Das Ende einer endlosen Geschichte

Am 21. Dezember um 3:22 wurde der Reaktor Olkiluoto 3 endlich kritisch. Dies ist international der Zeitpunkt, an dem (definitionsgemäß) ein Kernkraftwerk fertiggestellt ist. Gleichwohl schließt sich noch eine stufenweise Leistungssteigerung (5%, 30%, 100%) mit entsprechenden Tests unter den Augen der STUK (Finland’s Radiation and Nuclear Safety Authority) vor Ort an, bis das Kraftwerk endgültig an den Kunden übergeben wird. Nach Plan beginnt die Stromeinspeisung ins Netz bei 30% Leistung Mitte Februar und ab Juni 2022 der Regelbetrieb. Der Direktor Marjo Mustonen von TVO (Teollisuuden Voima Oyj) bemerkte treffend: „Dieser Moment wird für immer in Erinnerung bleiben, an die geleistete harte Arbeit um dieses Projekt zu verwirklichen.“

Die Geschichte

Das finnische Parlament beschloss 2002 den Bau eines weiteren Reaktors neben den zwei Siedewasser-Reaktoren (2 x 880MWel, Inbetriebnahme 1982) in Olkiluoto. Damit sollte der Anteil der Kernenergie von derzeit 14% auf 40% gesteigert werden. Im Dezember 2003 wurde der Vertrag über den schlüsselfertigen Bau eines EPR (1600 MWel) mit der Arbeitsgemeinschaft aus Areva und Siemens abgeschlossen. Baubeginn war 2005, geplante Fertigstellung 2009. Damit nahm das Elend seinen Lauf. Schon im Dezember 2008 hat diese Arbeitsgemeinschaft ein Schiedsverfahren vor der Internationalen Handelskammer (ICC) eingeleitet. Ein ungewöhnlicher Schritt, der die Atmosphäre nicht gerade verbessert haben dürfte. Bis Juni 2011 hat Areva/Siemens seine Forderungen gegenüber TVO auf 3,4 Milliarden hochgeschraubt. Darin waren 1,4 Milliarden Strafzinsen bis 2015 enthalten und 140 Millionen entgangener Gewinn (?). TVO hielt mit 2,6 Milliarden für Verluste und zusätzliche Kosten dagegen. Die Arbeitsgemeinschaft sollte gesamtschuldnerisch haften, da Areva ausgegründet wurde und Siemens das Kernkraftgeschäft aufgab. Zur Verteidigung behauptete Areva/Siemens, daß TVO für einige Verzögerungen verantwortlich sei.

Im März 2018 wurde schließlich ein Vergleich – ziemlich leichtfertig, wie sich später herausstellte – geschlossen. Die Arbeitsgemeinschaft mußte 450 Millionen an TVO als Entschädigung für die (mehrfach) nicht eingehaltenen Termine zahlen. Areva verpflichtete sich, alle technischen und finanziellen Ressourcen für die Fertigstellung bereit zuhalten. Kann die Arbeitsgemeinschaft die Anlage bis Ende 2019 nicht fertigstellen – was eingetreten ist – sollen zeitabhängig Verzugsstrafen bis maximal 400 Millionen von Areva/Siemens zusätzlich an TVO gezahlt werden.

Ist Olkiluoto nun teuer, wenn ja, für wen?

Kein Unternehmen ist gezwungen Kernkraftwerke zu bauen. Jedes Unternehmen muß seine Preise voll verantwortlich selbst kalkulieren. Dies gilt für den kleinen Handwerksmeister, wie für internationale Konzerne. Wird auf eine Ausschreibung ein Angebot abgegeben, so gelten die Preise der Konkurrenten ohne wenn und aber. Wäre das nicht so, könnte man sich (sehr aufwendige) Ausschreibungen komplett sparen. Solche Ausschreibungen kosten Hunderttausende. Alle Verlierer können sich ihre Kosten in den Schornstein schreiben. Deshalb viel der Spruch der ICC so eindeutig aus: Selbst in einer zehnjährigen Auseinandersetzung konnte die Arbeitsgemeinschaft keine gerechtfertigten Nachträge nachweisen und deshalb gilt der Preis und die vereinbarten Termine. Ein Schaden ist allerdings dem Kunden durch die mehrfach verzögerte Fertigstellung (Stromkauf, Personalkosten etc.) entstanden. Deshalb die zugesprochene Entschädigung über 450 (Termin 2009) und zusätzlich 400 Millionen (Termin 2019) für TVO.

