme wie Pilze aus dem Boden schießen können.

Wurde Präsident Trump hier politisch korrekt belächelt wenn er davon sprach, er wolle die Industriearbeitsplätze zurückholen, dämmert es mittlerweile auch jedem GEZ-Nachrichtenvorleser wo die Reise hingeht: Erst billige Energie im Überfluß, anschließend drastische Steuersenkungen und nun auch noch die Forderung nach „fairem Handel – von jedem wirtschaftsunkundigen gern als Protektionismus verunglimpft. Bald können deutsche Politiker sicherlich wieder die Schließung eines Stahlwerks oder die Verlagerung von Dieselmotoren etc. bejubeln – ist doch toll für den „Klimaschutz“.

Die Ölsände der USA

Wer so naiv war zu glauben, die USA hätten bald ihr Pulver verschossen, steht nun vor der nächsten Phase: Nach unkonventionellem Gas und Öl kommen jetzt die Ölsände hinzu. Die USA verfügen über mindestens 30 Milliarden Faß Öläquivalent. Davon befinden sich rund 50% im Uinta-Basin im nordöstlichen Utah. Leicht abbaubar, weil oberflächennah und dazu noch sehr schwefelarm. Im Dreieck von Utah, Colorado und Wyoming liegen wohl 1200 Milliarden Faß Rohöläquivalent.

Was sind Ölsände?

Ölsände – auch Teersände genannt – sind natürliche Umweltkatastrophen in grauer Vorzeit. Irgendwann sind Öllagerstätten bis an die Oberfläche durchgebrochen. Die leicht flüchtigen Bestandteile des Erdöls sind verdunstet und es ist Bitumen zurückgeblieben. Man unterscheidet zwei Typen: „water wet“ und „oil wet“. Der erste Typ ist von den kanadischen Ölsand Lagerstätten in Alberta bekannt. Bei ihm sind die Sandkörner von einer dünnen Wasserschicht umgeben auf der wiederum der Bitumen sitzt. Das Gewinnungsverfahren ist seit den 1920er Jahren bekannt: Der Sand wird in 80 °C heißem Wasser gewaschen, wodurch sich das Bitumen vom Sand ablöst. Durch einblasen von Luft bildet sich ein ölhaltiger Schaum, der aufschwimmt. Dieser Schaum ist das Rohprodukt. Es besteht zu etwa 60% aus Öl, 30% Wasser und 10% Feststoffen. Nach dessen Aufbereitung geht das Abwasser mit allen Chemikalien und Feststoffen in riesige Absetzbecken. Eine ziemliche Umweltbelastung. Anschließend muß das Bitumen noch zu synthetischem Rohöl verarbeitet werden, bis es auf dem Ölmarkt zu verkaufen ist. Eine ziemlich energieaufwendige Angelegenheit. Das ganze erfordert gigantische Anlagen mit einem immensen Kapitalaufwand.

Die Ölsände in Utah sind vom Typ „oil wet“, der sich nicht mit dem vor beschriebenen Verfahren verarbeiten läßt. Die Sandkörner sind direkt vom Öl umkleidet. Deshalb ist das Bitumen nicht mit Wasser abwaschbar. Es mußte ein geeignetes Lösungsmittel gefunden werden. Auch hier haben wieder mittelständische Unternehmen – nicht die großen Ölkonzerne – jahrzehntelang getüftelt und entwickelt. Es wurden (patentierte) Lösungen auf der Basis von Diesel, Propan und Gas-Kondensaten gefunden. Der Trick dabei ist, daß es sich um azeotrope (gleiche Zusammensetzung in der flüssigen und dampfförmigen Phase) Gemische handelt, die sich bei geringer Temperatur von 70 bis 75 °C durch einfache Destillation wieder von dem aufgelösten Bitumen trennen lassen. So erhält man einerseits ein reines Produkt und kann 99,9% des Lösungsmittels im Kreislauf laufen lassen (keine Abwasser-Seen!). Der Ölsand wird bei etwa 60 °C mit dem Lösungsmittel gewaschen. Der Sand ist anschließend so „sauber“, daß er problemlos auf Halde gelagert oder sogar als Baustoff verkauft werden kann. Ein energiesparendes und umweltfreundliche Verfahren.

Die Produktionskosten werden mit lediglich 22 $/barrel angegeben. Man muß etwa 1 to Ölsand zur Gewinnung eines barrel Öl verarbeiten. Das ist bei den geologischen Verhältnissen in Utah kein Problem. Das Lösungsmittel ist zwar recht teuer (ca. 35 $ pro barrel), hängt aber ganz unmittelbar von den jeweils aktuellen Ölpreisen ab: Billiges Rohöl, billiger Einstandspreis für das Lösungsmittel und umgekehrt. Das macht die Produktionskosten (anders als beim „fracking“) sehr stabil gegenüber Ölpreisschwankungen. Die Ölsände lagern in einem alten Ölfördergebiet, d. h. die Infrastruktur für Transport und Verarbeitung ist bereits vorhanden. Das Öl ist mit 14 API-Graden zwar sehr zäh (schwimmt kaum noch auf dem Wasser), aber „süß“ (geringer Schwefelgehalt und damit mit geringem Energieaufwand zu verarbeiten). Gut in lokalen und Schweröl-Raffinerien an der Golfküste zu verarbeiten, was weitere Ölmengen (z. B. Leichtöle aus Texas) für den Export freistellt.

Der entscheidende Antrieb für eine schnelle Umsetzung dürften aber die geringen Kapitalkosten sein. Inzwischen ist man bei einer Anlagengröße von 5000 Faß pro Tag angekommen. Eine solche Anlage kostet angeblich nur 70 Millionen Dollar. Für die Ölindustrie ein Trinkgeld.

Die politischen Konsequenzen

Seit Trump die Hindernisse für eine gesteigerte Produktion an fossilen Energien systematisch aus dem Weg räumt, explodiert die Öl- und Gasförderung. Für sich genommen, schon ein enormer Wohlstandsgewinn in der Form von (gut bezahlten) Arbeitsplätzen und steigenden Staatseinnahmen (trotz oder gerade wegen der Steuersenkung).

Hinter den neuen Produktionsverfahren verbergen sich eine Menge neuer Technologien. Unkonventionelle Öl- und Gasvorkommen gibt es aber überall auf der Welt. Die Schätze warten nur darauf, gehoben zu werden. Die amerikanische Zulieferindustrie wird weiterhin wachsen und international marktbeherrschend bleiben.

Preiswerte Energie ist der Lebenssaft einer jeden Volkswirtschaft. In den USA treffen billige Rohstoffe auf eine hochentwickelte Industrie.. Eine einzigartige Kombination in der Weltwirtschaft. Ein Narr, wer glaubte, Trump wolle die Niedriglohngruppen aus China und Mexiko zurückholen. Die Stahlwerke und Aluminiumhütten die sich Trump vorstellt, sind nicht die Museumsbetriebe aus den Hinterhöfen Chinas, Indiens oder Russlands. Die internationalen Investoren sind ausdrücklich aufgerufen in den USA modernste Anlagen zu bauen. In der (hier ebenfalls ungeliebten) Chemieindustrie ist die Verlagerung bereits im Gange. Da bedurfte es noch nicht einmal Zölle und Steuersenkungen als Impuls.

Öl- und Gasexporte sind nicht nur volkswirtschaftlich sinnvoll: Ein Produkt mit weltweiter Nachfrage, welches gewaltige Summen in die eigenen Kassen spülen kann. Darüberhinaus besitzt es auch eine außerordentliche geostrategische Qualität.. Man kann „wohlgesonnene Nationen“ mit ausreichend und billiger Energie versorgen. Gleichzeitig kann man „unfreundlichen Nationen“ die Deviseneinnahmen beschneiden und damit deren Aufrüstung zurechtstutzen. Besonders die „Alt-68er“ in Deutschland werden umdenken müssen: Wenn die USA angeblich nur wegen Öl Krieg geführt haben, droht ziemlich schnell ein böses Erwachen. Trump hat schon in seinem Wahlkampf immer gesagt (auch da hat offensichtlich niemand zugehört!), die USA haben nur zwei Interessen im Mittleren Osten: Terrorbekämpfung und Beistand von Israel. Alles andere sei Aufgabe der Europäer. Ob da wohl noch die Verteidigungsausgaben ausreichen werden? Deutschland schlittert schon heute sehenden Auges immer tiefer in den Sumpf des Irak und Nordafrikas hinein.

„Clean coal“ bereits auf dem Vormarsch?

Vor einigen Wochen wurde die Anlage Petra Nova im Kraftwerk W. A. Parish, südwestlich von Houston Texas zum „Kohlekraftwerk des Jahres“ gewählt. Parish ist einer der größten Kraftwerke der USA und versorgt den Großraum Houston mit 3700 MW aus Kohle- und Erdgasblöcken.

