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.

Reaktortypen in Europa – Teil1, Einleitung

In Europa werden bereits einige Kernkraftwerke neu errichtet bzw. stehen kurz vor einer Auftragsvergabe. Es scheint daher angebracht, sich ein bischen näher mit den unterschiedlichen Typen zu befassen und deren (technische) Unterschiede zu erläutern.

Warum überwiegend Leichtwasserreaktoren?

Es dreht sich um größere Kraftwerke. Oberhalb von etlichen hundert Megawatt ist für Wärmekraftwerke nur ein Dampfkreislauf möglich – egal, ob mit Kohle, Gas oder Kernspaltung als Wärmequelle. Dieselmotoren (bis max. 70 MW) oder Gasturbinen (bis max. 350 MW) sind für solche Blockgrößen ungeeignet. Selbst bei gasgekühlten oder mit Flüssigmetallen gekühlten Reaktoren, besteht der eigentliche Arbeitsprozess aus einem Wasserdampfkreisprozeß: Wasser wird unter hohem Druck verdampft und treibt anschließend eine Turbine mit Generator an. Wenn man also ohnehin Dampf braucht, warum nicht gleich damit im Reaktor anfangen?

Es muß allerdings eine Voraussetzung erfüllt sein: Man muß über Uran mit einem Anteil von etwa 2 bis 5% Uran-235 bzw. Plutonium (MOX) verfügen. Beides kommt in der Natur nicht vor. Will man Natururan verwenden, ist man auf schweres Wasser (Deuterium) oder Kohlenstoff (Reaktorgraphit) angewiesen, um überhaupt eine selbsterhaltende Kettenreaktion zu erhalten. Will man andererseits die schwereren Urankerne bzw. Minoren Aktinoide direkt spalten, darf man die bei der Spaltung freigesetzten Neutronen möglichst gar nicht abbremsen und muß deshalb zu Helium oder flüssigen Metallen als Kühlmittel übergehen. Noch ist dieser Schritt nicht nötig, da es genug billiges Natururan gibt und andererseits (noch nicht) die Notwendigkeit zur Beseitigung der langlebigen Bestandteile des sog. „Atommülls“ besteht. Das zweite ist ohnehin eine rein politische Frage. Die sog. Leichtwasserreaktoren werden deshalb auch in den kommenden Jahrhunderten der bestimmende Reaktortyp bleiben.

Die Temperaturfrage

Je höher die Betriebstemperaturen sind, um so höher die Kosten und Probleme. Dieser Grundsatz gilt ganz allgemein. Bis man auf Kernenergie in der chemischen Industrie z. B. zur „Wasserstoffgewinnung“ angewiesen sein wird, wird noch eine sehr lange Zeit vergehen. Solche Anwendungen lassen sich einfacher und kostengünstiger mit fossilen Brennstoffen realisieren. Abgesehen davon, daß die Vorräte an Kohle, Gas und Öl noch für Jahrhunderte reichen werden, kann man beträchtliche Mengen davon frei setzen, wenn man bei der Stromerzeugung auf Kernenergie übergeht. Diesen Weg hat China bereits angefangen.

Ein oft gehörtes Argument ist der angeblich geringe Wirkungsgrad von Leichtwasserreaktoren. Richtig ist, daß der thermodynamische Wirkungsgrad um so besser ist, je höher die Betriebstemperatur ist. Er liegt bei den heute modernsten Steinkohlekraftwerken bei etwa 46% und bei Braunkohlekraftwerken bei 43%. Demgegenüber erscheint der Wirkungsgrad eines modernen Druckwasserreaktors mit 37% als gering. Es gibt jedoch zwei wichtige Aspekte zu berücksichtigen:

  • Die hohen Wirkungsgrade der Kohlekraftwerke erfordern solche Drücke und Temperaturen, daß die (derzeitigen) technologischen Grenzen erreicht, wenn nicht sogar überschritten sind. Der noch vor wenigen Jahren propagierte Wirkungsgrad von 50% ist in weite Ferne gerückt. Die Werkstoff- und Fertigungsprobleme – und damit die Kosten – nehmen mit jedem weiteren Grad überproportional zu. Kombiprozesse (z. B. Gasturbine mit Abhitzekessel) erfordern hochwertige Brennstoffe, wie Erdgas oder Mineralöle. Will man solche erst aus Kohle gewinnen (Kohlevergasung), sackt der Gesamtwirkungsgrad wieder auf die alten Werte ab.
  • Der thermodynamische Wirkungsgrad ist ohnehin nur für Ingenieure interessant. Entscheidend sind im wirklichen Leben nur die Herstellungskosten des Produktes. Hier gilt es verschiedene Kraftwerke bezüglich ihrer Bau- und Betriebskosten zu vergleichen. Es lohnt sich nur eine Verringerung des Brennstoffverbrauches, wenn die dadurch eingesparten Kosten höher als die hierfür nötigen Investitionen sind. Bei den geringen Uranpreisen ein müßiges Unterfangen. Gleiches gilt für die ohnehin geringen Mengen an Spaltprodukten („Atommüll“) als Abfall, der langfristig (nicht Millionen Jahre!) gelagert werden muß.

Der Betriebsstoff Wasser

Wasser erfüllt in einem Kernkraftwerk drei Aufgaben gleichzeitig: Moderator, Kühlmittel und Arbeitsmedium. Es bremst die bei der Kernspaltung frei werdenden Neutronen auf die erforderliche Geschwindigkeit ab, führt in nahezu idealer Weise die entstehende Wärme ab und leistet als Dampf in der Turbine die Arbeit. Vergleicht man die Abmessungen gasgekühlter Reaktoren mit Leichtwasserreaktoren, erkennt man sofort die überragenden Eigenschaften von Wasser. Es ist kein Zufall, daß heute z. B. alle Reaktoren in Atom-U-Booten ausnahmslos Druckwasserreaktoren sind. Je kompakter ein Reaktor ist, um so kleiner ist das notwendige Bauvolumen. Je kleiner ein Gebäude sein muß, desto geringer können die Baukosten sein.

Der Reaktorkern

Der Kern (Core) ist der eigentliche nukleare Bereich in einem Kernkraftwerk, in dem die Kernspaltung statt findet. Er sollte möglichst kompakt sein. Er besteht aus hunderten von Brennelementen, die wiederum aus jeweils hunderten von Brennstäben zusammengesetzt sind. Ein Brennstab ist ein mit Uranoxid gefülltes, bis zu fünf Meter langes, dabei aber nur etwa einen Zentimeter dickes Rohr. Ein solcher Spagetti besitzt natürlich kaum mechanische Stabilität (z. B. bei einem Erdbeben) und wird deshalb durch diverse Stützelemente zu einem Brennelement zusammengebaut. Erst das Brennelement ist durch die genaue Dimensionierung und Anordnung von Brennstäben und wassergefüllten Zwischenräumen das eigentliche Bauelement zur Kernspaltung. Die einzuhaltenden Fertigungstoleranzen stehen bei einem solchen Brennelement einer mechanischen „Schweizer Uhr“ in nichts nach.

Der Brennstab ist das zentrale Sicherheitselement – gern auch als erste von drei Barrieren bezeichnet – eines Kernreaktors. Der Brennstoff (angereichertes Uran oder Mischoxid) liegt in einer keramischen Form als Uranoxid vor. Dies ist eine chemisch und mechanisch äußerst stabile Form. Der Brennstab soll alle „gefährlichen“ Stoffe von der ersten bis zur letzten Stunde seiner Existenz möglichst vollständig zurückhalten. Er ist chemisch so stabil, daß er in der Wiederaufarbeitungsanlage nur in heißer Salpetersäure aufzulösen ist. Grundsätzlich gilt: Je besser er die Spaltprodukte und den Brennstoff zurückhält, um so geringer ist bei einem Störfall die Freisetzung. Wohl gemerkt, Freisetzung innerhalb des Druckgefäßes, noch lange nicht in die Umwelt! Deshalb bezeichnet man den Brennstab auch als erste Barriere, die Schadstoffe auf ihrem langen Weg in die Umwelt überwinden müßten.

In dem Brennstab findet die eigentliche Kernspaltung statt. Fast die gesamte Energie wird genau an diesem Ort frei. Die bei der Spaltung frei werdenden Neutronen müssen nun (fast) alle aus dem Brennstab raus, rein in den genau definierten Wasserspalt zwischen den Brennstäben um dort abgebremst zu werden und wieder zurück in einen Brennstab, um dort die nächste Spaltung auszulösen. Es geht für die Neutronen (fast) immer mehrere Male durch die Brennstabhülle. Sie darf deshalb möglichst keine Neutronen wegfangen. Zirkalloy hat sich zu diesem Zweck als idealer Werkstoff für die Hüllrohre erwiesen. Diese Rohre haben jedoch bei einem schweren Störfall (TMI und Fukushima) eine fatale Eigenschaft: Sie bilden bei sehr hohen Temperaturen im Kontakt mit Wasserdampf Wasserstoffgas, der zu schweren Explosionen führen kann. Wohl jedem, sind die Explosionen der Kraftwerke in Fukushima noch in Erinnerung.

Bei einem Reaktorkern hat die Geometrie entscheidende Auswirkungen auf die Kernspaltung. Bei einer Spaltung im Zentrum des Kerns haben die frei werdenden Neutronen einen sehr langen Weg im Kern und damit eine hohe Wahrscheinlichkeit, eine weitere Spaltung auszulösen. Neutronen, die am Rand entstehen, haben demgegenüber eine hohe Wahrscheinlichkeit einfach aus dem Kern heraus zu fliegen, ohne überhaupt auf einen weiteren spaltbaren Kern zu treffen. Sie sind nicht nur für den Reaktor verloren, sondern können auch schädlich sein (z. B. Versprödung des Reaktordruckgefäßes oder zusätzlicher Strahlenschutz). Es gibt hierfür zahlreiche Strategien, dem entgegen zu wirken: Unterschiedliche Anreicherung, Umsetzung im Reaktor, abbrennbare Neutronengifte, Reflektoren etc. Verschiedene Hersteller bevorzugen unterschiedliche Strategien.