Fairerweise muß man erwähnen, daß die Kombinatsleitung von Siemens schon frühzeitig erkannte, daß sie nicht (mehr) in der Lage war, solche Projekte durchzuführen. Sie zog sich auf die Ebene der Zulieferung von Komponenten und „angepaßte Technik“, wie Windmühlen, zurück. Ob dieser Weg erfolgreich sein kann, wird die Zukunft zeigen. Framatome (Areva) kämpft sich unter gewaltigen Kosten in den Markt zurück. Hinkley Point C scheint die Wende zu bringen – zumindest was die Einhaltung von Terminen betrifft. Ob allerdings jemals eine konkurrenzfähige Kostenstruktur erreicht wird, steht auf einem anderen Blatt. Wahrscheinlicher ist das das Ende dieses Reaktortyps.

Was bitte, soll an einem Preis (Fertigstellung 2009) von 3,2 Milliarden Euro für ein Kernkraftwerk mit 1600 MWel (2000 EUR/KW) teuer sein? Ich glaube, wenn TVO könnte, würden sie gern noch einmal ein solches Kraftwerk bauen. Selbst wenn man die zusätzlichen Personal- und Finanzierungskosten, Umbauten etc. mitrechnet, kommt man auf etwa 5,5 Milliarden Gesamtkosten (3400 EUR/KW) für das Projekt. Zufällig die gleiche Größenordnung wie das Kernkraftwerk in den Vereinigten Emiraten mit einem spezifischen Preis von umgerechnet 3167 EUR/KW. Das alles für eine Energiequelle mit mindestens 60 Jahren Lebensdauer, einer Arbeitsauslastung von wahrscheinlich 90% und stets die geforderte Leistung liefernd – auch des Nachts und bei Flaute.

Lehrreich ist nun, was die „Atomexperten“ und ihre Haltungsjournallie – ganz besonders im Staatsfernsehen – immer aus Olkiluoto machen. Sie überbieten sich in „Geschätzten Kosten“, zitieren sich dabei immer gegenseitig und kommen unisono zum (gewünschten) Ergebnis, daß „Atomenergie“ die teuerste von allen ist. Sie sind dabei so beratungsresistent geworden, daß sie sogar verdrängen, daß die Stromkosten überall dort gering sind, wo der Anteil der Kernenergie hoch ist. Sie sind bei ihren Vergleichen aber so schlau, daß sie immer nur von „geschätzt“ sprechen, munter Leistung und Arbeit durcheinander wirbeln oder dreist „Externe Kosten“ erfinden, damit man sie nicht als Lügner bezeichnen kann.

Versuch einer Ursachenanalyse

Es wurden mehrfach neue Termine für eine Fertigstellung genannt und immer wieder überschritten. Schon diese Tatsache spricht für sich. Ganz offensichtlich gab es keine funktionierende Bauplanung. Man hatte ganz offensichtlich nicht einmal eine Vorstellung vom erforderlichen Arbeitsaufwand und den nötigen Abläufen. Es ging zu, wie beim Bau des Berliner Flughafen (BER). Das es auch ganz anders gehen kann, stellen russische, koreanische und chinesische Firmen immer wieder unter Beweis.

Die mangelnde Dokumentation führte immer wieder zu Konflikten mit der Genehmigungsbehörde STUK. Ein Beispiel hierfür ist das Drama um die Großkomponenten. Nachdem Areva selbst Mängel in der französischen Schmiede festgestellt hatte, wurden genauere Dokumentationen und Nachprüfungen von der STUK verlangt. Zum Glück waren keine Neuanfertigungen nötig, da z. B. das Reaktordruckgefäß noch aus Japan geliefert worden war. Um nur mal ein Gefühl für den Aufwand zu geben, sei beispielhaft der Antrag des Betreibers TVO für die Betriebsgenehmigung von der STUK genannt: Er umfaßte 130 000 Seiten und die STUK benötigte 18 Monate für die Prüfung.