Die Energiesituation im Süden der USA

Auch in den USA stehen die Energieversorger vor ähnlichen politischen Problemen wie in Deutschland: Die sog. „Erneuerbaren Energien“ wurden auch dort mit Subventionen in den Markt gedrückt und zerstören nicht nur die vorhandene Infrastruktur, sondern schmälern vor allen Dingen auch die Ertragskraft der Unternehmen. Allerdings agiert man dort wesentlich flexibler. Obwohl z. B. Texas bessere Voraussetzungen für „Alternative Energien“ mitbringt als Deutschland, setzt man dort nicht nur auf die Karten Wind und Sonne. Texas ist doppelt so groß wie Deutschland, hat aber nur rund 21 Millionen Einwohner die sich überwiegend in wenigen Großräumen konzentrieren. Anders als in Deutschland, gibt es genug unbesiedeltes Land, in dem „Windparks“ die Einwohner weit weniger belästigen. Außerdem liegt es auf der Breite der Sahara und es mangelt daher nicht an Wind und Sonnenschein. Obwohl die Bedingungen – verglichen mit Deutschland – ideal erscheinen, kommt es auch dort zu den bekannten Problemen im Netz. Man setzt daher weiterhin auf fossile Kraftwerke und Kernenergie. Wind und Sonne sieht man nur als „Additive Energien“ mit eingeschränktem Nutzen. Bisher waren sie wegen hoher Subventionen und besonderen Privilegien lediglich für Anleger attraktiv. Anders als in Deutschland, ist man sich aber auch regierungsseitig (insbesondere auf der Ebene des Bundesstaates Texas) der Konsequenzen hoher Strompreise bewußt. Langfristig bleibt nur Kohle und Kernenergie übrig. Texas hat zwar Öl und Erdgas im Überfluß, beide Energieträger sind aber – wegen der hohen Weltmarktpreise – viel zu wertvoll geworden, um sie in Kraftwerken zu verfeuern. Sinnigerweise steigt der Gasexport ins Nachbarland Mexico ständig an, da dort die verstaatlichte Ölindustrie unfähig ist, die Produktion bei steigender Nachfrage auch nur zu halten. Gleichzeitig findet ein enormer Ausbau der Gasverflüssigungsanlagen an der Golfküste statt. Hiermit hat man neben Asien und Mittelamerika vor allem Europa als Absatzgebiet im Auge.

Heute ist bereits der Brennstoff Kohle an der Golfküste wieder billiger als Erdgas. Die Produktionskosten in den Tagebauen des Powder River Basin (im Bundesstaat Wyoming und Montana) sind so gering, daß selbst die Transportkosten über tausende Kilometer nicht ins Gewicht fallen. Nachdem die obamaschen „Klimaerlasse“ von Trump wieder außer Kraft gesetzt wurden, rollen täglich bereits wieder über 60 Ganzzüge (meist jeweils über 100 Waggons mit 10.000 to Kohle pro Zug) in alle Regionen der USA.

Schwierig bleibt nach wie vor die Situation der Kernenergie im Süden der USA. Die nach wie vor existierende Unsicherheit über die zu erwartende Bauzeit eines Neubaues, führen zu seit Jahrzehnten andauernden Planungen ohne Aussicht auf kurzfristige Umsetzung. Für ein privates EVU ist ein solches Risiko einfach nicht zu stemmen. Staatliche Förderung von Wind und Sonne auf Kosten des Steuerzahlers bei gleichzeitig privatwirtschaftlicher Kernenergie, geht einfach nicht zusammen. Dies ist und bleibt eine doppelte Benachteiligung.

Abgas als Wertstoff

In dieser durch die Politik geschaffenen Situation der „Klimarettung“ suchen die Energieversorger Hände ringend nach neuen Einnahmequellen. NRG Energy hat den Entschluß gefaßt, aus dem Abfall der Stromproduktion einen Wertstoff und ein Produkt zu machen. Der Wertstoff ist überkritisches Kohlenstoffdioxid. Das Produkt ist Erdöl.

Wenn man das CO2 aus dem Abgas abscheidet und es auf über 70 bar verdichtet, gelangt es bei Umgebungstemperatur in seinen überkritischen Zustand: Es ist flüssig, bleibt aber ähnlich dünnflüssig wie ein Gas. Es dringt damit auch in feinste Poren ein. Zusätzlich sind organische Stoffe besonders gut in ihm löslich. Beste Voraussetzungen für EOR (Enhanced Oil Recovery).

Wenn sich aus einem Ölfeld kein Öl mehr hochpumpen läßt, – es umgangssprachlich erschöpft ist – befinden sich trotzdem noch etwa 40 bis 60 % der ursprünglichen Ölmenge in ihm gefangen. Dieses Restöl herauszulösen, ist das Gebiet des EOR. Je nach Vorkommen, gibt es unterschiedliche Verfahren zu unterschiedlichen (hohen) Kosten. Ein Favorit ist das Fluten mit überkritischem CO2. Mit diesem Verfahren lassen sich rund weitere 20 Prozentpunkte der ursprünglichen Ölmenge gewinnen. Dies sind gewaltige „neue Ölvorkommen“, wenn man die weltweite Anzahl bereits versiegter Quellen in Rechnung stellt. Wie alles, ist dies eine Frage der Kosten. Auf der Habenseite steht der aktuelle Ölpreis. Auf der Sollseite die Kosten für Gewinnung und Transport des überkritischen CO2. Die Differenz muß noch die zusätzlich anfallenden Kosten decken, was dann allerdings übrig bleibt ist Gewinn.

Welche Felder eignen sich besonders?

Ein Ölfeld besteht nicht nur aus gebohrten Löchern. Es erfordert auch eine erhebliche oberirdische Infrastruktur: Rohrleitungen, Stromversorgung, Straßen, Pumpstationen, Aufbereitungs- und Tankanlagen etc. All diese Anlagen sind bereits in der Phase der konventionellen Förderung vorhanden und abgeschrieben worden. Die Zusatzinvestitionen für eine Flutung mit überkritischem CO2 halten sich in Grenzen – wenn man genug CO2 an Ort und Stelle zur Verfügung hat. Aus Erfahrung (natürliche CO2 Lagerstätten in der Nähe) weiß man, daß EOR ein hoch profitables Geschäft ist.

In dem hier beschriebenen Fall des Ölfelds West Ranch gelang auf Anhieb eine Steigerung von nur noch 300 auf 4000 barrel pro Tag. Man geht nach optimaler Einstellung von einer Förderung von 15.000 barrel pro Tag aus. Über die Jahre – auch bei einem Ölpreis von 50 USD/barrel – ein hübsches Sümmchen an zusätzlichen Einnahmen für die Ölgesellschaft JX Nippon. Man geht von 60 Millionen barrel aus, die aus diesem Feld zusätzlich durch diese Methode gewonnen werden können.

Das Ölfeld West Ranch liegt 130 km westlich vom Kraftwerk. Für den Transport des CO2 mußte eine unterirdische Pipeline mit einem Durchmesser von fast 40 cm verlegt werden.

Die Abgaswäsche

Die Gewinnung von CO2 aus dem Abgas erscheint auf den ersten Blick nicht gerade als die eleganteste Lösung. In dem Abgas sind nur 11,5 % Kohlenstoffdioxid enthalten. Man muß daher überwiegend totes Material in der Form von Stickstoff und Restsauerstoff durch die gesamte Anlage schleppen. Andererseits kann man ein bestehendes Kraftwerk als Quelle nutzen und greift praktisch nicht in dessen Betrieb ein.

Der Aufwand für die Gewinnung hängt nicht nur von der Eingangskonzentration, sondern auch vom Restgehalt an CO2 ab. Da es sich bei diesem Projekt nicht um „Klimatologie“ handelt, sondern es um die Produktion eines Wertstoffes geht, wäscht man in dieser Anlage nur etwa 90 % des enthaltenen CO2 aus. Dies spielt auch deshalb keine Rolle, weil man mit dieser Anlage nur einen Teilstrom der Rauchgase verarbeiten kann. Die gewonnenen 1,6 Millionen Tonnen CO2 jährlich, entsprechen etwa einer elektrischen Leistung von 240 MW des Blocks von 650 MW.

Es ist auch kein Zufall, daß man die Anlage an einem Block mit Kohlenstaubfeuerung und nicht an die erdgasbefeuerten Kombiblöcke angeschlossen hat. Bei Kombikraftwerken ergibt sich wegen des notwendigen Luftüberschusses im Abgas nur eine Konzentration von etwa 8,5 %. Die CO2-Gewinnung wird eine Domäne der Kohlekraftwerke bleiben.

Das Verfahren

Als Waschverfahren wurde der Kansai Mitsubishi Carbon Dioxide Recovery Process (KM CDR Process, eine Handelsmarke) ausgewählt. Im ersten Teilschritt werden die Abgase in einem 36 m hohen Turm gekühlt, entfeuchtet und entschwefelt. Dieser Block enthält – anders als in Deutschland üblich – keine Rauchgasentschwefelung, sondern verfeuert lediglich schwefelarme Kohle. Die Kühlung ist notwendig, da die Waschung beträchtliche Wärmemengen freisetzt.