Brennstäbe

Die Brennstäbe müssen einige sich widersprechende Anforderungen erfüllen:

  • Je dünnwandiger die Hüllrohre sind, desto weniger Neutronen können dort eingefangen werden und je kleiner muß die treibende Temperaturdifferenz innen zu außen sein, damit die enormen Wärmemengen an das Kühlwasser übertragen werden können. Je dünner aber, je geringer die Festigkeit und die Dickenreserve gegen Korrosion.
  • Der Brennstoff selbst soll möglichst stabil sein. Uranoxid erfüllt diesen Anspruch, hat aber eine sehr schlechte Wärmeleitfähigkeit. Die Brennstäbe müssen deshalb sehr dünn sein, was nachteilig für ihre mechanische Stabilität ist. Es kann bei Leistungssprüngen sehr schnell zum Aufschmelzen im Innern des Brennstoffes kommen, obwohl es am Rand noch recht kalt ist. Dadurch kommt es zu entsprechenden Verformungen und Ausgasungen, die sicher beherrscht werden müssen.
  • Das umgebende Wasser ist nicht nur Moderator, sondern auch Kühlung für den Brennstab. Eine ausreichende Kühlung ist nur durch eine Verdampfung auf der Oberfläche möglich. Kernreaktoren sind die „Maschinen“ mit der höchsten Leistungsdichte pro Volumen überhaupt. Das macht sie so schön klein, verringert aber auch die Sicherheitsreserve bei einem Störfall. Fallen sie auch nur einen Augenblick trocken, reicht selbst bei einer Schnellabschaltung die Nachzerfallswärme aus, um sie zum Glühen oder gar Schmelzen zu bringen. In dieser Hitze führt die Reaktion der Brennstoffhülle mit dem vorhandenen Dampf zur sofortigen Zersetzung unter Wasserstoffbildung. Beides geschah in den Reaktoren von Harrisburg und Fukushima.
  • Der Zwischenraum mit seiner Wasserfüllung als Moderator erfüllt eine wichtige Selbstregelfunktion. Damit überhaupt ausreichend Kerne gespalten werden können, müssen die Neutronen im Mittel die „richtige“ Geschwindigkeit haben. Diese wird durch den Zusammenstoß mit einem Wasserstoffatom erreicht. Damit dies geschehen kann, müssen sie eine gewisse Anzahl von Wassermolekülen auf ihrem Weg passiert haben. Da die Spalte geometrisch festgeschrieben sind, hängt die Anzahl wesentlich von der Dichte ab. Mit anderen Worten: Vom Verhältnis zwischen Dampf und Wasser im Kanal. Macht die Leistung einen Sprung, verdampft mehr Wasser und die Dichte nimmt ab. Dadurch werden weniger Neutronen abgebremst und die Anzahl der Spaltungen – die der momentanen Leistung entspricht – nimmt wieder ab.
  • Der Brennstoff wird bei Leichtwasserreaktoren nur in der Form kompletter Brennelemente gewechselt. Da aber kontinuierlich Spaltstoff verbraucht wird, muß am Anfang eine sog. Überschußreaktivität vorhanden sein. Wenn am Ende des Ladezyklus noch so viel Spaltstoff vorhanden ist, daß eine selbsterhaltende Kettenreaktion möglich ist, muß am Anfang zu viel davon vorhanden gewesen sein. Dieses zu viel an Spaltstoff, muß über sog. Neutronengifte kompensiert werden. Das sind Stoffe, die besonders gierig Neutronen einfangen und sie somit einer weiteren Spaltung entziehen. Je nach Reaktortyp kann das durch Zusätze im Brennstoff oder Kühlwasser geschehen.
  • Die Leistungsregelung eines Reaktors geschieht hingegen über Regelstäbe, die in Leerrohre in den Brennelementen eingefahren werden können. Die Regelstäbe bestehen ebenfalls aus Materialien, die sehr stark Neutronen einfangen. Fährt man sie tiefer ein, fangen sie mehr Neutronen weg und die Anzahl der Spaltungen und damit die Leistung, wird geringer. Zieht man sie heraus, können mehr Neutronen ungestört passieren und die Leistung steigt. Bei einer Schnellabschaltung werden sie alle – möglichst schnell – voll eingefahren.

Die eigentliche Stromerzeugung

In einem Kernkraftwerk wird – wie in jedem anderen Kraftwerk auch – die elektrische Energie durch einen Generator erzeugt. Dieser Generator wird in einem Kernkraftwerk durch eine sogenannte Nassdampfturbine angetrieben. Das ist ein wesentlicher Unterschied zu einem fossil befeuerten Kraftwerk. Bei denen wird möglichst heißer Dampf (bis 580 °C) auf die Turbine geschickt. Dieser wird nach einer gewissen Arbeitsleistung sogar wieder entnommen und noch einmal im Kessel neu erhitzt (z. B. Zwischenüberhitzung bei 620 °C). Prinzipiell erhöhen diese Maßnahmen den Wirkungsgrad und machen vor allem die Turbine kleiner und preiswerter.

Das Hauptproblem einer Nassdampfmaschine sind die großen Dampfvolumina und der Wassergehalt des Dampfes. Turbinen von Leichtwasserreaktoren haben üblicherweise einen Hochdruck und drei doppelflutige Niederdruckstufen auf einer gemeinsamen Welle. Trotzdem sind die Endstufen damit über 2 m lang und drehen sich mit Überschallgeschwindigkeit. Dadurch wirken auf jedes Blatt Fliehkräfte von über 500 to. In den Kondensatoren herrscht Hochvakuum, wodurch der Dampf mit der zugehörigen Schallgeschwindigkeit strömt. Die sich bereits gebildeten Wassertröpfchen wirken wie ein Sandstrahlgebläse auf die Turbinenschaufeln. Grundsätzlich gilt, je „kälter“ man mit dem Dampf in die Turbinenstufe rein geht, desto höher wird der Wasseranteil bei vorgegebenem Enddruck.

Die Entwässerung ist bei einer Nassdampfmaschine sehr aufwendig und damit teuer. Man versucht möglichst viel Wasser aus den Leitstufen abzusaugen und verwendet auch noch zusätzliche Tröpfchenabscheider außerhalb der Turbine. Vor den Niederdruckstufen überhitzt man den Dampf noch durch Frischdampf. All diese Maßnahmen verursachen aber Druckverluste und kosten nutzbares Gefälle.

Instrumentierung

Es ist von entscheidender Bedeutung, daß das Bedienungspersonal in jedem Augenblick einen möglichst genauen und detaillierten Überblick über die Zustände im Kraftwerk hat. Nur bei genauer Kenntnis der tatsächlichen Lage, können die richtigen Schlüsse gezogen werden und wirksame Gegenmaßnahmen eingeleitet werden. Dies ist die leidige Erfahrung aus allen Störfällen. Der Meßtechnik kommt deshalb große Bedeutung zu. Sie muß in ausreichender Auflösung (Stückzahl) vorhanden sein und zuverlässige Informationen in allen Betriebszuständen liefern.

In diesem Sinne spielen die Begriffe „Redundanz“ und „Diversität“ eine zentrale Rolle:

  • Alle wichtigen Betriebsgrößen werden mehrfach gemessen. Dies gibt Sicherheit gegen Ausfälle. Zusätzlich kann man bei einer mehrfachen – üblicherweise 4-fachen – Messung, Vertrauen zu den Meßwerten herstellen. Bei sicherheitsrelevanten Meßwerten (z. B Druck und Temperatur im Reaktordruckgefäß), die über eine Schnellabschaltung entscheiden, gilt das 3 von 4 Prinzip: Jede Größe wird gleichzeitig 4-fach gemessen. Anschließend werden die Meßwerte verglichen und es werden nur die drei ähnlichsten als Grundlage weiterer Auswertungen verwendet. Man erkennt damit augenblicklich, welche Meßstelle gestört ist und an Hand der Abweichungen untereinander, wie glaubwürdig die Messung ist.
  • Jedes Meßverfahren liefert nur in bestimmten Bereichen Ergebnisse mit hinreichender Genauigkeit. Dies ist eine besondere Herausforderung in einer Umgebung, die sich ständig verändert. So sind z. B. bestimmte Meßverfahren für den Neutronenfluß stark temperaturabhängig. Es ist deshalb üblich, unterschiedliche physikalische Methoden gleichzeitig für dieselbe Messgröße anzuwenden. Damit sind einfache Plausibilitätskontrollen möglich. Dies ist besonders bei Störfällen wichtig, bei denen die üblichen Bereiche schnell verlassen werden.

Digitalisierung und Sicherheit

Es gibt bei einem Kernkraftwerk alle möglichen Grenzwerte, die nicht überschritten werden dürfen. Wird ein solcher Grenzwert erreicht, wird vollautomatisch eine Schnellabschaltung ausgelöst. Jede Schnellabschaltung ergibt nicht nur einen Umsatzausfall, sondern ist auch eine außergewöhnliche Belastung mit erhöhtem Verschleiß. Das Problem ist nur, daß die Vorgänge in einem solch komplexen System extrem nichtlinear sind. Gemeint ist damit, daß „ein bischen Drehen“ an einer Stellschraube, einen nicht erwarteten Ausschlag an anderer Stelle hervorrufen kann.

Die moderne Rechentechnik kann hier helfen. Wenn man entsprechend genaue mathematische Modelle des gesamten Kraftwerks besitzt und entsprechend leistungsfähige Rechner, kann man jede Veränderung in ihren Auswirkungen voraussagen und damit anpassen bzw. gegensteuern. Nun haben aber auch Computerprogramme Fehler und sind schwer durchschaubar. Es tobt deshalb immer noch ein Glaubenskrieg zwischen „analog“ und „digital“. Dies betrifft insbesondere die geforderte Unabhängigkeit zwischen der Regelung und dem Sicherheitssystem.

Seit Anbeginn der Reaktortechnik ist die Aufmerksamkeit und Übung des Betriebspersonals ein dauerhaftes Diskussionsthema. Insbesondere im Grundlastbetrieb ist die Leitwarte eines Kernkraftwerks der langweiligste Ort der Welt: Alle Zeiger stehen still. Passiert etwas, verwandelt sich dieser Ort augenblicklich in einen Hexenkessel. Die Frage ist, wie schnell können die Menschen geistig und emotional Folgen? Wie kann man sie trainieren und „aufmerksam halten“? Die allgemeine Antwort lautet heute: Ständiges Üben aller möglichen Betriebszustände und Störfälle im hauseigenen Simulator. Das Schichtpersonal eines Kernkraftwerks verbringt heute wesentlich mehr Stunden im Simulator, als jeder Verkehrspilot. Die zweite „Hilfestellung“ ist im Ernstfall erst einmal Zeit zu geben, in der sich das Personal sammeln kann und sich einen Überblick über die Lage verschafft. Dies sind die Erfahrungen aus den Unglücken in Harrisburg und Tschernobyl. Dort haben Fehlentscheidungen in den ersten Minuten die Lage erst verschlimmert. Eine ganz ähnliche Fragestellung, wie bei Flugzeugen: Wer hat das sagen, der Pilot oder die Automatik? Eine Frage, die nicht eindeutig beantwortet werden kann, sondern immer zu Kompromissen führen muß.