Bereits im April 2016 begann der Übergang von der Bau- zur Testphase auf der Baustelle. Man glaubte damals noch, alle Elektro- und Rohrleitungsarbeiten bis Ende 2016 abschließen zu können. Im Juni 2017 begannen die Kalttests (Druckprobe, Pumpenstart etc.). Im Oktober 2017 wurde der Fertigstellungstermin von Ende 2018 auf Mitte 2019 wegen Umstrukturierungen bei Areva verschoben – wohl eher eine Umschreibung für einen abgewendeten Konkurs.

Im Dezember 2017 begannen die Warmtests. Das Verhängnis nahm seinen Lauf. Ein Konstruktionsfehler im Druckhaltesystem führte zu Rohrleitungsschwingungen. So etwas dürfte eigentlich nicht passieren, denn Rohrleitungsbau ist kein Hexenwerk. Es mußten Schwingungsdämpfer konstruiert und getestet werden und alles neu berechnet werden. So etwas dauert Monate und anschließend müssen auch noch alle Tests wiederholt werden. Personalmangel ist vorprogrammiert, denn Spezialisten sind überall gefragt. Dadurch dauerten die Tests zwei Monate länger als gedacht. Unzählige Änderungen am Elektro-, Instrumenten- und Steuerungssystem wurden erforderlich. Es wurden Ventile mit Rissen gefunden, die Notstromdiesel hatten diverse „faule“ Teile. All das zeugt von mangelhafter Qualitätskontrolle. Die Ersatzteile brauchten Monate. Das wiederum löst weitere Verzögerungen aus. Auf Grund der langen Stillstandszeiten sind zusätzliche Wartungsarbeiten nötig. So traf die Inbetriebnahme der Dampfturbine weitere drei Monate Zusatzarbeiten.

Ausblick

Man kann nur wünschen, daß die Franzosen möglichst schnell in Tritt kommen. Einen Ausreißer wie Olkiluoto kann man sich erlauben, wenn man ihn als Prototyp wertet. Ein zweiter – offensichtlich noch schlimmerer – Fall wie Flamanville, ist schon unverzeihlich. Nur ein Staatsbetrieb kann so etwas überhaupt wirtschaftlich überleben. Auffällig ist, daß die beiden EPR in China relativ glatt liefen. Offensichtlich ist das auf die Qualität der chinesischen Ingenieure und Facharbeiter zurückzuführen. Wenn jetzt nicht die Baustelle in GB endlich durchläuft – Kostenüberschreitungen liegen schon vor – braucht Frankreich an den kommenden Ausschreibungen in Polen und Tschechien gar nicht erst teilnehmen. Da würde dann nicht einmal ein Dumping-Angebot helfen. Eher können sie mit einem überhöhten Preis starten, um wenigstens das Gesicht zu wahren und Zeit für einen Neuanfang zu gewinnen.

Deutschland und die TAXONOMIE

Wenn man die staatsnahen Medien und die meisten deutschen Politiker zu der Veröffentlichung der Taxonomie zur Nutzung von Kernkraft- und Gaskraftwerken hört, denkt man unwillkürlich an „den Geisterfahrer“: Der Geisterfahrer hört in seinem Autoradio die Warnung vor einem Geisterfahrer auf seiner Strecke. Kopfschüttelnd stellt er die Frage: Wieso einer? Man kann es gar nicht fassen, daß die Europäer (bis auf die zwei Kleinstaaten Österreich und Luxemburg) alle Kernkraftwerke wollen, wo doch Deutschland so „tapfer vorangeht“. Flugs wittert man eine Verschwörung in der Veröffentlichung zum Jahresende.