Das Herzstück der Anlage ist ein 110 m hoher rechteckiger, mit Füllkörpern gefüllter Turm. In ihm wird das Abgas mit der Waschflüssigkeit in Kontakt gebracht. Nach Abscheidung der Waschflüssigkeit werden die gewaschenen Abgase in die Umgebung entlassen.

In einer dritten Verfahrensstufe wird die Waschflüssigkeit durch auskochen mit Dampf wieder regeneriert. Das ausgetriebene CO2 wird verdichtet und so verflüssigt.

Der Eigenbedarf

Eine solche verfahrenstechnische Anlage braucht beträchtliche elektrische Energie zum Antrieb der Verdichter, Pumpen etc. und Dampf zum Austreiben des CO2. Umgerechnet würde der zusätzliche Eigenbedarf die elektrische Nettoleistung des Kraftwerks um 20 bis 30 .% verringern. Da das Kraftwerk gebraucht wird, eine inakzeptable Situation. Man hat deshalb eine eigene, kleine, erdgasbefeuerte Kombianlage mit 70 MWel zur Versorgung der Waschanlage gebaut. Da die Anlage gar nicht so viel Strom benötigt, wird mehr als die Hälfte ihrer Leistung zusätzlich ins Netz eingespeist.

Das Risiko

Die Anlage – obwohl die erste ihrer Art – wurde termingerecht, zu den vereinbarten Preisen und ohne Unfälle fertiggestellt. Deshalb die Preisverleihung. Wie geht so etwas?

  • Man hat die neue Anlage bewußt hinter einem seit Jahren funktionierenden Kraftwerk gebaut: Möglichst keine Probleme für die Altanlage schaffen und mit definierten und zuverlässigen Eingangsdaten arbeiten können.
  • Auswahl eines erprobten chemischen Verfahrens. Es gibt bereits über 80 Anlagen in Raffinerien etc.
  • Vorab Bau einer kleinen Prototypenanlage, die sich längere Zeit in einem anderen Kohlekraftwerk bewähren konnte.
  • Kein Größenwahn. Bewußte Beschränkung auf die zehnfache Leistung des Prototyps, um die Auslegungsberechnungen absichern zu können. (Deshalb die Begrenzung auf einen 240 MWel. entsprechenden Teilstrom.)
  • Einbeziehung und Beteiligung des Verfahrenstechnikers (Mitsubishi), eines erfahrenen Anlagenbauers (Kiewit) und des Verbrauchers (JX Nippon mit Hilcorp).
  • Keine – in Deutschland so geliebte – Team-Bildung (Toll ein anderer macht’s), sondern einer hat den Hut auf. Einer mit natürlicher Autorität durch ausgewiesene Fachkompetenz und Erfahrung, der die Mittel bekommt, die er für nötig hält.
  • Genaue Planung und Abstimmung zwischen allen Beteiligten bevor es auf der Baustelle losgeht.

Der Mitnahmeeffekt

Für das Projekt wurde ein gemeinsames Unternehmen aus Energieversorger (NRG Energy) und Verbraucher (JX Nippon Oil&Gas) gegründet. Einerseits wurde damit das Risiko der Investition auf mehrere Schultern verteilt und andererseits verschiedene Fördertöpfe erschlossen. Es konnten japanische Banken gewonnen werden, die gegen das Pfand von 15 Millionen barrel Öl günstigere Kredite bereitstellten. Die Lieferung von Anlagenkomponenten konnte über subventionierte Exportkredite erfolgen. Das DOE steuerte 190 Millionen USD Subventionen aus diversen „Klimaschutzprogrammen“ bei.

Mit einer Investition von einer Milliarde USD können zusätzlich 60 Millionen barrel Erdöl gewonnen werden. Mögen weltweit auf vielen entölten Feldern die Bedingungen nicht so ideal sein, erscheint diese Methode trotzdem vielversprechend. Wird jetzt – wenigstens im Nachhinein – manchem klar, warum die einschlägig Verdächtigen sofort ihre Kampftruppen auf die Straße geschickt haben, als auch nur von „CO2-Abscheidung“ in Deutschland geredet wurde? Macht nichts, der Fortschritt läßt sich nicht aufhalten, nun machen eben Japaner und Amerikaner das Geschäft. Solange Renten, Hartz IV etc. noch reichlich sprudeln, brauchen wir eh keine Arbeitsplätze in diesem Land. Hat halt nix mit Nix zu tun, wie einmal eine Politikerin treffend in einem anderem Zusammenhang twitterte.

Energie als Druckmittel

In den letzten Tagen spitzt sich in den Medien immer mehr die Diskussion um ein „Wirtschaftsembargo“ gegen Russland zu. Neben der grundsätzlichen Frage zum Sinn von Wirtschaftsblockaden ist dabei der Zentrale Punkt die „Energieabhängigkeit“. Es lohnt sich daher, sich etwas näher mit dieser Frage zu beschäftigen. Mag es für manchen nützlich sein, um die wahrscheinlichen Maßnahmen und deren Konsequenzen besser abschätzen zu können.

Energie als Handelsware

Prinzipiell sind alle Energieträger ganz normale Handelsgüter. Sie liegen in unterschiedlichen Formen vor: Als Rohstoffe (Erdöl, Kohle, Uran usw.), als Halbfertigprodukte (Diesel, Benzin, „Erdgas“ etc.) und als spezielle Endprodukte (Wechselstrom 50 Hz, Super Benzin, usw.). Analog z. B. zu Kupferbarren, Kupferdraht und einer Spule. Die simple Tatsache, daß Energieträger nicht gleich Energieträger ist, ist bereits eine sehr wichtige Erkenntnis. Je spezieller der Stoff ist, je schwieriger ist er zu ersetzen und je enger werden die möglichen Bezugsquellen. Ein Motor, der für Dieselkraftstoff gebaut ist, braucht auch Dieselkraftstoff. Selbst wenn Benzin im Überfluß vorhanden ist, nützt dies dem Betreiber gar nichts. Anders sieht es z. B. in der Elektrizitätswirtschaft aus. Besitzt man – wie in Deutschland – noch einen Kraftwerkspark aus Steinkohle-, Braunkohle- Gas- und Kernkraftwerken etc., sieht die Lage völlig anders aus. Selbst wenn ein Brennstoff nahezu vollständig ausfällt, muß dies noch lange nicht zu Einschränkung führen. Geht man noch eine Ebene höher, ergibt sich noch mehr Flexibilität. Verringert sich z. B. das Angebot an Erdgas, kann man bewußt den Verbrauch in Kraftwerken einstellen um genug Heizgas zur Verfügung zu haben. Ein ganz normaler Vorgang, wie er jeden Winter üblich ist. Es gibt sogar Kraftwerke, die für mehrere Brennstoffe geeignet sind. Da der Anteil vom Erdgas am Primärenergieverbrauch in Deutschland nur rund 21 % beträgt und allein der Lagervorrat etwa 1/6 des Jahresverbrauches beträgt, braucht keine Panik vor einem „Erdgasboykott“ zu bestehen. Da Russland ohnehin nur etwa ⅓ des Verbrauches liefert, könnten sie gern ihre Lieferungen vollständig einstellen. Deswegen würde hier keine Wohnung kalt bleiben oder eine Fabrik stillstehen. Selbst die Auswirkungen auf die Erdgaspreise dürften gering bleiben, weil viele Verbraucher (vor allem Kraftwerke) auf andere Energieträger ausweichen könnten bzw. andere Lieferanten gern die russischen Marktanteile übernehmen würden.

Der Faktor Zeit

Die Frage, ob man einen Energieträger durch einen anderen ersetzen kann, ist nicht so entscheidend, wie die Zeitdauer die hierfür erforderlich ist. Wobei die Zeitdauer weniger technisch bedingt, als eine Frage der Kosten ist. Besonders unflexibel sind Gaspipelines. Bis man neue Leitungen verlegt hat oder einen angeschlossenen Verbraucher umgestellt hat, können Jahre vergehen. Geht man auf die volkswirtschaftliche Ebene, wird man eher in Jahrzehnten denken müssen. Ein Beispiel hierfür, ist der massive Ausbau der Kernkraftwerke als Ersatz für Ölkraftwerke infolge der sog. Ölkriesen (1973 und 1976).

Für kurzfristige Versorgungslücken ist die Lagerung von Brennstoff ein probates Mittel. Auch hier ist Erdgas die technisch schwierigste und damit kostspieligste Lösung. Brennstäbe für Kernkraftwerke nehmen nur wenig Platz ein und ein Kernkraftwerk läuft ohnehin viele Monate, bis eine Nachladung nötig wird. Steinkohle hat auch eine recht hohe Energiedichte und ist relativ einfach zu lagern. Es war nicht zufällig im alten West-Berlin der Brennstoff der Wahl zur Absicherung gegen „Berlin-Blockaden“.