Ausblick

Wer bis hier durchgehalten hat, hat nicht vergebens gelesen. Ganz im Gegenteil. In den folgenden Beiträgen werden die Reaktoren jeweils einzeln vorgestellt. Um die Unterschiede klarer zu machen, wurden hier vorab einige grundlegende Eigenschaften behandelt. Zuerst werden die Druckwasserreaktoren EPR von Areva und AP-1000 von Westinghouse behandelt und dann die Siedewasserreaktoren ABWR und der ESBWR von GE-Hitachi. Das entspricht in etwa dem derzeitigen Ausbauprogramm in Großbritannien. Soweit Zeit und Lust des Verfassers reichen, werden noch die russischen (Türkei, Finnland, Ungarn) und die chinesisch/kanadischen Schwerwasserreaktoren (Rumänien) folgen.

Ein Strommarkt für die Energiewende

Das Diskussionspapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie – Grünbuch – ist gerade erschienen und kann kostenlos unter Grünbuch heruntergeladen werden. Warum das Ding nun ausgerechnet Grünbuch heißt, mag der Minister Gabriel wissen: Vielleicht soll es ja Assoziationen zum Grünen Buch eines bereits verjagten sozialistischen Potentaten aus Nordafrika wecken. Zumindest an Komik und Absurdität steht es ihm kaum nach. Es ist ebenfalls der Versuch, eine ideologische Kopfgeburt durch schwülstige Worte rechtfertigen zu wollen.

Das Ziel

In der Einleitung vom Grünbuch werden die Ziele definiert:

Bis 2020 sollen die Treibhausgasemissionen um 40 Prozent gegenüber 1990 und der Primärenergieverbrauch um 20 Prozent gegenüber 2008 sinken. Die erneuerbaren Energien sollen bis 2025 40 bis 45 Prozent und bis 2035 55 bis 60 Prozent zum Stromverbrauch beitragen.

Bis 2020 sind es noch sechs Jahre, das ist im überregulierten Deutschland ein Wimpernschlag für Investitionen. Vielleicht soll ja auch nur die Statistik helfen. Nur mal so als Denkanstoß: Die Energie aus Kernspaltung gilt als Primärenergie. Deshalb wird der in den Kernkraftwerken produzierte Strom für die Statistik mit dem Faktor 3 multipliziert. Elektrische Energie aus Wind und Sonne hergestellt, ist natürlich bereits Primärenergie, weil ja per Definition „gute Energie“. Wenn man jetzt die Kernkraftwerke durch Windmühlen etc. ersetzen könnte… Kann man natürlich nicht und es muß deshalb mehr Strom aus fossilen Kraftwerken her. Die Nummer mit den „Treibhausgasemissionen“ wird folglich voll nach hinten los gehen. Aber auch da könnte die Statistik helfen: Sie unterscheidet nämlich nicht zwischen dem exportierten Abfallstrom aus Wind und Sonne und dem importierten Strom aus französischen Kernkraftwerken, polnischen Steinkohlekraftwerken oder tschechischen Braunkohlekraftwerken. In der Politik braucht man Statistiken gar nicht zu fälschen, man muß sie nur „richtig“ interpretieren können.

Neue erneuerbare Energien-Anlagen müssen dabei dieselbe Verantwortung für das Gesamtsystem übernehmen wie konventionelle Kraftwerke.

Völlig falsch Herr Minister. Verantwortung können immer nur Menschen übernehmen. Wenn es auch bekanntermaßen Deutschen besonders schwer fällt, die bevorzugt „innerlich schon immer dagegen waren“ oder gleich besser „von allem nichts gewusst haben“ wollen. Wie wäre es also, wenn Sie einmal Verantwortung für die „Energiewende“ und ihre absehbaren Folgen übernehmen würden?

Funktionsweise des Strommarktes

In diesem ersten Kapitel wird die Funktion der Strombörse und ihre verschiedenen Handelsprodukte erklärt. Ganz verschämt steht auch hier ein Satz, über den in der Öffentlichkeit kaum diskutiert wird:

Überwiegend schließen Unternehmen aber weiterhin direkte Lieferverträge mit Stromerzeugern ab.

Der Handel mit diesen außerbörslichen Lieferverträgen wird „Over the Counter“ (OTC) genannt. Hier würden einmal konkrete Zahlen gut tun. Wohlgemerkt, über die physikalischen Mengen (nicht wie oft das „Stück Papier“ an der Börse umgeschlagen wird, sondern die physikalische Energie mit der der Kontrakt hinterlegt wird und die letztendlich hergestellt und verbraucht wird), die an der Börse gehandelt werden, im Vergleich zu der gesamten Produktion. Im weiteren Papier wird nämlich immer etwas von „Marktsignalen“ erzählt, die von der Börse ausgehen. Wenn von der Strombörse „Marktsignale“ ausgehen sollen, die über den weiteren Ausbau des Kraftwerksparks bestimmen sollen, müßte aber erstmal ein Zwang für Stromhandel ausschließlich über die Börse erfolgen. Die Signale, die eine Strombörse auf die tatsächlichen Handelspreise aussenden kann, sind prinzipiell gering, wenn nicht irreführend. Der Strommarkt verhält sich gänzlich anders, als die anderen Rohstoffmärkte (Öl, Getreide, Metalle etc.). Elektrische Energie ist weder lagerbar, noch frei transportierbar. Ein Arbitrage-Handel ist damit gar nicht möglich und die Teilmärkte Börse und OTC sind somit nur sehr locker verbunden.

Noch ein schönes Beispiel für die gestelzte Sprache eines Politbüros:

Setzen die Stromnachfrage oder Erzeuger, die ihre Fixkosten einpreisen, den Strommarktpreis, können auch sehr teure Grenzkraftwerke Deckungsbeiträge erzielen. Wenn die Grenzen der verfügbaren Erzeugungskapazitäten erreicht werden, kann der Ausgleich von Angebot und Nachfrage entweder durch Lastmanagement (d. h. Lastreduktion durch flexible Verbraucher) oder die letzte Erzeugungseinheit erfolgen. 

Alles klar? Wenn nicht, hier eine Übersetzung in Alltagssprache: Jedes Unternehmen muß seine vollständigen Kosten am Markt erzielen können, da es sonst pleite geht. Leider ist dies zur Zeit bei vielen Kraftwerken der Fall. Sind erst einmal genügend konventionelle Kraftwerke in die Pleite getrieben worden, kann bei Dunkel-Flaute die Stromversorgung nicht mehr aufrecht erhalten werden. Stromabschaltungen sind die Folge. Kurz vorher explodieren noch die Strompreise. Der Minister hat auch gleich noch einen Tip parat:

Wenn der Preis den Nutzen übersteigt, können Verbraucher ihren Strombezug freiwillig reduzieren. Bereits am Terminmarkt gekaufter Strom könnte in diesem Fall gewinnbringend weiterverkauft werden.

Auf Deutsch: Spekuliere an der Börse, mach deinen Laden dicht und geh hin und genieße die schöne, neue Welt.

Dieser Abschnitt endet mit einem wunderbaren Satz zur Erklärung der zukünftigen Situation an der Strombörse:

In Zeiten von Überkapazitäten ist diese implizite Vergütung von Leistung gering. Sie steigt, je knapper die Kapazitäten am Strommarkt sind.

Wenn erst mal die Mangelwirtschaft durch die Vernichtung konventioneller Kraftwerke vollendet ist, wird zwar weiterhin der Börsenpreis an vielen Tagen durch den Einspeisevorrang im Keller bleiben, aber bei Dunkel-Flaute würde man ein tolles Geschäft machen können, wenn man dann noch ein Kraftwerk hätte.

Herausforderungen

Geschichte kann so gnadenlos und witzig sein:

Der Strommarkt ist liberalisiert. Bis 1998 hatten Stromversorger feste Versorgungsgebiete.

Wer hat das heutige Chaos erfunden? Die SPD hat’s erfunden. Bis zu dem angegebenen Zeitpunkt war die deutsche Stromwirtschaft geradezu dezentral organisiert (Hamburger-, Berliner-, Bremer-EVU, Bayernwerke, Preussenelektra, RWE, Badische Elektrizitätswerke, usw., usw.). Dann kam ein gewisser Wirtschaftsminister Wilhelm Werner Müller (parteilos). Er war der überraschende Joker des Gazprom-Mitarbeiters – und in seinem damaligen Lebensabschnitt Bundeskanzlers – Gerhard Schröder (SPD). Dieser Müller gab die Parole aus, nur schlagkräftige Großkonzerne seien im zukünftigen Europa überlebensfähig. Sein persönliches Streben galt besonders dem Verhökern der gesamten ostdeutschen Stromversorgung, plus Hamburg und Berlin als Dreingabe, an den schwedischen Staatskonzern Vattenfall. Vattenfall war damals – und inzwischen wieder – von den schwedischen Sozialdemokraten beherrscht. Auch hier fällt der SPD ihre eigene Entscheidung wieder auf die Füße. Damals wohl gelitten, als Gegengewicht zu dem „badischen Atomkonzern“, der noch eine wesentliche Beteiligung durch die EDF hatte, während die schwedische Schwesterpartei den „Atomausstieg“ verkündet hatte. Inzwischen hat Schweden längst den Ausstieg vom Ausstieg vollzogen und man erwärmt sich nun im Volksheim für die „Klimakatastrophe“. Nicht weiter schwierig, wenn man seinen Strom nahezu hälftig aus Wasserkraft und Kernenergie herstellt. Schlecht nur für unseren tapferen Sozialdemokraten, in seiner Funktion als „Wendeminister“: Arbeitsplätze gegen fixe Ideen, wie wird er sich wohl entscheiden?