Geschichte

In Wirklichkeit wird die Taxonomie seit mindestens zwei Jahren im Europäischen Parlament und Europarat heftig diskutiert. Es wurden zu den Arbeitspapieren weit über tausend schriftliche Stellungnahmen eingereicht. Allein zum Entwurf vom März 2020 haben 46 591 Interessenten ihre Stellungnahmen abgegeben. Wo waren da unsere Grünen Abgeordneten? Überdies hat die Kommission auch noch 200 Fachleute befragt und ist nicht einfach selbsternannten „Atomexperten“ gefolgt. Ausgerechnet Bündnis90/Die Grünen – die vehementen Verfechter eines europäischen Zentralstaats – sind nun ganz beleidigt, daß sie nicht ihren Willen bekommen. Dumm gelaufen. Hatte man sich doch für besonders schlau gehalten, indem man über das planwirtschaftliche Instrument einer Taxonomie die Investitionen in die nahestehende Windindustrie lenken wollte. Sozialisten sind immer ganz heiß darauf, das Geld anderer auszugeben. Nur wollen die bösen Kapitalisten ihr Geld nicht mit Windmühlen und Sonnenkollektoren verbrennen. Wenn der Staat Subventionen gibt, gern, aber wenn man eigenes Geld investieren soll, sollte am Ende auch eine hübsche Rendite stehen. Könnte sein, daß der Kinderbuchautor Habeck nun einen Schnellkursus in Wirtschaft – als bereits frisch gebackener Wirtschaftsminister – bekommt. Vielleicht hätte er mal lieber die Maus vor Amtsantritt gefragt?

„Grüne“ Kernkraftwerke

Die Kommission übernimmt brutal die Theorie von der Erderwärmung durch CO2 und legt fest, daß Kernkraftwerke weniger als 100 Gramm CO2 -Äquivalent pro kWh (Abkürzung: CO2 e/kWh) in ihrem Lebenszyklus erzeugen und deshalb gut fürs Klima sind – Basta. Dabei ist festzustellen, daß ein Kernkraftwerk durch seinen Betrieb genauso viel CO2 wie ein Windrad oder eine Photovoltaik-Anlage ausstößt – nämlich nichts. Alle Anlagen benötigen aber gleichermaßen Stahl, Beton usw. Bei deren Herstellung wird natürlich CO2 freigesetzt. Wieviel, entscheiden die Bilanzierer der Planwirtschaft. Hinzu kommen noch Betriebsstoffe für z. B. LKW in der Uranmine oder die Kräne zur Montage der Windmühlen. Nur soviel: Die Angabe solcher Zahlen – ohne deren genauen Weg der Ermittlung – ist völlig wertlos. Macht sich aber gut, da sie Seriosität ausstrahlt.

Das Märchen von der nicht beherrschbaren Hoch-Risiko-Technologie

Wir erinnern uns: Nach dem Tsunami in Japan hat die größte Kanzlerin aller Zeiten spontan ihre Ministerpräsidenten zusammengerufen und den „Atomausstieg“ verkündet. Nachdem sie zuvor mit der FDP einen Wahlkampf für eine Laufzeitverlängerung geführt und gewonnen hatte. Die Anbiederung bei den Grünen war umsonst. Kurz darauf gewannen die Grünen die Landtagswahl in Baden-Württemberg und sitzen heute zusammen mit der FDP in der Bundesregierung. Witzig daran ist nur, daß der FDP heute ihre damalige Unterordnung wieder auf die Füße fällt. Gleiche Nummer noch einmal oder etwas dazu gelernt?

Egal, die Kommission hat dieses Märchen brutal zerstört, indem sie verfügt, Kernkraftwerke, die mindestens der Generation III+ entsprechen und von den nationalen Institutionen nach internationalen Regeln geprüft und genehmigt sind, sind sicher (genug). Deutschland steht es selbstverständlich zu, seine „Atomangst“ weiter zu pflegen – nur kann es nicht verlangen, die „German Angst“ auch auf andere Nationen zu übertragen.