Ein weiterer wichtiger Aspekt sind Transportwege und Transportmittel. Öltanker und Massengutfrachter kann man noch auf hoher See umleiten. Bei der heute weltweiten Verteilung von Öl und Kohle ist der Lieferboykott eines Landes oder einer Gruppe von Ländern (OPEC) ein völlig stumpfes Schwert. Im Gegenteil, man weitet diesen Zustand auch immer weiter auf Erdgas aus. Überall auf der Welt entstehen Anlagen zur Verflüssigung und Rückvergasung von Erdgas. Der neuste Trend dabei ist, solche Anlagen komplett auf Spezialschiffen zu installieren, die gegebenenfalls auch noch flexibel verlagert werden können. Nicht zuletzt Russland, hat diesen Trend schon vor der aktuellen Krise durch seine Preispolitik und seine Lieferunterbrechungen an die Ukraine enorm beschleunigt. Nur Deutschland hat konsequent auf Pipelines nach Russland gesetzt. All unsere Nachbarn haben bereits Flüssiggasterminals in Betrieb oder im Bau. Es geht halt nichts über wahre Männerfreundschaften, nicht wahr, Gerhard und Vladimir?

Der Faktor Geographie

Energieträger sind – mit Ausnahme von Uran und Thorium – Massengüter. Transportmittel der Wahl, ist deshalb das Schiff. Pipelinenetze lohnen sich wegen der enormen Kapitalkosten nur in Verbrauchsschwerpunkten oder bei sehr großen Feldern. Zumindest übergangsweise, dient auch die Eisenbahn als Transportmittel. Rußland ist zur Zeit (noch) der größte Ölproduzent vor den USA und Saudi Arabien. Anders als diese beiden, verfügt es aber über keine bedeutenden Häfen. Die längste Zeit des Jahres liegen seine Küsten und Flüsse unter einem Eispanzer. Für Rußland sind seine Pipelines in den Westen lebenswichtige Adern. Selbst mit seinem Eisenbahnnetz (Breitspur) hat es sich bewußt vom Rest der Welt abgegrenzt. Verglichen z. B. mit dem Iran, eine fatale Situation bei einem Abnahmeboykott.

Der Faktor Wirtschaft

Russland ist kein Industrieland, sondern spielt eher in der Liga von Nigeria, Venezuela etc. Geschätzt zwischen 70 bis 90 % aller Staatseinnahmen stammen aus dem Export von Öl und Gas. Es gibt praktisch keine russischen Produkte, die auf dem Weltmarkt verkäuflich sind. Die Situation ist noch desolater, als in der ehemaligen „DDR“. Die konnte wenigstens einen Teil ihrer Erzeugnisse über Dumpingpreise auf dem Weltmarkt verschleudern um an Devisen zu gelangen. Selbst der einstige Exportschlager Waffen, ist wegen seiner erwiesenen schlechten Qualität, immer unverkäuflicher. Klassische Importeure sind entweder bereits untergegangen (Irak, Lybien, etc.) oder wenden sich mit grausen ab (Indien, Vietnam usw.).

Rußland hat seine „fetten Jahre“ vergeudet. Während im kommunistischen Bruderland China eine Auto-, Computer- und Mobilfunkfabrik nach der nächsten gebaut wurde, hat man sich in der „Putinkratie“ lieber Fußballvereine im Ausland gekauft. Die Angst vor und die Verachtung für das eigene Volk, scheint unvergleichlich höher. Selbst in den Staaten der Arabischen Halbinsel hat man schon vor Jahrzehnten realisiert, daß die Öleinnahmen mal nicht mehr so sprudeln werden und man deshalb einen Sprung in die industriealisierte Welt schaffen muß. Gerade, wenn man die dort – praktisch in wenigen Jahrzehnten aus dem Wüstensand heraus – geschaffene Infrastruktur und Industrie betrachtet, kann man die ganze Erbärmlichkeit der russischen Oberschicht ermessen.

Was dies für die internationalen Energiemärkte bedeuten könnte

Die Selbstisolation durch militärische Bedrohung der Nachbarn, erinnert an das Verhalten von Potentaten in Entwicklungsländern kurz vor deren Untergang. Wenn Putin nicht einlenkt, wird man ihn stoppen müssen. Er täuscht sich gewaltig, wenn er glaubt, er könne Teile Europas in den gleichen Abgrund, wie Syrien stürzen. Gerade sein Syrienabenteuer wird ihm in der nächsten Zeit auf die Füße fallen. Er hat sich bei allen Staaten – die zufällig zu den größten Gas- und Ölproduzenten zählen – äußerst unbeliebt gemacht. Für die dürfte es alles andere als ein Zufall sein, daß gerade die muslimischen Tataren auf der Krim am meisten unter seiner „Ukrainepolitik“ leiden. Es könnte sein, daß dies der berühmte Tropfen ist, der das Fass zum überlaufen bringt. Zumindest in Saudi Arabien ist die Erinnerung an die „brüderliche Waffenhilfe der Sowjets“ in Afghanistan und Putins Vorgehen in Tschetschenien noch sehr lebendig.

Wenn Putin nicht einlenkt, wird man ihn wirtschaftlich unter Druck setzen (müssen). Das kann sehr schnell und sehr schmerzhaft geschehen, ohne daß man überhaupt wirtschaftliche Sanktionen beschließen muß. Man muß nur die russischen Preise für Energieträger unterbieten. Jeder Kontrakt, der Rußland vollkommen verloren geht, reißt ein tiefes Loch, jeder gesenkte Preis, ein etwas kleineres Loch, in die Kassen des Kreml. Jeder Verfall des Rubel verteuert darüber hinaus die lebenswichtigen Importe. Ein faktisches Entwicklungsland wie Rußland, hat dem nichts entgegen zu setzen. Eigentlich sollte gerade Rußland aus dem Kollaps des Sowjetreichs seine Lehren gezogen haben: Als es glaubte, die Welt mit Waffengewalt beherrschen zu können (Einmarsch in das sozialistische Bruderland Afghanistan) nahm Ronald Reagen die Herausforderung an und erschuf den „Krieg der Sterne“. Putin mag als guter Schachspieler gelten, aber die USA sind immer noch die Nation der Poker-Spieler. Putin wird noch lernen müssen, wenn man kein gutes Blatt in den Händen hält und nichts in der Tasche hat, sollte man besser nicht, die wirklich großen Jungs reizen.

Kohle

Die russische Kohleindustrie ist durch und durch marode. Das gilt auch und gerade für das Revier im Osten der Ukraine. Die Produktionskosten sind teilweise so hoch, daß jetzt schon mit Verlusten produziert wird. Demgegenüber hat allein die USA schier unerschöpfliche Kohlenmengen verfügbar. Dies betrifft sogar die Transport- und Hafenkapazitäten. Es ist ein leichtes, den Vertrieb zu intensivieren und sich um jeden russischen Kunden zu bemühen. Man muß nur jeweils etwas unter den russischen Preisen anbieten. Dies wird nicht einmal an den Weltmärkten zu Verwerfungen führen. Der Exportanteil Russlands ist einfach zu gering. Für Russland andererseits, ist jede nicht verkaufte Schiffsladung ein Problem.

Öl

Russland, USA und Saudi Arabien sind die drei größten Ölförderländer. Die USA werden in den nächsten Jahren zur absoluten Nummer eins aufsteigen. Schon jetzt liegen die Preise in den USA (WTI) rund zehn Dollar unter den Preisen in Europa (Brent). Es schwelt schon lange ein Konflikt um die Aufhebung des Exportverbotes. Ein denkbarer Kompromiß, wäre eine Aufhebung für „befreundete Nationen“ in Europa. Geschieht das, rächt sich die Vernachlässigung der russischen Transportkapazitäten. Die USA können zusammen mit Saudi Arabien die Ölpreise in den klassischen Abnehmerländern Russlands in beliebige Tiefen treiben. Dies gilt vor allem für die hochwertigen Rohöl-Qualitäten. Zusätzlich noch ein bischen Konjunkturabschwächung in China und der russische Staatshaushalt gerät aus den Fugen.

Erdgas

Russland besitzt nach wie vor die größten konventionellen Erdgasreserven. Danach folgen Qatar und Iran. Alle drei sind tief im Syrienkonflikt verstrickt. Alle drei aus dem gleichen Grund, wenn auch auf verschiedenen Seiten. Syrien ist das potentielle Transitland für Erdgas aus dem Golf-Gebiet. Rußland schürt mit allen Mitteln den Krieg, um einen geplanten Ausbau des Pipelinenetzes aus Süd-Irak zu verhindern. Ist das Gas erstmal im Irak angekommen, ist der Anschluß an die südeuropäischen Netze nicht mehr weit. Qatar kann die gemeinsamen Gasfelder mit Iran weiterhin günstig ausbeuten, solange dem Iran mangels Transportkapazität der Absatzmarkt fehlt. Iran verfügt genauso wenig wie Russland über die Technologie für eine LNG-Kette. Iran bekommt keine Unterstützung solange es an einer Atombombe bastelt. Russland kann sich (noch) mit Importen der Anlagentechnik aus dem Westen im bescheidenen Maße behelfen.