Um diesen Umbau der Energieversorgung möglichst geräuschlos und ohne lästige Öffentlichkeit durchführen zu können, wurde damals dem grünen Koalitionspartner der Bonbon „Atomausstieg“ zugestanden. Damit unsere Schlafmützen der deutschen Industrie nicht aufwachen, wurde die Einführung der Planwirtschaft mit dem Neusprech-Wort „Strommarktliberalisierung“ getarnt. Tatsächlich gingen die Strompreise in den Anfangsjahren auch etwas zurück und das EEG kostete damals wenig mehr als eine Trittinsche Eiskugel. Michel konnte also beruhigt weiterschlafen. Es waren ja die, die für mehr Gerechtigkeit und die, die die Umwelt schützen an der Regierung. Was sollte an deren Plänen schlechtes sein? Die Sonne strahlte zwar, aber schickte immerhin keine Rechnung.

Manche Sätze sind von beängstigender Klarheit:

Derzeit werden zahlreiche Kraftwerke von ihren Betreibern stillgelegt. Dieser erforderliche Marktbereinigungsprozess wird in den kommenden Jahren anhalten.

Man drückt große Mengen Abfallstrom, den keiner braucht, solange in den Markt, bis die Konkurrenz pleite macht. Im Neusprech heißt das „Marktbereinigung“, in der Volkswirtschaftslehre schlicht Dumping (Verkauf von Waren unterhalb der Herstellungskosten). Erst vernichtet man die Arbeitsplätze in den Kraftwerken, anschließend durch überhöhte Strompreise die in der Industrie. Der Morgenthau-Plan war dagegen wirkungslos.

Ganz langsam dämmert dem Wirtschaftsminister, welche Probleme noch in seiner Amtszeit auf ihn zu kommen:

2011 wurden acht Kernkraftwerke mit einer Erzeugungskapazität von insgesamt rund acht Gigawatt endgültig stillgelegt. … Bis 2022 werden hierdurch weitere Erzeugungskapazitäten in Höhe von rund 12 Gigawatt stillgelegt.

Die damals stillgelegten Kernkraftwerke, waren die „alten und kleinen“. Deshalb wurde im Jahr 2013 in den verbliebenen Kernkraftwerken mit 97,3 TWh immer noch mehr Strom, als mit Wind (53,4 TWh) und Sonne (30,0 TWh) zusammen erzeugt. Er müßte in den nächsten acht Jahren deshalb den Ausbau mehr als verdoppeln, um die Kraftwerke wenigstens energetisch zu ersetzen. Deshalb schreibt er auch gleich im folgenden Absatz:

Hierbei nehmen Windenergie und Photovoltaik die tragende Rolle ein. Wind und Sonne sind die Energiequellen mit den größten Potentialen und den geringsten Kosten.

Na denn, die Partei kann sich nicht irren. Es war ja schließlich ein Sozialdemokrat, der mit dem Slogan „Die Sonne schickt keine Rechnung“ ein bescheidenes Vermögen gemacht hat.

Hier ist es wieder, das übliche ideologische Geschwafel:

Der Gesamtbedarf an fossilen Kraftwerken und insbesondere der Bedarf an Grund- und Mittellastkraftwerken sinkt, während der Bedarf an flexiblen Spitzenlasttechnologien und Lastmanagement steigt.

Speicher gibt es nicht, aus der Kernenergie soll ausgestiegen werden, warum sollte also der Bedarf an fossilen Kraftwerken sinken? Grundlast ist der niedrigste, das ganze Jahr über ständig auftretende Bedarf – also auch nachts. Gabriel glaubt ja viel zu können, aber die Sonne nachts scheinen zu lassen, dürfte ihm nicht gelingen. Mittellast ist der während der Werktage auf die Grundlast aufsattelnde gleichmäßige Energiebedarf. Geht er vielleicht bereits von einer vollständigen Abschaffung der Arbeitswelt aus? Die Spitzenlast ergibt sich zusätzlich an wenigen Stunden pro Tag (z.B. Strombedarf der Bahnen im Berufsverkehr). Vom Bedarf aus betrachtet, ergibt sich also überhaupt keine Veränderung, egal auf welche Art der Strom erzeugt wird. Lediglich durch die Störungen auf der Angebotsseite aus Windmühlen und Photovoltaik ergibt sich ein zusätzlicher und ohne „Erneuerbare“ gar nicht vorhandener Regelungsbedarf.

Man spürt förmlich die Unsicherheit und es wird im nächsten Abschnitt ordentlich weiter geschwurbelt:

Wir bewegen uns von einem Stromsystem, in dem regelbare Kraftwerke der Stromnachfrage folgen, zu einem insgesamt effizienten Stromsystem, in dem flexible Erzeuger, flexible Verbraucher und Speicher zunehmend auf das fluktuierende Dargebot aus Wind und Sonne reagieren.

Da ist sie wieder, die für alle Religionen typische Verheißung des Paradieses in der Zukunft.

Ein wichtiger Grundsatz der Werbung und Propaganda ist die Verbreitung von Halbwahrheiten:

Die derzeit zu beobachtenden niedrigen Großhandelspreise unterstreichen die Tatsache, dass es gegenwärtig erhebliche Überkapazitäten gibt. Die teilweise angekündigten oder bereits realisierten Stilllegungen von Kraftwerken sind ein Zeichen dafür, dass der Strommarkt die richtigen Signale aussendet.

Der Zusammenbruch der Handelspreise an der Börse beruht ausschließlich auf dem Einspeisevorrang der „Erneuerbaren“. Wenn das Angebot von Wind- und Sonnenenergie wegen der Wetterverhältnisse hoch ist und die Nachfrage gering (typisch an Feiertagen), fallen die Handelspreise. In manchen Stunden muß sogar ein negativer Energiepreis (Entsorgungsgebühr) bezahlt werden. Das Marktsignal wäre eindeutig: Sofortige Abschaltung der „Erneuerbaren“. Die Gesetze der Planwirtschaft (Einspeisevorrang und EEG-Vergütung) verbieten dies aber ausdrücklich. Es bleibt nur noch der Ausweg konventionelle Kraftwerke abzuschalten. Teilweise nagelneue, mit den weltweit höchsten Umweltstandards. Gut gemeint, ist halt noch lange nicht gut gemacht.

Alle Theoretiker versuchen immer, ihre Gedanken mit Fällen aus der Praxis zu hinterlegen. Dies gibt ihnen das Gefühl, nicht in einem Elfenbeinturm zu leben. So werden auch im Grünbuch (Seite 14) unter der Überschrift

Kapazitäten sind eine notwendige, aber keine hinreichende Bedingung für Versorgungssicherheit.,

zwei Beispiele geliefert: Einmal der Februar 2012 in Deutschland – und man ist ja weltmännisch – der 7. Januar 2014 in USA. Sätze wie

… eine große Zahl von Bilanzkreisverantwortlichen hatte zu wenig Strom am Markt beschafft, um den tatsächlichen Verbrauch in ihren Bilanzkreisen zu decken.

lassen – zumindest bei Genossen – sofort das Bild vom profitgierigen Spekulanten an der Börse erscheinen, der versucht die „Energiewende“ zu sabotieren. Die Wahrheit ist viel simpler. Es gibt keine 100% zutreffende Wettervorhersage. Insofern kann man nie die Produktion an „Erneuerbaren“ verlässlich voraussagen. Elektrische Energie ist nicht speicherbar (anders als Öl, Kohle etc.) und deshalb kann eine Strombörse auch keine Signale (Arbitrage) für den Netzbetrieb liefern. Die Regelenergie kommt aber aus einem ganz anderen Topf (Netzentgelte). Insofern handelt jeder Börsenhändler rational und richtig, wenn er stets zu knapp einkauft.

Noch toller ist das Beispiel aus den USA:

Der Grund dafür war, dass diese Anlagen keinen ausreichenden Anreiz hatten, auch einsatzbereit zu sein und tatsächlich eingesetzt zu werden.

So ist das nun mal, wie das Windrad Wind braucht, brauchen die „flexiblen und klimafreundlichen“ Gaskraftwerke ausreichend Erdgas zum Betrieb. Man hat an der gesamten Ostküste verstärkt auf Gaskraftwerke gesetzt. Weniger aus Klimaschutz, viel mehr aus Kostengründen. Im Gebiet des Marcellus Shale (fracking!) ist das Gas noch billiger als US-Kohle. Leider wird auch dort Erdgas in den Metropolen zum Heizen und in der Industrie verwendet. Durch den Kälteeinbruch hatten sich die Erdgaspreise nahezu verzehnfacht. Kraftwerke und Gebäudeheizungen haben das Rohrleitungssystem förmlich leer gesaugt. Im Einvernehmen mit den Kraftwerksbetreibern hat man die Gaskraftwerke vom Netz genommen, um die Preisexplosion zu stoppen. Seit dem, tobt eine höchst interessante Diskussion, wer zusätzliche Leitungskapazität – die nur wenige Stunden im Jahr gebraucht wird – finanzieren soll. Ein Schelm, wer Parallelen zu Stromautobahnen für Windstrom von Nord nach Süd sieht!

In den folgenden Absätzen wird versucht, über die eigentlich erkannten Probleme hinweg zu schwafeln:

Alternativ können flexible Verbraucher ihre Stromnachfrage reduzieren und z.B. bereits eingekauften Strom am Markt gewinnbringend verkaufen.

Welche flexiblen Verbraucher? Bisher hat man ein Fußballländerspiel geguckt, wenn es übertragen wurde und Autos produziert, wenn sie bestellt waren. Nur Banken und Spekulanten – sonst die ärgsten Feinde aufrechter Sozialdemokraten – können Strom gewinnbringend handeln. Und im besten Politikerjargon geht es nahtlos weiter:

Auf diese Weise kann der zu niedrigen Grenzkosten angebotene Strom aus Wind- und Sonnenenergie effizient und sicher in das System integriert werden.

Der dümmliche Werbeslogan „Die Sonne schickt keine Rechnung“ wird auf Ministerebene „zu niedrigen Grenzkosten angebotener Strom aus Wind- und Sonnenenergie“ umgeschrieben und wenn man Abfallstrom gegen Erstattung der Entsorgungskosten ins Ausland verhökert wird er „effizient und sicher in das System integriert“. Mein absoluter Lieblingssatz folgt erst kurz danach:

Mein absoluter Lieblingssatz folgt erst kurz danach:

Der Strommarkt ist damit weit entfernt von einem „Überschuss“ erneuerbarer Energien. 2035 könnte die minimale Residuallast minus 25 Gigawatt betragen.