Das Märchen von der ungelösten Entsorgungsfrage

Auch hier geht die Kommission pragmatisch vor. Die Bedingungen sind erfüllt, wenn für schwach und mittel aktive Abfälle Endlager bestehen. Für hochaktive Abfälle muß bis 2050 ein geologisches Endlager in Betrieb sein. Bis dahin reicht die Zwischenlagerung abgebrannter Brennelemente. Es gilt der Grundsatz Wiederverwendung vor Endlagerung. Dies könnte für Deutschland noch eine böse Kröte werden. Geht man doch in Grün-Deutschland von einer Endlagerung der kompletten Brennelemente aus, damit die Mengen entsprechend groß bleiben und eine möglichst lange Gefährdung konstruiert werden kann. Was passiert eigentlich, wenn unsere Nachbarn diesen Weg für zu gefährlich halten und einen Verstoß gegen EU-Richtlinien monieren? Plötzlich sind wir nicht mehr die Musterschüler des Umweltschutzes, sondern eher die Umweltsünder Europas. Gerade Deutschland hält doch die Fahne des Recycling (auch für die letzten verdreckten Joghurtbecher) immer hoch und reibt dies allen anderen beckmesserisch unter die Nase. Ist Plastic tatsächlich gefährlicher als Plutonium?

„Grüne“ Gaskraftwerke

Wer jetzt immer noch glaubt, Deutschland könnte sich nach dem Atom- und Kohleausstieg mit Gaskraftwerken als sogenannte Übergangslösung in das Paradies der „Erneuerbaren“ rüber mogeln, sollte sich schleunigst mit der Taxonomie beschäftigen. Erstaunlich ist, wie dieses Kapitel in den Medien verschwiegen wird oder sogar als Zugeständnis für Deutschland dargestellt wird. Bei Lichte betrachtet, ist diese Taxonomie eher eine Absage an Gaskraftwerke.

Übergangslösung bis 2030

Erdgaskraftwerke, für die eine Baugenehmigung bis 2030 erteilt wird, erfüllen nur dann die Taxonomie, wenn sie weniger als 270g CO2 e/kWh freisetzen oder 550kg CO2 e/kW als Mittelwert über 20 Jahre. Um die Tragweite dieser beiden Zahlen zu verstehen, ist eine kleine Zwischenrechnung und etwas Fachkenntnis notwendig.

Die modernsten Erdgas-Kombi-Kraftwerke die man kaufen kann, haben einen elektrischen Wirkungsgrad von 60%, aber auch nur in ihrem Bestpunkt im Grundlast-Betrieb (d. h. sie laufen 24h täglich, 7 Tage die Woche durch). Wären also genau die Kraftwerke, die nach unserer Talkshow-Königin Claudia Kemfert die Netze „verstopfen“ würden. Unsere Windmüller und Sonnenkönige brauchen aber Kraftwerke, die nur ihre wetterabhängigen Lücken auffüllen. Sonst müßte ihr Strom kostenpflichtig entsorgt werden. Im realen Netz kann deshalb auch ein modernstes Kombi-Kraftwerk nicht einen Wirkungsgrad von 60% im Lastfolgebetrieb einhalten. Doch auch schon dieser Wert wäre im Sinne der Taxonomie tödlich. Wenn man eine Kilowattstunde Erdgas verbrennt, werden ungefähr 200g CO2erzeugt. Bei einem Wirkungsgrad von 60% werden somit über 330g CO2 für jede kWh elektrischer Energie erzeugt. Oder anders herum: Wenn man nur 270g CO2 freisetzen darf, wäre ein Wirkungsgrad von 74% erforderlich. Das ist aber für ein (rein elektrisches) Kraftwerk thermodynamisch unmöglich.

Betrachtet man den anderen möglichen Grenzwert von 550kg CO2 e/kW als Mittelwert über 20 Jahre, sieht die Sache nicht viel besser aus: Wenn die Leistung von 1 kW das ganze Jahr über betrieben wird, ergibt das eine Arbeit von 8760 kWh. Bei der Verbrennung von 8760 kWh Erdgas würden rund 1752 kg CO2 pro Jahr erzeugt. Es dürfen aber nur 550kg CO2 e/kW im Jahresmittel freigesetzt werden. Daraus folgt, daß die Anlage nur 2750 Stunden (Jahresnutzung 31%) im Jahresmittel betrieben werden darf. Ein reines Spitzenlastkraftwerk, was nicht ausreicht, um die Dunkelflauten in Deutschland aufzufüllen. Von Wirtschaftlichkeit ist hier ohnehin nicht die Rede. Von dem kleinen fiesen e im Grenzwert auch nicht. Hier müssen die Schadstoffe, der Transport und Leckagen (CH4 hat den Faktor 25) mit ihren „Treibhausgaswerten“ noch hinzu gerechnet werden. Die einschlägig bekannten „Abmahnvereine“ der Dieselkrise werden sich schon die Hände reiben.