Allein in den USA befinden sich zwanzig Anlagen zur Verflüssigung und anschließendem Export in der Genehmigung. Der Weltmarkt für Erdgas wird sich in den nächsten Jahren völlig verändern. Deutliches Zeichen sind die Verwerfungen in den Preisen. In Europa sind die Preise derzeit etwa doppelt so hoch, wie in den USA. In Asien sogar drei bis vier mal so hoch. Hauptursache in Asien sind die enormen Importe durch Japan als Ersatz für die abgeschalteten Kernkraftwerke. Sobald Japan wieder seine Kernkraftwerke in Betrieb nimmt – was technisch innerhalb weniger Wochen möglich wäre – werden die Erdgaspreise in Asien mangels Nachfrage deutlich sinken. Es bietet sich dann an, diese Ströme nach Europa umzuleiten. Ausgerechnet die Golfstaaten verfügen über die größten Verflüssigungsanlagen und Transportflotten. Ganz schlecht für Putin, wenn er weiterhin den Krieg in Syrien schüren will und die muslimischen Krim-Tataren erneut vertreiben will. Putin wird sich mit den Gaspreisen zufrieden geben müssen, die ihm die USA und die arabische Welt zugestehen werden. Ein Ausweichen auf andere Kunden ist praktisch nicht möglich. Pipelines lassen sich im Gegensatz zu Tankerflotten zwar abschalten, nicht aber umleiten.

Fazit

Energie ist immer auch Politik. Eine Tatsache, die nach den Erfahrungen der 1970er Jahre mit den sog. „Ölkrisen“ gern wieder verdrängt wurde. In den vergangenen Jahrzehnten gehörte es für jeden Linken (Schröder, Fischer etc.) zu den festen Glaubensgrundsätzen, daß die USA nur „Kriege wegen Öl“ führen. Stets von Schule bis Medien in diesem Glauben geschult, hat man in Deutschland einfach nicht wahrnehmen wollen, welche Veränderungen (gerade) durch Präsident Bush in den USA stattgefunden haben. In einer gigantischen Kraftanstrengung wurde das gesamte Öl- und Gasgeschäft praktisch neu erfunden.

Heute, gilt mehr denn je, der „Fluch der Rohstoffe“. Länder, die über billige Energievorkommen verfügen, aber nicht verstehen, etwas vernünftiges mit den daraus resultierenden Devisenströmen an zu fangen, drohen durch zu viel Geld weiter zu verarmen. Nigeria, Venezuela und Russland sind hierfür typische Beispiele.

Länder, die durchaus energieautark sein könnten (Deutschland z. B. gehört zu den zehn Ländern mit den größten Kohlevorkommen weltweit), können es sich erlauben, „hochwertige Waren“ gegen „billigere Energie“ (volkswirtschaftlich) gewinnbringend zu tauschen. Man – meint zumindest – sogar auf neuere Fördermethoden verzichten zu können (sog. Fracking-Verbot in Deutschland und Frankreich).

Stellvertretend für die Energieversorgung (im Sinne von Energiepolitik) des 21. Jahrhunderts ist die Kernenergie: Der Brennstoff Uran ist überall, preiswert und in beliebigen Mengen erhältlich. Er ist einfach zu lagern. Kernkraftwerke können über Jahre mit einer Brennstoffladung betrieben werden. Die „Kunst“ besteht in der Beherrschung der Technik. Die Ersatzteile, das Fachpersonal und der allgemeine industrielle Hintergrund bestimmen die Versorgungssicherheit. Insofern dürfte sich Rußland durch seine Abenteuer in der Ukraine auch aus diesem Geschäftsbereich selbst herauskatapultiert haben.

SMR Teil 1 – nur eine neue Mode?

Small Modular Reactor (SMR) aus energiewirtschaftlicher Sicht

In letzter Zeit wird wieder verstärkt über „kleine, bausteinförmig aufgebaute Kernkraftwerke“ diskutiert. Wie immer, wenn es ums Geld geht, war der Auslöser ein Förderungsprogramm des Department of Energy (DoE) in den USA. Hersteller konnten sich um einen hälftigen Zuschuss zu den Kosten für das notwendige Genehmigungsverfahren bewerben. Der Gewinner bekommt vom amerikanischen Staat fünf Jahre lang die Kosten des Genehmigungsverfahrens und die hierfür notwendigen Entwicklungs- und Markteinführungskosten anteilig ersetzt. Es gibt die Förderung nur, wenn das Kraftwerk bis 2022 fertig ist (es handelt sich also um kein Forschungs- und Entwicklungsprogramm) und man muß sich zusammen mit einem Bauherrn bewerben.

Sieger der ersten Runde war Babcock & Wilcox (B&W) mit seinem mPower Konzept, zusammen mit Bechtel und Tennessee Valley Authority. Eine sehr konservative Entscheidung: Babcock & Wilcox hat bereits alle Reaktoren der US Kriegsschiffe gebaut und besitzt deshalb jahrzehntelange Erfahrung im Bau kleiner (militärischer) Reaktoren. Bechtel ist einer der größten internationalen Ingenieurfirmen mit dem Schwerpunkt großer Bau- und Infrastrukturprojekte. Tennessee Valley Authority ist ein öffentliches Energieversorgungsunternehmen. Wie groß die Fördersumme letztendlich sein wird, steht noch nicht fest. Die in der Öffentlichkeit verbreiteten 452 Millionen US-Dollar beziehen sich auf das gesamte Programm und nicht jeden Hersteller. Insofern war die Entscheidung für den Kandidaten, mit dem am weitesten gediehenen Konzept, folgerichtig.

Die Wirtschaftlichkeit

An dieser Stelle soll nicht auf den Preis für eine kWh elektrischer Energie eingegangen werden, da in diesem frühen Stadium noch keine ausreichend genauen Daten öffentlich zugänglich sind und es rein spekulativ wäre. Es sollen viel mehr ein paar qualitative Überlegungen angestellt werden.

Man geht von deutlich unter einer Milliarde US-Dollar pro SMR aus. Auch, wenn man nur eine Stückzahl von 100 Stück annimmt, ergibt das den stolzen Umsatz von 100 Milliarden. Dies entspricht in etwa dem „Modellwert“ in der Flugzeugindustrie. Damit wird sofort klar, daß das keine Hinterhof-Industrie werden kann. Der Weltmarkt wird unter einigen wenigen Konsortien von der Größenordnung Boing oder Airbus unter sich aufgeteilt werden! Wer zu lange wartet, hat praktisch keine Chance mehr, in diesen Markt einzusteigen. Ob Europa jemals noch ein Konsortium wie Airbus schmieden kann, ist mehr als fraglich. Die Energieindustrie wird wohl nur noch von den USA und China bestimmt werden.

Es ergeben sich auch ganz neue Herausforderungen für die Finanzindustrie durch die Verlagerung des Risikos vom Besteller zum Hersteller. Bisher mußte ein Energieversorger das volle Risiko allein übernehmen. Es sei hier nur das Risiko einer nicht termingerechten Fertigstellung und das Zinsänderungsrisiko während einer Bauzeit von zehn Jahren erwähnt. Zukünftig wird es einen Festpreis und kurze Bauzeiten geben. Die Investition kann schnell wieder zurückfließen. Daraus erklärt sich der Gedanke, ein Kernkraftwerk heutiger Größenordnung zukünftig aus bis zu einem Dutzend einzelner Anlagen zusammen zu setzen. Sobald der erste Reaktor in Betrieb geht, beginnt der Kapitalrückfluss. Man spielt plötzlich in der Liga der Gaskraftwerke!

Damit stellt sich aber die alles entscheidende Frage: Wer ist bereit, das finanzielle Risiko zu tragen? China hat sich durch den Bau von 28 Kernkraftwerken eine bedeutende Zulieferindustrie aufgebaut. Auch die USA verfügen über eine solche. Das Risiko auf verschiedene Schultern zu verteilen, ist ein probates Mittel. Europa müßte sich unter – wahrscheinlich französisch-britischer Führung – mächtig sputen, um den Anschluß nicht zu verlieren. Im Moment sieht es eher so aus, als wenn Frankreich, Großbritannien und die USA gleichermaßen um die Gunst von China buhlen.

Um es noch einmal in aller Deutlichkeit zu sagen: Europa fehlt es nicht an technischen Möglichkeiten und an Finanzkraft, sondern am politischen Willen. Es ist das klassische Henne-Ei-Problem: Ohne ausreichende Bestellungen, ist keiner bereit, in Fertigungsanlagen zu investieren. Wer aber, sollte diesen Mut aufbringen, ausgerechnet in Deutschland, wo es keinen Schutz des Eigentums mehr gibt, wo eine Hand voll Politiker nach einem Tsunami im fernen Japan, mit einem Federstrich, Milliarden vernichten können und die breite Masse dazu auch noch Beifall klatscht?