Auf Deutsch: 2035 könnten wir mehr als 25 GW (das ist mehr als das Doppelte, was zur Zeit noch an Kernkraftwerken am Netz ist) Leistung aus Wind und Sonne erzeugen, als wir überhaupt an Strom verbrauchen. Jedem im Politbüro der „Hauptstadt der DDR“ wären vor Rührung die Tränen gekommen bei einer solchen Übererfüllung des Plansoll. Wie hoch dann wohl die Entsorgungsgebühren sein werden?

Flexibilität als eine Antwort

Neben der zeitweisen Stromabschaltung, werden hier echte technologische Knaller zur Lösung der Überproduktion empfohlen:

Bei geringer Residuallast kann mit Strom auch direkt Wärme erzeugt und damit Heizöl bzw. Gas eingespart werden.

Wenn die Wetterlage mehr Strom produziert als überhaupt gebraucht wird, soll man mit Strom heizen. Zum zehnfachen Preis von Heizöl. Der Tauchsieder als Retter der Schlangenölverkäufer (wird bereits in Bremen erprobt).

Manche Aussagen sind schlicht dummdreist:

Darüber hinaus können bei gekoppelten Märkten auch die unterschiedlich verfügbaren Technologien effizienter genutzt werden (z. B. Wind und Sonne in Deutschland, Wasserkraftspeicher in den Alpen und in Skandinavien).

Vielleicht fragt mal einer im Ministerium bei den Betreibern der alpinen Wasserkraftwerke an. Die gehen sogar von Schließung der bestehenden Anlagen aus, wenn das Dumping mit deutschem Abfallstrom noch länger anhalten sollte. Manchmal weiß man auch nicht, ob man lachen oder weinen soll:

Die Kosten für die Erschließung der notwendigen technischen Potenziale sind umso geringer, je breiter und direkter die Preissignale wirken.

Nur sind die Preissignale durch den Einspeisevorrang und die EEG-Vergütung völlig auf den Kopf gestellt. Oder noch gestelzter:

Bei statischer Betrachtung erhöht sich die EEG-Umlage bei einer Abregelung bei moderat negativen Preisen in einem stärkeren Maße, als bei Abregelung bei einem Preis von Null. Bei dynamischer Betrachtung hingegen erweist sich die Abregelung bei moderaten negativen Preisen als kosteneffizient.

Entsorgungsgebühren fallen immer dann an, wenn es keine wirtschaftliche Verwendung für den Abfall gibt. Einzig sinnvolle Konsequenz ist daher die Müllvermeidung – sprich die Abschaltung der Anlagen bei Überproduktion.

So langsam ahnen die Schlangenölverkäufer, daß die Geschäfte zukünftig nicht mehr so profitabel weiter laufen können:

Insbesondere Biomasseanlagen erbringen zunehmend Regelleistung. Zukünftig sollte die Teilnahme am Markt für (negative) Regelleistung auch für Wind- und Photovoltaikanlagen möglich sein.

Man will sich das Abschalten als „negative Regelleistung“ vergüten lassen – hofft jedenfalls der Ingenieur. Vielleicht will man die Windräder auch als Ventilatoren laufen lassen. Innerhalb eines Windparks dürften sich dann tolle Koppelgeschäfte verwirklichen lassen. Aber, damit ist der Kreativität im Wirtschaftsministerium noch kein Ende gesetzt:

Biomasseanlagen haben mit der Flexibilitätsprämie einen Anreiz, ihre Anlagen flexibel auszulegen und zukünftig vor allem bei hohen Strompreisen einzuspeisen. Auch Wind- und Photovoltaik-Anlagen können z. B. durch Schwachwindturbinen oder Ost-West-Ausrichtung eine gleichmäßigere Einspeisung erzielen und in Zeiten hoher Strompreise die hohe Nachfrage besser decken.

Die Konstrukteure von Biogasanlagen haben selbstverständlich auf eine gleichmäßige Auslastung der Anlagen gesetzt, um die Kapitalkosten gering zu halten. Wer soll die zusätzlichen Speicher, Motoren, Verstärkung der Netzanschlüsse etc. bezahlen, wenn plötzlich „geregelt“ eingespeist werden soll? Der „Biostrom“ würde damit noch teurer. Die „Schwachwindturbinen“ und die Ost-West-Ausrichtung kommentieren sich von selbst.

Marktpreissignale für Erzeuger und Verbraucher stärken

Dem Minister scheint der Einsatz von Windrädern als Ventilatoren so wichtig, daß er noch einmal im nächsten Kapitel ausdrücklich gefordert wird:

Die Präqualifikationsbedingungen sollten so angepasst werden, dass insbesondere Windenergieanlagen in Zukunft negative Regelleistung bereitstellen können.

Der nächste Verbesserungsvorschlag erscheint eher etwas nebulös:

Auch könnte in Zukunft die ausgeschriebene Menge für Regelleistung an die jeweilige Einspeisung von Wind- und Sonnenenergie angepasst werden.

Soll es vielleicht demnächst ein Forschungsprojekt zum aufblasbaren Kraftwerk geben?

Schön ist, wenn Politiker auch mal erkennen, daß das Fehlverhalten einiger Geschäftemacher die Folge ihrer blödsinnigen Gesetze ist:

Schätzungen gehen davon aus, dass nur 30 – 50 Prozent der Bilanzkreisverantwortlichen ihren Bilanzkreis aktiv am Intradaymarkt bewirtschaften.

Kein Mensch kann das Wetter des nächsten Tages mit hundertprozentiger Sicherheit voraussagen. Im wirklichen Leben ist ein Händler, der etwas verkauft, was er gar nicht besitzt, ein Betrüger. Deshalb hat jeder Händler ein Lager. Anders im Stromgeschäft. Dort gibt es einen Wohltäter, den Übertragungsnetzbetreiber, der jede fehlende Lieferung augenblicklich ersetzt. Da Wohltäter nur im Märchen vorkommen, holt der sich seine (erhöhten) Kosten über die Netzentgelte von uns zurück. Ein klassisches Geschäft zu Lasten Dritter – aber von der Politik ausdrücklich so gewollt.

Stromnetze ausbauen und optimieren

Eine alte Propagandaweisheit besagt, daß es egal ist, ob etwas falsch oder wahr ist, man muß es nur oft genug wiederholen. So steht auch hier wieder:

Überregionaler Stromaustausch gleicht die Schwankungen von Wind, Sonne und Nachfrage aus.

Wer immer noch dieses Märchen glaubt, sollte sich schnellstens mal mit den meteorologischen Datensammlungen bzw. den Einspeiseverläufen der Übertragungsnetzbetreiber beschäftigen.

Mit den ewig selben fadenscheinigen Argumenten werden auch die Nord-Süd „Stromautobahnen“ begründet:

Dies erhöht in zahlreichen Stunden den Transportbedarf von Norden nach Süden.

Keine einzige Windmühle wird je ein konventionelles Kraftwerk ersetzen können. Weht kein Wind, wird auch keine elektrische Energie erzeugt, weht zufällig mal kräftiger Wind, heißt das noch lange nicht, daß diese auch gebraucht wird. Die Nord-Süd-Leitungen dienen nur dem Zweck, die Überproduktion aus Norddeutschland nach Süddeutschland zu entsorgen – hofft man. Dies wird eher an wenigen Stunden, als an zahlreichen geschehen. Eine weitere Fehlinvestition der „Energiewende“, für die wir Bürger zahlen müssen.

Ebenso irrsinnig und rein ideologisch begründet ist die Annahme:

Der Stromhandel unterstellt ein Netz ohne Engpässe.

Die Vernachlässigung der Transportkosten ist ja gerade ein zentraler Geburtsfehler von Strombörse und EEG. Gibt es auch eine staatliche Tankerflotte, die kostenlos billiges Erdgas nach Europa transportiert? Wer von der Preisdifferenz zwischen USA und Europa profitieren möchte, muß sich völlig selbstverständlich Tanker auf eigene Kosten chartern. Woher leitet ein Windmüller daher ab, daß sein billiger Strom aus der Nordsee (Standortvorteil) kostenlos nach Süddeutschland transportiert wird? Wer Produktionsanlagen weit entfernt von Verbrauchern baut, muß auch selbst für den Transport aufkommen.

Ein weiterer Vorschlag aus der Küche des Wirtschaftsministeriums, der die Situation nur verschlimmert:

Um Redispatchpotentiale außerhalb der Netzreserve zu erschließen, könnten beispielsweise bestehende Netzersatzanlagen mit Steuerungstechnik ausgestattet werden.

Wer bezahlt die Umrüstung und den zusätzlichen Verschleiß? Soll noch ein Stück Umweltschutz auf dem Altar des EEG geopfert werden? Netzersatzanlagen haben wesentlich geringere Umweltstandards als konventionelle Kraftwerke – was auch kein Problem ist, da sie nur im Notfall eingesetzt werden sollten. Was hat Vorrang, die Versorgungssicherheit des städtischen Krankenhauses oder die Wolke über der Photovoltaikanlage im Villenviertel?

Schön ist auch, daß das Wirtschaftsministerium zum Ideenwettbewerb aufruft:

Es ist zu klären, inwieweit die bisher aus den rotierenden Massen der Generatoren erbrachte Momentanreserve durch Energiespeicher oder Photovoltaik-Anlagen mit Umrichtern ersetzt werden kann.

Gar nicht. Es sei denn, mit Umrichter sind Motor-Generator-Sätze gemeint. Aber, spätestens wenn alle Kernkraftwerke abgeschaltet sind, bekommen unsere „Energieexperten“ noch eine Nachhilfestunde in Elektrotechnik erteilt.

Einheitliche Preiszone erhalten

Man kann es kaum unverblümter ausdrücken, daß es sich beim Stromhandel nicht um Marktwirtschaft, sondern Planwirtschaft handelt:

Dieses einheitliche Marktgebiet – auch „einheitliche Preiszone“ oder „einheitliche Gebotszone“ genannt –, ist die Grundlage dafür, dass sich deutschlandweit und in Österreich die gleichen Großhandelspreise für Strom bilden.