Gaskraftwerke allgemein

Erdgaskraftwerke dürfen über ihre Betriebsdauer von 20 Jahren nur weniger als 100 g CO2e/kWh freisetzen. Damit ist der nächste grüne „Gottseibeiuns“ auf der Bildfläche erschienen: Die Abscheidung von CO2 (CCS). Ausdrücklich ist die unterirdische Lagerung vorgeschrieben. Auch hier sei von Kosten gar nicht die Rede.

Das Erdgas darf mit Biogas verschnitten werden, welches die Bedingungen der EU-Vorschrift 2018/2001 erfüllt.

Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung

Auch hier gilt der Maximalwert von 100 g CO2 e/kWh. Allerdings beziehen sich die kWh auf die Summe aus elektrischer Energie und nutzbarer Kälte- bzw. Heizenergie. Da man nicht mehr Energie raus bekommen kann, als man reinsteckt, ist auch dieser Wert ohne Abscheidung von CO2 kaum realisierbar. Zudem müßten solche Anlagen wärmegeführt sein (Außentemperatur) und könnten nicht zur nachfrageorientierten Stromversorgung eingesetzt werden. Unbeantwortet bleibt die Frage, ob hiermit nicht die gesamte Industrie der Blockheizkraftwerke (BHKW) ab 2030 gleich mit ausgerottet wird – also noch ein weiterer Ausstieg?

Übergangslösung für KWK bis 2030

Solche Anlagen müssen eine Primärenergieeinsparung von mindestens 10% gegenüber der getrennten Erzeugung von Strom und Wärme haben. Sie dürfen höchstens 270g CO2e/kWh freisetzen. Dies ist machbar, wenn sie – analog zu Wärmepumpen – nur zur Abdeckung der Heizlast bis etwa 0°C eingesetzt werden. Wirtschaftlichkeit spielt auch hier für die Kommission keine Rolle. Ferner muß sie eine vorhandene Anlage mit hohem CO2 Ausstoß ersetzen oder eine getrennte Erzeugung von Strom und Wärme oder eine Anlage, die mit fester oder flüssiger fossiler Energie betrieben wurde. Ferner muß die Anlage mindestens 30% „Gase mit geringem Kohlenstoffgehalt“ mit verfeuern (ab Januar 2026) und 55% ab Januar 2030 und bis 2035 vollständig auf „erneuerbare Gase“ umgestellt sein. Unter „erneuerbaren Gasen“ soll wohl Biogas und Wasserstoff gemeint sein. Besonders über letzteres werden sich die Motorenbauer freuen. Der Ersatz muß zu einer Einsparung von mindestens 55% GHG per kWh produzierter Energien führen. Das dürfte für bereits bestehende BHKW ein Killerkriterium sein.

Zusammenfassung

Wer glaubt, Erdgas erhält ein grünes Label, der irrt sich gewaltig. Wie oben gezeigt wurde, sind die Anforderungen (nahezu) unerfüllbar. Es geht mit großen Schritten in die politisch erträumte Wasserstoffwirtschaft. Alle Michel, die nun wieder glauben, Grenzwerte der EU sitzt man einfach aus, sollen sich mal lieber an die Grenzwerte für Stickoxide bei Dieselmotoren erinnern. Wahrscheinlich ist es sogar viel zu spät noch grundlegende Änderungen vorzunehmen. Viel wahrscheinlicher ist es, daß wir mit Kernkraftwerken an den Grenzen zugepflastert werden (Niederlande 2, Polen 6, Tschechien 2). Wir dürfen dann Strom dort zu deren Preisen kaufen. Wobei halt, niemand kann unsere Nachbarn dazu zwingen, den Willen müssen wir uns schon durch höhere Preise erkaufen. Das Ergebnis wird eine massive (gewollte?) Abwanderung der Industrie sein. Arbeitsplätze und Steuern gehen verloren. Armes Deutschland, scheint hier nicht übertrieben. Wie viel schlimmer die Lage noch werden kann, zeigt ein polnisches Industriekonsortium, das 20 SMR bauen will. Das ergibt schöne „Chemieparks“, in denen deutsche Firmen hoch willkommen sein werden und ausreichend und zuverlässig mit billiger Energie versorgt werden. Wer glaubt, das Kernenergiezeitalter geht durch die Abschaltung von Reaktoren in Deutschland zu Ende, leidet einfach nur an Realitätsverlust.