Fertigung in einer Fabrik

Bisher wurden Kernreaktoren mit immer mehr Leistung gebaut. Inzwischen wurde beim EPR von Areva fast die 1700 MWel erreicht. Man macht damit Kernkraftwerke und ihre Komponenten selbst zu einem Nischenprodukt. Nur wenige Stromnetze können so große Blockgrößen überhaupt verkraften. Andererseits wird der Kreis der Zulieferer immer kleiner. Es gibt weltweit nur eine Handvoll Stahlwerke, die überhaupt das Rohmaterial in der erforderlichen Qualität liefern können. Hinzu kommen immer weniger Schmieden, die solch große Reaktordruckgefäße, Turbinenwellen, Schaufeln etc. bearbeiten können. Je kleiner die Stückzahlen und der Kreis der Anbieter wird, um so teurer das Produkt.

Es macht aber wenig Sinn, kleine Reaktoren als verkleinertes Abbild bisheriger Typen bauen zu wollen. Dies dürfte im Gegenteil zu einem Kostenanstieg führen. Will man kostengünstige SMR bauen, muß die gesamte Konstruktion neu durchdacht werden. Man muß praktisch mit dem weißen Blatt von vorne beginnen. Typisches Beispiel ist die Integration bei einem Druckwasserreaktor: Bei der konventionellen Bauweise ist jede Baugruppe (Druckgefäß, Dampferzeuger, Umwälzpumpen, Druckhalter) für sich so groß, daß sie isoliert gefertigt und transportiert werden muß und erst am Aufstellungsort durch Rohrleitungen miteinander verbunden werden kann. Damit wird ein erheblicher Arbeits- und Prüfaufwand auf die Baustelle verlegt. Stundensätze auf Baustellen sind aber wegen ihrer Nebenkosten stets um ein vielfaches höher, als in Fabriken. Gelingt es, alle Baugruppen in das Druckgefäß zu integrieren, entfallen alle notwendigen Montagearbeiten auf der Baustelle, weil ein bereits fertiger und geprüfter „Reaktor“ dort angeliefert wird. Bauteile, die es gar nicht gibt (z. B. Rohrleitungen zwischen Reaktordruckgefäß und Dampferzeugern) müssen auch nicht ständig gewartet und wiederholt geprüft werden, was auch noch die Betriebskosten erheblich senkt.

Wenn alle Bauteile wieder „kleiner“ werden, erweitert sich auch automatisch der potentielle Herstellerkreis. Die Lieferanten können ihre Fertigungsanlagen wieder besser auslasten, da sie nicht so speziell sein müssen. Es ist wieder möglich, eine nationale Fertigung mit akzeptablen Lieferzeiten zu unterhalten.

Durch die Fertigung von Bauteilen in geschlossenen Hallen ist man vor Witterungseinflüssen (oder schlicht Dreck) geschützt, was die Kosten und das Ausschussrisiko senkt. Eine Serienfertigung führt durch den Einsatz von Vorrichtungen und die Umlage von Konstruktions- und Entwicklungskosten etc. zu geringeren Kosten. Die Standardisierung senkt Schulungskosten und erhöht die Qualität.

In der Automobilindustrie ist die Teilung in Markenhersteller und Zulieferindustrie üblich. Gelingt es Bauteile für Kernkraftwerke zu standardisieren, kann sich auch eine kerntechnische Zulieferindustrie etablieren. Ein wesentlicher Teil der Kostenexplosion bei Kernkraftwerken ist dem erforderlichen „nuclear grade“ geschuldet. Es ist kein Einzelfall, daß ein und das selbe Teil für Kernkraftwerke durch diesen Status (Dokumentation, Zulassung etc.) oft ein Vielfaches des „handelsüblichen“ kostet. Ein wesentlicher Schritt für den Erfolg, ist dabei die klare Trennung in „sicherheitsrelevante“ und „sonstige“ Teile. Eine Vorfertigung und komplette Prüfung von Baugruppen kann dabei entscheidend sein. Wird beispielsweise das Notkühlsystem komplett passiv ausgelegt – also (fast) keine elektrische Energie benötigt – können die kompletten Schaltanlagen usw. in den Zustand „normales Kraftwerk“ entlassen werden.

Was ist die richtige Größe?

Die Bandbreite der elektrischen Leistung von SMR geht etwa von 40 bis 300 MWel. Die übliche Definition von „klein“ leitet sich von der Baugröße der Zentraleinheit ab. Sie sollte noch in einem Stück transportierbar sein. Dies ist eine sehr relative Definition, die sich beständig nach oben ausweitet. Es werden heute immer größere Einheiten (Ölindustrie, Schiffbau usw.) auch über Kontinente transportiert. Der Grundgedanke bei dieser Definition bleibt aber die Zusammenfassung eines „kompletten“ Reaktors in nur einem Teil und die Funktionsprüfung vor der Auslieferung, in einer Fabrik.

Sinnvoller erscheint die Definition nach Anwendung. Grundsätzlich sind Insellösungen und die Integration in vorhandene Netze unterscheidbar. Besonders abgelegene Regionen erfordern einen erheblichen Aufwand und laufende Kosten für die Energieversorgung. Auf diese Anwendung zielt beispielsweise das russische Konzept eines schwimmenden Kernkraftwerks. Die beiden je 40 MWel Reaktoren sollen nach Chuktoa in Ost-Sibirien geschleppt werden und dort Bergwerke versorgen. Sehr großes Interesse existiert auch im kanadischen Ölsandgebiet. Ein klassischer Anwender war früher auch das US-Militär. Es besitzt wieder ein verstärktes Interesse, abgelegene Militärstützpunkte durch SMR zu versorgen. Langfristig fallen in diese Kategorie auch Chemieparks und Raffinerien.

Kernkraftwerke unterliegen – wie alle anderen Kraftwerke auch – prinzipiell einer Kostendegression und Wirkungsgradverbesserung mit steigender Leistung. Es ist deshalb bei allen Kraftwerkstypen eine ständige Vergrößerung der Blockleistungen feststellbar. Heute wird die maximale Leistung hauptsächlich durch das Netz bestimmt. Man kann die Grundregel für Neuinvestitionen (stark vereinfacht) etwa so angeben:

  • Baue jeden Block so groß, wie es das Netz erlaubt. Das Netz muß Schnellabschaltungen oder Ausfälle vertragen können.
  • Baue von diesen Blöcken auf einem Gelände so viel, wie du kannst. Wieviel Ausfall kann das Netz bei einem Ausfall einer Übertragungsleitung verkraften? Wie kann die Brennstoffversorgung am Standort gewährleistet werden (Erdgaspipeline, Eisenbahnanschluss, eigener Hafen etc.)? Wie groß ist das Kühlwasserangebot und wie sind die Randbedingungen bezüglich des Umweltschutzes?

Aus den vorgenannten Überlegungen ergeben sich heute international Blockgrößen von 200 bis 800 MWel, bei zwei bis acht Blöcken an einem Standort.

Wie groß der potentielle Markt ist, sieht man allein an der Situation in den USA. Dort müssen wegen verschärfter Bestimmungen zur Luftverschmutzung (Mercury and Air Toxic Standards (MATS) und Cross-State Air Pollution Rule (CSDAPR)) bis 2016 rund 34 GWel Kohlekraftwerke vom Netz genommen werden. Neue Kohlekraftwerke dürfen praktisch nicht mehr gebaut werden. Die Umstellung auf Erdgas kann wegen der erforderlichen Gasmengen und des daraus resultierenden Nachfragedrucks nur eine Übergangslösung sein. Da die „alten Kohlekraftwerke“ relativ klein sind, würde ein Ersatz nur durch „große“ Kernkraftwerke einen erheblichen Umbau der Netzstruktur erforderlich machen. Eine schmerzliche Erfahrung, wie teuer Zentralisierung ist, macht gerade Deutschland mit seinem Programm „Nordseewind für Süddeutschland“. Insofern brauchen SMR auch nur mit „kleinen“ Kohlekraftwerken (100 bis 500 MWel) konkurrieren, die der gleichen Kostendegression unterliegen.