Transportkosten werden bewußt ausgeklammert. Wenn sonst irgendjemand weit entfernt von einer Autobahn eine Fabrik baut, muß er selbst für den Transport sorgen. Der niedrige Grundstückspreis und ein geringes Lohnniveau als Marktsignal, lassen sich unmittelbar gegen die erhöhten Transportkosten aufrechnen. Anders im Stromhandel. Hier gibt es keine Transportkosten. Die Verbraucher müssen dem cleveren Investor einen Autobahnanschluß bis vor dessen Türe bauen. Im Volksmund würde man so etwas als schmarotzen bezeichnen.

Wenige Absätze später, wird diese zentrale planwirtschaftliche Säule des EEG-Systems deshalb noch einmal ohne wenn und aber bekräftigt:

Die Möglichkeit, den Strom versorgungssicher und effizient im Netz zu transportieren, ist die Voraussetzung für den Erhalt der einheitlichen Preiszone.

Wohlgemerkt, wir reden hier von zwei- bis dreistelligen Milliardenbeträgen, die in die Übertragungs- und Verteilnetze investiert werden müssen, damit die Windmüller und Sonnenstromer ihr Produkt überhaupt zum Verbraucher transportieren können. Eine der gigantischsten Umverteilungen von unten (alle Stromverbraucher) nach oben (wenige Produzenten), die je in dieser Republik statt gefunden haben.

Die europäische Kooperation intensivieren

Ein echter politischer Hammer ist die folgende Aussage:

Wenn Strom in das Ausland exportiert wird, profitieren die ausländischen Stromverbraucher vom günstigen Strom in Deutschland, während deutsche Stromerzeuger zusätzliche Erlöse erzielen und dort teilweise die Konkurrenz verdrängen.

Ist das wirklich das politische Ziel dieser Regierung? Deutsche Kleinrentner etc. machen sich für ausländische Stromkunden krumm, damit deutsche Stromerzeuger – gemeint sind ja wohl eher Windmüller und Sonnenfarmer – reicher werden? Wie lange glaubt man hier, daß sich unsere Nachbarn diesen Angriff auf ihre Arbeitsplätze gefallen lassen?

Geradezu schizophren sind die folgenden Sätze:

Dies gilt auch, weil die Bedeutung dargebotsabhängiger erneuerbarer Energien und damit stochastisch verfügbarer Erzeugung wächst. Durch die großräumigen Ausgleichseffekte bei den Höchstlasten und dem Beitrag der erneuerbaren Energien zur gesicherten Leistung besteht im europäischen Binnenmarkt grundsätzlich ein geringerer Bedarf an Erzeugungskapazität, Lastmanagement und Speichern.

Also die stochastische (zufällige) Erzeugung durch „Erneuerbare“wächst und dadurch nimmt die gesicherte Leistung zu. Das hat etwas von der unbefleckten Empfängnis der Jungfrau Maria. Nur kommt man mit einem Glaubensbekenntnis bei der Stromerzeugung nicht weiter. Technik ist eben keine Religion!

Unabhängig davon, für welches Strommarktdesign sich Deutschland, seine Nachbarländer oder andere EU-Mitgliedstaaten entscheiden, sollten beispielsweise gemeinsame Regeln geschaffen werden für Situationen, in denen in mehreren gekoppelten Strommärkten gleichzeitig relativ hohe Strompreise im Großhandel beobachtet werden.

Autsch! Kriegt da jemand Angst, daß unsere Nachbarn doch nicht bei Dunkel-Flaute bedingungslos einspringen? Bekommt jemand Bedenken, daß unsere Nachbarn das Gefasel von „Marktsignalen“ wörtlich nehmen und den Preis verlangen, der bezahlt werden muß? Bisher war so etwas ausgeschlossen. Jeder mußte ausreichende Reserven vorhalten. Nur in echten Notfällen – Flaute und Dunkelheit zählen nicht dazu – sind dann die Nachbarn vorübergehend für einander eingesprungen. Aber das ist der Unterschied zwischen Nachbarschaftshilfe und Schmarotzertum.

SMR Teil 3 – Innovative Reaktoren

Es gibt inzwischen unzählige Reaktorentwürfe. Es gehört praktisch zum guten Ton einer jeden Forschungsstätte sich mit einer neuen Studie zu schmücken. Je nach Mitteln und Background, reichen (meist) auch Variationen bekannter Prinzipien aus.

Es ist daher sinnvoll, auch bei der Betrachtung „kleiner“ Reaktoren (SMR) den potentiellen Markt nicht außer acht zu lassen. Die Domäne der Kernenergie ist und bleibt die Erzeugung elektrischer Energie. Dies liegt einerseits an der universellen Verwendbarkeit von „Strom“ und andererseits an Gewicht und Volumen eines Kernreaktors. Die Untergrenze für den technisch/wirtschaftlichen Einsatz ist ein Schiff.

Zwar ist die Wärmeerzeugung immer noch mit großem Abstand die überragende Energieanwendung, aber nur ein geringer Bedarf entfällt davon auf Hochtemperatur-Wärme (chemische Prozesse). Die „Endlichkeit“ von Kohle, Öl, Erdgas und Uran hat sich längst als Wunschtraum unbelehrbarer Anhänger der Planwirtschaft erwiesen. Längst ist man daher in diesen Kreisen auf eine indirekte Verknappung (Klimaschutz – wir dürfen gar nicht so viel fossile Brennstoffe nutzen, wie wir zur Verfügung haben) umgestiegen. Es lohnt sich nicht, sich damit weiter auseinander zu setzen. Für diese Betrachtungen reicht folgender Zusammenhang vollständig aus:

  • Energieverbrauch und Wohlstand sind die zwei Seiten ein und derselben Medaille. Wer das Recht aller Menschen auf ein Mindestmaß an Wohlstand anerkennt, muß von einem weiter steigenden Energiebedarf ausgehen. Oder andersherum ausgedrückt: Wer eine Senkung des Energieverbrauches fordert – wie es scheinbar immer populärer wird – will die Armut für den größten Teil der Menschheit weiter festschreiben.
  • Mit fortschreitender Entwicklung steigt der Verbrauch elektrischer Energie überproportional an. Der für eine zuverlässige und kostengünstige Stromversorgung einzusetzende Primärenergieaufwand steigt damit weiter an. Ersetzt man die hierfür notwendigen Mengen an Kohle und Erdgas durch Kernenergie, bekommt man mehr als genug dieser Energieträger frei um damit Industrie und Transportsektor zu versorgen. Die USA führen diesen Weg mit der Erschließung unkonventioneller Öl- und Gasvorkommen – bei gleichzeitigem Ausbau der Kernkraftwerke – eindrucksvoll vor.

Hat man diesen Zusammenhang verstanden, wird auch die Entwicklung der „kleinen“ Reaktoren in den nächsten Jahrzehnten vorhersagbar. Das Streben nach „hohen Temperaturen“ hat durch die Entwicklung des Erdgasmarktes (außerhalb Deutschlands!) an Bedeutung eingebüßt. Erdgas – egal aus welchen Vorkommen – ist der sauberste und kostengünstigste Brennstoff zur Erzeugung hoher Temperaturen und zur Gewinnung von Wasserstoff. Zur Stromerzeugung eigentlich viel zu schade!

Das Argument des geringeren Uranverbrauches durch Reaktoren mit höherer Temperatur ist ebenfalls nicht stichhaltig: Die Uranvorräte sind nach menschlichen Maßstäben unerschöpflich und der Minderverbrauch durch höhere Wirkungsgrade wiegt den wirtschaftlichen Mehraufwand bei weitem nicht auf. Ein Anhaltspunkt hierfür, bietet die Entwicklung bei Kohlekraftwerken: Sie liegt heute noch in Regionen mit „billiger“ Kohle eher in der Größenordnung von Leichtwasserreaktoren (ungefähr 33 %) als bei deutschen und japanischen Steinkohlekraftwerken (fast 46 %). Bis Uran so teuer wird, daß sich eine Wirkungsgradsteigerung um 40 % wirtschaftlich lohnt, dürften eher Jahrhunderte, als Jahrzehnte vergehen. Damit dürften alle Hochtemperaturreaktoren eher Nischenprodukte bleiben, was aber gerade dem Gedanken einer Serienproduktion widerspricht. Gleiches gilt auch für sog. „Schnelle Brüter“.

Gleichwohl sind einige gasgekühlte Reaktoren und Reaktoren mit schnellen Neutronen in der Entwicklung. Diese Prototypen sollen im Folgenden etwas näher vorgestellt werden.

NPMC-Reaktor

National Project Management Corporation (NPMC) hat zusammen mit dem Staat New York , der City of Oswego und der Empire State Development einen Antrag auf Förderung für einen heliumgekühlten Kugelhaufen-Reaktor mit 165 MWel.eingereicht. Dem Konsortium hat sich National Grid UK, die New York State Energy Research Development und die Pebble Bed Modular Reactor (PBMR) of South Africa angeschlossen.

Eingereicht wurde ein Gas Turbine Modular High-Temperature Reactor (GT-MHR). Die Entwicklung beruht auf dem in Deutschland entwickelten THTR-Reaktor. Sie wurde in Südafrika fortgesetzt. Anders als in Deutschland und China wollte man aber nicht einen konventionellen Dampfkreislauf sekundärseitig verwenden, sondern wollte zur Stromerzeugung eine Gasturbine einsetzen. Die Entwicklung eines solchen geschlossenen Gasturbinen-Kreisprozesses mit Helium als Arbeitsmittel überstieg aber bei weitem die wirtschaftlichen Möglichkeiten Südafrikas, was letztendlich zur Aufgabe führte.

Eine Gasturbine hat so hohe Austrittstemperaturen, daß problemlos eine trockene Kühlung mit Außenluft möglich wird. Die Schwierigkeit in den Verbrauchsschwerpunkten in Südafrika ist die Bereitstellung von ausreichend Kühlwasser. Unter dem Wassermangel leiden dort alle konventionellen Kraftwerksprojekte (hauptsächlich Kohle). In New York gibt es zwar genug Wasser, aber die (angebliche) Umweltbelastung durch Kühlwasser ist der Hauptansatz gegen die vorhandenen und geplanten Kernkraftwerke. Nichts desto trotz könnten SMR mit geschlossenen Gasturbinen ein Modell für die dezentrale Versorgung in zahlreichen ariden Gebieten auf der Welt sein.

China verfolgt ebenfalls konsequent den Kugelhaufen-Hochtemperatur-Reaktoren weiter. Allerdings sind alle in Bau und Planung befindlichen Kraftwerke mit konventionellen Dampfkreisläufen ausgerüstet.