Das Sicherheitskonzept

Bei der Markteinführung von SMR gibt es kaum technische, aber dafür um so größere administrative Probleme. Aus diesem Grund rechtfertigt sich auch das staatliche Förderprogramm in den USA. Die Regierung schreibt zwingend eine Zulassung und Überwachung durch die NRC vor. Dieses Verfahren muß vollständig durch die Hersteller und Betreiber bezahlt werden. Die Kosten sind aber nicht nur (mit dem jedem Genehmigungsantrag innewohnenden) Risiko des Nichterfolges versehen, sie sind auch in der Höhe unkalkulierbar. Die Prüfung erfolgt in Stundenlohnarbeit, zu Stundensätzen von knapp 300 US-Dollar! In diesem System begründet sich ein wesentlicher Teil der Kostenexplosion bei Kernkraftwerken. Die NRC hat stets – nicht ganz uneigennützig – ein offenes Ohr für Kritik an der Sicherheit von Kernkraftwerken. Mögen die Einwände auch noch so absurd sein. Als „gute Behörde“ kann sie stets „Bürgernähe“ demonstrieren, da die Kosten durch andere getragen werden müssen, aber immer den eigenen Stellenkegel vergrößern. Dieses System gerät erst in letzter Zeit in das Licht der Öffentlichkeit, nachdem man erstaunt feststellt, um wieviel billiger und schneller beispielsweise in China gebaut werden kann. Nur mit geringeren Löhnen, läßt sich das jedenfalls nicht allein erklären.

Die „Massenproduktion“ von SMR erfordert völlig neue Sicherheitskonzepte. Auf die technischen Unterschiede wird in den weiteren Teilen noch ausführlich eingegangen werden. Die Frage ist eher, welches Niveau man als Bezugswert setzt. Einem überzeugten „Atomkraftgegner“ wird nie ein Kraftwerk sicher genug sein! Im Gegenteil ist die ständige Kostentreiberei ein zentrales „Kampfmittel“. Allerdings wird durch die Erfolge von China und Korea das Märchen von der „ach so teuren Atomkraft“ immer schwerer verkaufbar. Selbst in einem tiefgläubigen Land wie Deutschland, muß man daher immer mehr auf andere Strategien (z. B. angeblich ungelöste „Entsorgung“) ausweichen. Sollte man jedoch das heute erreichte Sicherheitsniveau als Grenzwert setzen, lassen sich bei den meisten SMR-Konzepten bedeutende Kostenvorteile erreichen. Es ist nicht auszuschließen, daß das – außerhalb Deutschlands – so gesehen wird. Andererseits kann man durch zusätzliche Sicherheitsmaßnahmen die Auswirkungen auf das Umfeld auch bei schwersten Störfällen so stark begrenzen, daß ein Einsatz innerhalb des Stadtgebiets z. B. zur Fernwärmeversorgung akzeptabel wird. Könnte sogar sein, daß SMR in Städten mit starker Luftverschmutzung hoch willkommen sind.

Es gibt aber durchaus einige offene Fragen. Je mehr Standorte es gibt, um so aufwendiger ist die Organisation eines lückenlosen Überwachung- und Bewachungssystems. Heute hat jedes US-Kernkraftwerk zwischen 400 und 700 Festangestellte. Allein die „eigene Privatarme“ umfaßt durchschnittlich 120 Mann. Für jeden Reaktor gibt es ständig zwei – vom Energieversorger zu bezahlende – NRC-Kontrolleure.

International sind Abkommen zu treffen, die sich über die gegenseitige Anerkennung von Zulassungen und Prüfungen verständigen. Es macht keinen Sinn, wenn jedes Land von neuem das gesamte Genehmigungsverfahren noch einmal wiederholt. Bisher gilt eine NRC-Zulassung international als „gold standard“. Es würde sich lohnen, wenn die Kerntechnik sich hierbei an der internationalen Luftfahrt orientiert. Ebenfalls ein Bereich mit sehr hohen Sicherheitsanforderungen.

Nach allgemeiner Auffassung sollten die Lieferketten in „nuclear“ und „non nuclear“ unterteilt betrachtet werden. Die Lieferketten für alle sicherheitstechnisch bedeutenden Teile (Brennelemente, Dampferzeuger, Kühlmittelpumpen usw.) müssen schon sehr früh in der Genehmigungsphase stehen, da ihre Entwürfe unmittelbar mit der Sicherheit verbunden sind. Die Zulieferer müssen sehr eng mit dem eigentlichen Kraftwerkshersteller verknüpft werden. Es ergibt sich ein ähnliches Geschäftsmodell, wie in der Automobilindustrie. Dort werden die Zulieferer mit ihrem speziellen Wissen und Erfahrungen möglichst früh und eng in den Entwicklungsprozess einbezogen. Diese Lieferketten sollten für die Bauartzulassung (vorübergehend) festgeschrieben werden. Es sollten Bauteile gebaut und eingehend geprüft werden. Während dieses Prozesses sind alle Produktionsschritte und Prüfverfahren genau zu dokumentieren, um den Herstellerkreis später ausweiten zu können. Alle sonstigen Bestandteile des Kraftwerks können im Industriestandard und nach lokalen Gegebenheiten unmittelbar nach der jeweiligen Auftragsvergabe vergeben werden.

Hinweis

Dieser erste Teil beschäftigt sich mehr mit den grundsätzlichen Eigenheiten sog. „Small Modular“ Reaktoren. Die Betonung liegt hier auf der energiewirtschaftlichen Betrachtung. Es folgt ein zweiter Teil, der sich näher mit der Technik von SMR in der Bauweise als Leichtwasserreaktor beschäftigt. Ein dritter Teil wird auf die ebenfalls im Bewerbungsverfahren befindlichen schnellen Reaktoren eingehen.

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.

Kleinreaktoren

Bei allen Kraftwerken ist eine ausgeprägte Kostendegression mit zunehmender Leistung vorhanden – egal ob der Brennstoff Kohle, Gas, Uran oder sonst irgendetwas ist. Selbst bei Windmühlen gibt es einen Trend zu immer größeren Anlagen. Stark vereinfachend kann man sagen, es ist immer billiger, eine große Turbine als viele kleine zu bauen. Auch im Betrieb ergeben sich klare Vorteile: Meist wird weniger Personal und Wartungsaufwand benötigt und die Physik sorgt für bessere Wirkungsgrade.

Bei heutigen kommerziellen Kernkraftwerken geht die Bandbreite von etwa 1.000 MW (Westinghouse AP-1000) bis über 1.600 MW (Areva EPR) elektrischer Leistung. In Planung sind bereits noch größere Reaktoren. Warum sollte dieser offensichtlich erfolgreiche Trend also unterbrochen oder gar umgekehrt werden?

Marktpotential

Die Gründe sind ganz ähnlich denen in der Luftfahrt: Wenn man immer größere Flugzeuge verkaufen will, muß man auch dauerhaft entsprechend viele Fluggäste haben. Nicht jede Linie ist geeignet und bei mangelnder Auslastung kehrt sich der vermeintliche Kostenvorteil schnell ins Gegenteil um.

Schwellenländer

In der Stromwirtschaft gilt immer noch die Regel, daß der größte Block im Betrieb nicht mehr als zehn Prozent der momentanen Gesamtleistung haben sollte. Dies beschränkt den potentiellen Markt auf große Industrieländer, da sonst schnell des nachts und an Feiertagen die Auslastung nicht mehr gewährleistet wäre. Gerade Schwellenländer sind aber an der Einführung oder dem Ausbau der Kernenergie sehr stark interessiert. Wer in diesen Markt will, muß deshalb auch kleine Reaktoren anbieten.

Portfoliomanagement

Für jedes Energieversorgungsunternehmen bedeutet das Portfolio-Management eine immer größere Herausforderung. Genau so wenig, wie ein verantwortungsbewusster Finanzanleger all sein Vermögen in eine Anlage investiert, kann ein Energieversorger auf nur eine Art der Stromerzeugung setzen. Lediglich staatliche Versorger glauben die nötige Risikoprämie ausblenden zu können, da sie meinen, jederzeit die Steuerzahler in Geiselhaft nehmen zu können. Wenn man nun auch noch berücksichtigt, daß in marktwirtschaftlichen Systemen stets mehr als ein Anbieter vorhanden ist, kann man aus o. g. Gründen nachvollziehen, wie beschränkt die optimale Blockgröße nur sein kann. Selbst wenn große Blöcke vertretbar sind, kann die verringerte Vorfinanzierung durch allmählichen Zubau höchst lukrativ sein. In diesem Sinne ist auch das „modular“ in der Abkürzung SMR (Small Modular Reactor) zu verstehen. Zumindest ein Anbieter geht davon aus, einen „Großreaktor“ durch den sukzessiven Zubau von bis zu acht SMR zu realisieren.

Ersatz alter Kohlekraftwerke

In nächster Zeit ergibt sich ein bedeutendes internationales Marktpotential durch die notwendige Ausserbetriebnahme alter Kohlekraftwerke. Historisch bedingt, bewegen sich diese in der Größenordnung einiger hundert MW pro Standort. Will oder kann man dort keine neuen Kohlekraftwerke mehr bauen, so könnte man doch preisgünstig die vorhandene Infrastruktur mit SMRs weiter nutzen. Wie teuer allein der Netzumbau ist, zeigt sich gerade in Deutschland mit seiner Energiewende. Zumindest in China und USA wird dieses Konzept mit Nachdruck verfolgt. Ziel ist es, die dadurch frei werdenden Kohlenmengen für z. B. die Produktion synthetischer Kraftstoffe nutzbar zu machen. Interessanterweise wird dieses Konzept, von zahlreichen „Umwelt- und Klimaschutzorganisationen“ in den USA massiv unterstützt. In China dürfte eher die Luftverschmutzung und die (gewünscht und geförderte) Motorisierung Pate sein.

Mehr Öl durch SMR

Damit sind wir bei der letzten – und vielleicht am schnellsten realisierten – Anwendung kleiner Reaktoren. Die Förderung von Öl und Gas findet in immer weiter abgelegenen Regionen und mit immer höherem Energieaufwand statt. Der hierbei verbrannte Eigenbedarf setzt die verkaufbare Fördermenge herab. Aus diesem Grunde sind die ersten zwei Kleinreaktoren in Rußland bereits im Bau. Aber auch die Mineralölkonzerne sehen die Kernenergie nicht länger als lästige Konkurrenz, sondern eher zur Abdeckung des Eigenbedarfs.

Kerntechnische Besonderheiten

Aber noch einmal zurück zum Ausgangspunkt. Wenn immer größere Kraftwerke, zu immer geringeren Produktionskosten führen, wie sollen dann SMR konkurrenzfähig sein? In der Presse liest man immer die einfache Antwort: Durch Massenproduktion. Wenn die „Massenproduktion“ so einfach physikalische Gesetze überwinden könnte, hätten wir dann nicht längst Kleinraffinerien, kleine Hüttenwerke usw. an jeder Ecke? Ganz offensichtlich war „small is beautiful“ nichts weiter als ein erfolgreicher Werbeslogan.

Baukosten und Baustellenkosten

Kernkraftwerken geht der Ruf hoher Investitionskosten voraus. Es lohnt sich deshalb, einmal die Ursachen etwas näher zu beleuchten. Von der Entscheidung ein neues Kernkraftwerk zu bauen, bis zur ersten Stromproduktion, vergehen heute in den etablierten Ländern 10 bis 15 Jahre. Das bedeutet nichts anderes, als daß z. B. die Planungskosten über den gesamten Zeitraum vorfinanziert und damit laufend verzinst werden müssen. Selbst bei einem Zinssatz von nur fünf Prozent, haben sie sich nach 15 Jahren bereits verdoppelt. Wer Kosten sparen will, muß also schnell bauen. Wie fatal sich die Bauzeit auf die Stromgestehungskosten auswirkt, kann man heute durch den Vergleich mit China sehen: Baugleiche (!) Reaktoren der Generation III+ (Areva EPR oder AP-1000) werden in China wesentlich schneller fertiggestellt. Menetekel für den Industriestandort Europa sind die Areva-Baustellen eines EPR in Olkiluoto, Finnland und Taishan, China.

Bei beiden Projekten werden die Kernkomponenten (noch) nicht in den Ländern gefertigt, sondern komplett importiert. Ursache für den gewaltigen Preisunterschied sind also die Baustellenkosten. Bei Kernkraftwerken heutiger Bauweise fallen etwa 70 % der Baukosten auf der Baustelle an. Arbeiten auf einer Baustelle sind grundsätzlich teurer als in einer Fabrik. Dies gilt ganz besonders in der Kerntechnik, mit ihrem besonderen Prüf- und Dokumentationsaufwand. Wer also Kosten sparen will, muß möglichst viel, möglichst komplett, vorfertigen und schon in der Fabrik testen.

Wie klein sind SMR?

Als SMRs werden heute Reaktoren mit einer elektrischen Leistung von etwa 45 bis 300 MW bezeichnet. „Klein“ ist also auf diesem Gebiet sehr relativ. Die Definition hat einen anderen Ursprung: Sie sollen geometrisch so klein sein, daß sie sich noch mit der Eisenbahn transportieren lassen. Es wäre damit möglich, sie komplett in einer Fabrik zu fertigen und zu testen und sie nahezu einsatzbereit zu der Baustelle zu transportieren. Hiermit wäre ein Quantensprung in der Bauzeit und damit in den Finanzierungskosten verbunden. Ein Energieversorgungsunternehmen könnte wie eine Fluggesellschaft agieren: Definierter Liefertermin zu garantierten Kosten in akzeptabler Zeit.

Zusätzliche Sicherheit

Wenn man Dampferzeuger, Druckhalter und Umwälzpumpen mit in das Druckgefäß packt, spart man eine Menge Rohrleitungen und Schwachstellen. Dies ist durchaus nichts neues, sondern bei Schiffen seit Jahrzehnten erprobt. Da man wegen der Transportierbarkeit zu einer eher länglichen Bauform kommt, bietet es sich an, das Teil komplett in die Erde zu versenken. Man hat damit gegenüber einer konventionellen Bauweise einen natürlichen Schutz gegen Einwirkungen von außen (Flugzeugabsturz, Terror etc.) Manche Konzepte gehen sogar davon aus, das Containment dauerhaft mit Wasser zu füllen. Man erhält so eine sehr gute Abschirmung gegen Strahlung, eine Filterwirkung bei Störfällen und eine „ewige Kühlung“ zur Abfuhr der Nachzerfallswärme. Alles in allem, kann man von einer um ein bis zwei Größenordnung verringerten Eintrittswahrscheinlichkeit eines schweren Reaktorunfalls ausgehen.

In diesem Zusammenhang ist auch mit geringeren Kosten für die nötigen Versicherungen (Haftpflicht, Betriebsausfall) und einem geringeren Wartungsaufwand zu rechnen. Inhärente Sicherheitssysteme brauchen keine Wiederholungsprüfung. Je mehr Komponenten im Sinne der Kerntechnik nicht mehr sicherheitsrelevant sind, um so mehr kann (wieder) auf konventionelle Produkte und Hersteller zurückgegriffen werden. Es gibt in einem Kernkraftwerk unzählige Bauteile, die mit frei erhältlichen Teilen vollkommen identisch sind, aber einen drei bis viermal so hohen Preis haben. Der berühmt gewordene Dübel ist wahrlich kein Einzelfall. Ursache sind die Kosten für die Zulassung und der sprichwörtliche Dokumentationsaufwand.

Wohin geht die Reise?

Prinzipiell läßt sich jeder Reaktortyp auch klein herstellen. Wegen der erzkonservativen Einstellung der Genehmigungsbehörden – man könnte auch sagen: Was der Bauer nicht kennt, frisst er nicht – wird man sich nur wenig von Bekanntem entfernen. Zumindest in den USA sind Leichtwasserreaktoren favorisiert. Damit kennt sich die Genehmigungsbehörde aus und man kann auf langjährige Erfahrungen aus dem Schiffbau zurückgreifen. Schließlich hat allein die US-Marine über hundert Reaktoren in Betrieb. Wer sich für die gerade staatlich geförderten Konzepte von Westinghouse und B&W interessiert, sollte nicht versäumen, sich einmal den Reaktor der deutschen Otto Hahn (Stapellauf 1964) anzuschauen. Der hieß damals Fortschrittlicher Druckwasserreaktor (FDR). Vielleicht war er ja wirklich nur einfach vierzig Jahre zu früh?

Die Russen ticken auch nicht so viel anders. Die erste barge mit zwei Druckwasserreaktoren ist bereits in Bau und soll in Sibirien zur Versorgung der Gasfelder dienen. Die Reaktoren sind eine leichte Abwandlung des Typs, wie er auch bei russischen Eisbrechern verwendet wird. Allerdings arbeiten sie auch noch an einem Schnellen Reaktor mit Blei-Wismuth-Kühlung. Eine Weiterentwicklung eines mit mäßigem Erfolg eingesetzten U-Boot-Reaktors. Allerdings bietet dieses Konstruktionsprinzip schon allein wegen der höheren Temperaturen interessante Vorteile.

Und damit wären wir wieder in China angelangt. Die Chinesen haben gerade den Grundstein für einen mit Helium gekühlten Thorium Hochtemperatur Reaktor gelegt. Jawohl, es ist die Weiterentwicklung des guten, alten THTR aus Deutschland. Er soll Raffinerien und Chemiebetriebe mit Strom und Wärme versorgen. Das Konzept „Kohle und Kernenergie“ war vielleicht doch nicht so abwegig – meinen jedenfalls die Chinesen. Aus dem gleichen Grund – Erzeugung von Hochtemperatur-Wärme – greifen sie auch das amerikanische Konzept der Salzbadreaktoren wieder auf. Ganz neben bei, kann es auch der „Atommüllentsorgung“ dienen, die in China nicht nur ein Problem der Kernkraftwerke, sondern auch der Kohlekraftwerke und der Produktion Seltener Erden ist, die ja so gut für Windmühlen sein sollen.

In diesem Sinne, könnte man fast meinen, daß das Kernenergiezeitalter erst beginnt. Egal ob sich Deutschland nun „energiewendet“ oder nicht.