Energy Multiplier Module (EM2)

Auch General Atomics (GA) hat ein Gas-Turbine Modular Helium Reactor (GT-MHR) Konzept mit 265 MWel eingereicht. Man geht aber nicht von einem Kugelhaufen (siehe oben), sondern von hexagonalen Prismen als Brennelementen aus. Basis ist ein eigenes Modell aus den 1980er Jahren. Das Modul soll bei einer thermischen Leistung von 500 MWth. komplett und fertig mit Brennstoff beladen auf einem LKW zur Baustelle transportiert werden. Die Austrittstemperatur des Heliums soll (extrem hohe) 850 °C betragen. Damit wäre der Einsatz als Wärmequelle in der Verfahrenstechnik, bis hin zur thermischen Wasserstoffproduktion, denkbar. Ein Turbosatz mit hoher Drehzahl wird auf einem zweiten LKW angeliefert. Die Gasturbine und der angeschlossenen Generator laufen mit mehreren 10.000 Umdrehungen pro Minute. Die Umwandlung der elektrischen Energie in „netzfähigen Strom“ erfolgt über elektronische Umformer. Bei der eingereichten Variante handelt es sich um ein reines Kraftwerk zur Stromerzeugung. Im Begleittext wird betont, daß dieser Reaktor lediglich die Abmessungen eines „Schulbusses“ hätte. Hinzu käme ein etwa gleich großes Modul für den Turbosatz. Insofern wäre die Leistungsdichte (umbauter Raum) konkurrenzlos gering. Wegen der hohen Austrittstemperatur hätte dieses Kraftwerk einen elektrischen Wirkungsgrad von 53 %. Das Kraftwerk käme mit Luftkühlung aus und wäre damit äußerst flexibel einsetzbar. Durch den hohen Wirkungsgrad und seine neutronenphysikalischen Eigenschaften wäre selbst ohne Wiederaufbereitung, der „Atommüll“ um 80% geringer als bei üblichen Reaktoren.

Noch innovativer als der Turbosatz, ist das Brennstoffkonzept: Der Reaktor wird in der Fabrik mit Brennstoff beladen und komplett nach 30 Jahren Laufzeit wieder in die Fabrik zurückgeliefert. Das ganze ähnelt also eher einer Batterie, als einem klassischen Kraftwerk. Dieses Konzept würde die gesamte Stromversorgung revolutionieren. Ein „Energieversorger“ mietet sich quasi für 30 Jahre eine „Stromerzeugungseinheit“ und gibt diese nach Gebrauch komplett wieder zurück. Durch die speziellen Sicherheits- und Betriebsanforderungen löst sich auch das Problem der Personalkosten: Verkleinert man einfach heutige Reaktorkonzepte, steigt der spezifische Personalaufwand stark an. Das ist leider die Umkehrung der Betriebskostendegression mit zunehmender Kraftwerksgröße. Die Kombination aus geringen Investitionskosten, kaum Betriebskosten, kaum Netzkosten, keine „Atommüllprobleme“…, könnte einen ähnlichen Quantensprung, wie die Einführung des PC in der Datenverarbeitung auslösen. Davon dürften sicherlich nicht alle begeistert sein!

Die Brennelemente besitzen eine Umhüllung aus einem Siliziumcarbid-Faser-Verbundwerkstoff. Das Material verträgt Temperaturen von weit über 2000 °C und reagiert wegen seiner keramischen Eigenschaften praktisch nicht mit Luft und Wasser. Der Brennstoff ist inhärent sicher und selbstregelnd: Steigt die Temperatur zu stark an, bricht die Kettenreaktion in sich zusammen (Dopplereffekt). Auch die Nachzerfallswärme kann dem Brennstoff praktisch nichts anhaben, da er sich gefahrlos so weit aufheizen kann, daß schon die Wärmeabgabe durch Strahlung (Kühlmittelverluststörfall) dauerhaft ausreicht. Dieses Verhalten ist unzählige male experimentell bestätigt worden.

Jeder Reaktor wird erstmalig mit etwa 20 to abgebranntem Brennstoff aus Leichtwasserreaktoren oder abgereichertem Uran beladen. Hinzu kommt als „Starter“ rund 22 to auf 12% angereichertes Uran. Nach 30 Jahren Betriebszeit werden in einem speziellen Aufbereitungsprozess die entstandenen etwa 4 to Spaltprodukte entfernt und durch 4 to abgebrannten Brennstoff aus Leichtwasserreaktoren ergänzt.

General Atomic ist eines der führenden Unternehmen (nicht nur) der Kerntechnik. Am bekanntesten dürften die weltweit gelieferten 66 TRIGA-Reaktoren (Training, Research, Isotopes, General Atomic) sein. Zusätzlich gehören zu dem Bewerbungskonsortium noch zwei der weltweit führenden Anlagenbauer: CB&I und Mitsubishi Heavy Industries und die Mutter der schnellen Reaktoren und der Wiederaufbereitung: Das Idaho National Laboratory (INL). Es fehlt also nicht an Kapital und Sachverstand. Größte Hürde dürfte das NRC mit seinem „unendlichen“ Genehmigungsverfahren sein. Aber auch auf dem Sektor des Bürokratismus bewegt sich in den USA etwas: Nicht nur, wegen der Drohkulisse, die China am Horizont aufbaut.

PRISM

Ein weiterer „schneller“ Reaktor, aber mit Flüssigmetallkühlung, ist der von General Electric und Hitachi Nuclear Energy (GEH) propagierte Power Reactor Innovative Small Module (PRISM). Es handelt sich ebenfalls um einen vollständig vorgefertigten und transportierbaren Reaktor mit einer thermischen Leistung von 840 MWth und 311 MWel. Es ist geplant, je zwei solcher Einheiten auf einen konventionellen Turbosatz (typisches Kohlekraftwerk) mit 622 MWel. zusammenzuschalten.

Das PRISM-Konzept bricht ziemlich radikal mit der heutigen Nutzung der Kernenergie und ihrem Brennstoffkreislauf. Es senkt konsequent den Einsatz von Natururan und entlässt als Abfall wesentlich geringere Mengen mit deutlich kürzerem Gefährdungszeitraum. Um dieses Ziel zu erreichen, ist nicht nur der Übergang auf „schnelle“ Neutronen nötig, sondern auch auf einen völlig neuen Brennstoffkreislauf. Durch die Verwendung von Neutronen mit hoher Energie (hoher Geschwindigkeit) kann man praktisch alle Aktinoide spalten – allerdings um den Preis einer geringeren Wahrscheinlichkeit. Man braucht deshalb eine wesentlich höhere Konzentration von U235 bzw. Pu239 um überhaupt eine Kettenreaktion in Gang setzen zu können. Außerdem muß man auf Wasser als Kühlmittel verzichten. Ein in diesem Sinne ideales Kühlmittel, ist das Metall Natrium. Geht man auf ein flüssiges Metall als Kühlmittel über, macht es Sinn, auch den Brennstoff in metallischer Form zu verwenden. Eine Legierung aus Uran, Zirconium und – gegebenenfalls allen möglichen – Transuranen, hat sich als besonders geeignet erwiesen. Wenn man aber schon einen Brennstoff in metallischer Form vorliegen hat – und keinerlei Ambitionen hegt, Kernwaffen zu bauen – bieten sich die erprobten Verfahren der Elektrometallurgie (Aluminium-, Kupferproduktion etc.) an. Vereinfacht gesagt, löst man den zerstückelten „abgebrannten“ Brennstoff in geschmolzenem Lithiumchlorid auf und legt eine Spannung von 1,34V an. Nun wandert das Uran und alle sonstigen Aktinoide zur Kathode und scheiden sich dort ab. Die Spaltprodukte bleiben im Lithiumchlorid zurück. Die Kathode wird eingeschmolzen und daraus neue Pellets hergestellt. Diese werden in Stahlrohre (H9) gesteckt, mit flüssigem Natrium zur besseren Wärmeleitung ausgegossen und mit einem Gaspolster aus Helium versehen, zu einem neuen Brennstab verschweißt. Im Prinzip ist diese Technik so simpel und automatisierter, daß sie in ein (größeres) Kraftwerk integriert werden könnte. Die übrig geblieben Spaltprodukte – etwa 1 kg für jedes 1 MWel. produziert über ein ganzes Jahr – kann man „irgendwo“ lagern, da sie nach wenigen hundert Jahren auf die Intensität des ursprünglichen Uranerzes abgeklungen sind – also die Gefahr, wieder voll und ganz, natürlich ist.

Sicherheitstechnisch betrachtet, hat sich dieser Reaktortyp als äußerst gutmütig erwiesen. Selbst, wenn man alle Regelstäbe voll gezogen hatte, regelte er sich selbst herunter, da durch den starken Temperaturanstieg die nukleare Kettenreaktion unverzüglich zusammenbricht. Für die Leistungsregelung gibt es Regelstäbe aus Borkarbid (B~4 C). Zusätzliche Regelstäbe hängen an Magneten. Fällt der Strom aus oder geht der Magnetismus infolge zu hoher Temperaturen verloren, fallen sie in den Reaktor und stellen ihn dauerhaft ab.

Allerdings hat Natrium einen entscheidenden Nachteil: Es reagiert sowohl mit Luft als auch mit Wasser sehr heftig. Deshalb sind der Reaktorkern, die zwei Wärmeübertrager und die vier elektromagnetischen Pumpen (ohne rotierende Teile) alle zusammen in einem mit Natrium gefüllten Topf eingebettet. Dieses Gefäß ist zusammen mit dem Sicherheitsbehälter am Deckel fest verschweißt. Sowohl das Reaktorgefäß, wie auch der Sicherheitsbehälter haben keine Durchbrüche. Die etwa 20 cm Zwischenraum und der Arbeitsraum über dem Deckel sind mit Argon – unter leichtem Überdruck zur Kontrolle auf etwaige Leckagen – befüllt. Da Natrium durch Neutronenbeschuß strahlend wird (Halbwertszeit etwa 1 Minute), wird die Wärme durch die Wärmeübertrager im Reaktorgefäß an einen zweiten Kreislauf mit Natrium übertragen. Dieses Natrium ist nicht radioaktiv und wird ständig überwacht. Das Natrium gelangt durch Rohr in Rohr Leitungen zum überirdischen Dampferzeuger. Der Dampferzeuger ist ein hoher, zylindrischer Behälter, der vollständig mit Natrium gefüllt ist. In diesem Behälter verlaufen schraubenförmige Rohrleitungen, in denen das Wasser zum Antrieb der Turbine verdampft wird. Im Normalbetrieb sorgen zwei elektromagnetische Pumpen für die Umwälzung des Natriums. Zur Abführung der Nachzerfallswärme nach Abschaltung des Reaktors, würde der sich einstellende Naturumlauf ausreichen. Wegen der vorliegenden Temperaturspreizungen (Kerneintritt: 360 °C, Kernaustritt: 499 °C, Dampferzeuger Eintritt: 477 °C, Austritt 326 °C) besteht ein ausreichend großes Sicherheitsgefälle.

Der Reaktor benötigt keinerlei elektrische Energie nach einer Schnellabschaltung. Ein Unglück wie in Fukushima ist daher ausgeschlossen. Die Nachzerfallswärme kann auf drei Wegen abgeführt werden:

  1. Über einen Bypass der Turbine durch den normalen Dampfkreislauf des Kraftwerks.
  2. Zwischen dem Dampferzeuger und seiner Isolierung befindet sich ein Luftspalt. Ist der Weg 1 nicht möglich (z. B. Bruch einer Dampfleitung), kann über den Naturzug die Wärme an die Umgebung abgegeben werden.
  3. Zwischen Sicherheitsbehälter und Betongrube befindet sich ebenfalls ein Luftspalt. Dieser ist mit Abluftkaminen oberhalb der Erde verbunden. Die durch die Nachzerfallswärme des Reaktors aufgeheizte Luft kann in diesen aufsteigen und wird durch nachströmende kühle Umgebungsluft ersetzt (Reactor Vessel Auxiliary Cooling System RVACS).

Anders, als bei Leichtwasserreaktoren, werden die abgebrannten Brennelemente nicht in einem separaten Brennelementelagerbecken gelagert, sondern verbleiben mindestens für einen weiteren Zyklus (Ladezyklus 12 bis 24 Monate, je nach Betriebsweise) im Reaktorbehälter. Dazu entfernt die automatische Lademaschine das gewünschte Brennelement, ersetzt es durch ein neues und stellt das alte zur Zwischenlagerung in das „obere Stockwerk“ des Reaktorbehälters. Erst, wenn die Brennelemente zur Wiederaufbereitung sollen, werden sie von der Lademaschine aus dem Reaktor gezogen, gereinigt und übergeben. Sie sind dann bereits soweit abgekühlt, daß sie problemlos „an die Luft können“, da die Brennstäbe aus Stahlrohren gefertigt sind.

Neu, ist die ganze Technik überhaupt nicht. Allein der Experimental Breeder Reactor EBR-II hat 30 Jahre erfolgreich gelaufen. Wenn sich jetzt mancher fragt, warum solche Reaktoren nicht längst gebaut werden, ist die Antwort einfach: Wir haben einfach noch nicht genug von dem, was „Atomkraftgegner“ als „Atommüll“ bezeichnen! Eine Serienproduktion macht wirtschaftlich nur Sinn, wenn die Stückzahl ausreichend groß ist. Dieser Reaktor braucht zur Inbetriebnahme 11% bis 17% spaltbares Plutonium und kann 18% bis 23% Transurane vertragen. Um 100 Reaktoren erstmalig zu befüllen, benötigt man daher geschätzt 56.000 bis 70.000 Tonnen Schwermetall in der Form abgebrannter Brennelemente aus Leichtwasserreaktoren. Es ist jetzt der richtige Zeitpunkt, mit Planung und Bau eines Prototypen zu beginnen. Diesen kann man gut mit „Bomben-Plutonium“ aus der Abrüstung oder bereits vorhandenem Plutonium aus Wiederaufbereitungsanlagen bauen. Die Zeit läuft nicht weg: Natururan ist noch billig und je länger die abgebrannten Brennelemente lagern, um so einfacher lassen sie sich aufbereiten. Geht man von kostenlos erhältlichem „Atommüll“ aus – manche meinen ja sogar, man benötige ein Milliarden teueres Endlager für abgebrannte Brennelemente – liegen die kompletten Brennstoffkosten (einschließlich geologischem Lager für die Spaltprodukte) für diesen Reaktortyp weit unter 1/2 Cent pro kWh elektrischer Energie. Spätestens jetzt sollte jedem klar sein, warum man die abgebrannten Brennelemente so sorgfältig in so aufwendigen Behältern verpackt „zwischenlagert“. Sehen so Mülltonnen aus? Die Lagerhalle von Gorleben beispielsweise, ist eher ein Goldschatz.

ALFRED

Das einzige europäische Projekt ist der Advanced Lead Fast Reactor European Demonstrator (ALFRED). Er wird zur Zeit von dem Konsortium aus ENEA und Ansaldo Nuclear aus Italien und der rumänischen ICN verfolgt. Es wird auch Fostering Alfred Construction FALCON genannt. Die über 1 Milliarde Euro Kosten sollen wesentlich von der EU, aus verschiedenen Töpfen aufgebracht werden. Der Standort soll in Mioveni in der Nähe von Pitesti in Rumänien sein. Baubeginn ist für 2017 und eine Fertigstellung bis 2025 gedacht. Er soll eine Leistung von 125 MWel bei 300 MWth. haben. Es ist wohl eine reine Demonstrationsanlage. An eine Serienfertigung ist eher nicht gedacht.

Die Verwendung von Blei als Kühlmittel ist ein Abfallprodukt der europäischen Entwicklung eines, durch einen Beschleuniger angetriebenen, unterkritischen Reaktors. Zum Betrieb eines „schnellen“ Reaktors ist Blei ein eher exotisches Kühlmittel. Alle anderen Nationen verwenden ein Eutektikum aus Blei-Bismut als Kühlmittel. Die längste – und negativste Erfahrung – mit Blei und Blei-Bismut hat Rußland. Dort wurden sie zum Antrieb von Atom-U-Booten der sog. Alpha-Klasse in den 1950er Jahren entwickelt. Wegen ständiger Schäden – bis hin zum Totalverlust – verwendet auch die russische Marine inzwischen Leichtwasserreaktoren.

Als Vorteil von Blei bzw. Blei-Bismut werden immer wieder gerne, folgende Vorteile plakativ in den Vordergrund gestellt:

  • Blei reagiert nicht mit Wasser (gemeint ist, im Gegensatz zu Natrium) und es könnten daher die Dampferzeuger angeblich gefahrlos im Reaktorgefäß integriert werden.
  • Sehr hohe Siedetemperatur (1745 °C) bei sehr geringem Dampfdruck. Daraus wird ein günstiger Blasenkoeffizient der Reaktivität abgeleitet, der einen angeblichen Sicherheitsvorteil ergibt.
  • Blei wäre ein besonders schlechter Moderator und besässe besonders kleine Absorptionsquerschnitte.

Ansonsten fallen einem leider nur Nachteile ein:

  • Blei wird überhaupt erst bei 327 °C flüssig. Darum haben die Russen von Anfang an mit einem Eutektikum aus Blei und Bismut (Schmelzpunkt 124 °C) gearbeitet. Wartungs- und Inspektionsarbeiten bei so hohen Temperaturen sind Neuland. Der Reaktor muß ständig beheizt werden. Es gibt den neuen Störfall „(lokale) Unterkühlung“ mit entsprechenden Konsequenzen für das Genehmigungsverfahren.
  • Flüssiges Blei ist korrosiv. Die Russen haben dieses Problem nie so richtig in den Griff bekommen. Die Wege über den Sauerstoffgehalt und Beschichtungen waren nicht zielführend – ein überhöhter Verschleiß (Lebensdauer) ist die Folge. Darüber hinaus, ist flüssiges Blei auch noch abtragend. Die Strömungsgeschwindigkeit muß deshalb klein gehalten werden.
  • Durch die grosse Masse des Bleis im Reaktor, sind besondere Schutzmaßnahmen gegen Erdbeben notwendig.
  • Durch die hohe Dichte des Bleis werden die Regelstäbe von unten eingeschwommen (völlig neues Prinzip, Genehmigungsverfahren) oder von oben pneumatisch eingeschossen (nicht passiv).
  • Als Brennstoff sind Uranoxid oder Urannitrid vorgesehen. Wegen der gegenüber metallischen Brennstoffen schlechten Wärmeleitung, besteht (wieder) die Gefahr der (lokalen) Kernschmelze. Der Effekt einer inhärenten Sicherheit scheint nur schwer nachweisbar. Eine Kühlung über unterkühltes Blasensieden (wie auch in jedem Druckwasserreaktor) scheidet durch den hohen Siedepunkt (der ja immer als Vorteil bezeichnet wird) aus.
  • Bisher gibt es bei ALFRED kein echtes Notkühlsystem. Die Nachzerfallswärme müßte immer über die innenliegenden Dampferzeuger abgeführt werden. Der Nachweis – auch nach einer physikalischen Dampfexplosion oder eines abschnittsweisen Verstopfens durch Einfrieren –. dürfte sich schwierig gestalten.

Bis ein mit flüssigem Blei gekühlter Reaktor in einem westlichen Land genehmigungsfähig ist, dürften noch Jahrzehnte Forschungs- und Entwicklungsarbeit nötig sein. Insofern dürften sie außerhalb der Konkurrenz mit anderen SMR-Entwürfen stehen. Manchmal fragt man sich wirklich, warum sich manche Kerntechniker immer selbst im Wege stehen müssen. Man könnte fast sagen: Gott schütze uns vor diesen Forschern, mit den „Atomkraftgegnern“ werden wir schon selber fertig.

Vorläufiges Ende

Hier ist das vorläufige Ende des Drei-Teilers erreicht. Es wurden die im derzeitigen Rennen um Förderung für SMR vorne liegenden Typen vorgestellt. Was noch fehlt, wären z. B. der Super-Safe, Small and Simple, 4S von Toshiba; die Encapsulated Nuclear Heat Source ENHS; der Flibe Energy Salzbadreaktor; der International Reactor Innovative & Secure IRIS Druckwasserreaktor; der Purdue Novel Modular Reactor PNMR Siedewasserreaktor; der Travelling Wave Reactor TWR; der ANTARES von Areva, der Advanced Reactor Concept ARC-100 und wer weiß noch, welche sonst alle….

 

 

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.