Bill Gates Weg zu Natrium

Bill Gates hat schon frühzeitig die Bedeutung der Energieversorgung erkannt. Anders, als viele andere, hat er auf die Zukunft der Kernenergie gesetzt und bereits 2006 sein Unternehmen TerraPower gegründet. Es sollte kein Reaktorhersteller, sondern ein Unternehmen für Innovationen sein. Heute, nach eineinhalb Jahrzehnten scheint sich seine Vision durch den Bau eines Kernkraftwerks zu verwirklichen. Bill Gates war immer eine Verkaufskanone, der die Nachfrage des Marktes sehr gut einschätzen konnte. Er brachte die Betriebssysteme MS-DOS und Windows zum Betrieb von Schreibtisch-Computern über uns – ein Milliardengeschäft und es entstand eine ganz neue Industrie. Übertragen auf die Kernenergie lautete sein Konzept:

  • Weg von dem zentralen Großkraftwerk, hin zu dem „persönlichen“ Kleinreaktor in der Gemeinde.
  • Weg von der durch Hollywood verunglimpften Megawatt-Maschine des Leichtwasser-Reaktors, hin zu einer unvorbelasteten (neuen) Technik.
  • Umschiffung der „Atommüll-Problematik“.
  • Kein Kampf gegen die populäre Wind- und Sonnenenergie, sondern deren Vereinnahmung durch die Ausnutzung ihrer grundlegenden Schwäche der Dunkel-Flaute.
  • Geringer Preis durch große Serien.

Der Traveling Wave Reactor (TWR)

Der TWR spukt schon seit den 1950er Jahren durch die Fachwelt. Das Konzept geht von einer Spaltung mit schnellen Neutronen aus. Der Trick besteht nun darin, eine Zone mit hoher Anreicherung zu betreiben, die von abgereichertem Uran umgeben ist. Der Neutronenüberschuss in dieser Spaltungszone erbrütet in der angrenzenden Zone mit abgereichertem Uran Plutonium. So wie Spaltstoff verbraucht bzw. erbrütet wird, wandert die Welle durch den Reaktorkern. Bei einer linearen Anordnung wird gern die Analogie einer abbrennenden Kerze benutzt. Bei einer klassischen Anordnung mit Brennstäben in konzentrischer Schichten wird der Wanderweg noch komplexer und schwieriger vorhersehbar. Der Charme liegt nun darin, daß man theoretisch einen Reaktor bauen könnte, der mit nur einer Beladung versehen ist und sein Uran vollständig aufbrauchen könnte. Es würde keine Wiederaufbereitung benötigt und es bliebe nur (wenig) „nukleare Asche“ zur Endlagerung übrig. Leider konnte bisher niemand einen solchen Reaktor bauen.

Eine beträchtliche Vereinfachung kann man durch den Übergang zu einer „stehenden Welle“ erzielen. Dabei werden in bestimmten Zeitabständen die Brennelemente – wie bei einem Leichtwasserreaktor – umgelagert, aber nicht ausgelagert. Die Spalt- und Brutzonen bleiben dadurch örtlich definiert. Diese Umlagerung geschieht mit einer Lademaschine im Reaktor, ohne diesen öffnen zu müssen. Der gesamte Brennstoff verbleibt für (geplant) 40 Jahre im Reaktor. Es befinden sich sogar einige „frische“ Brennelemente mit abgereichertem Uran im Reaktor als Reserve, für den Fall, daß beschädigte Brennelemente ersetzt werden müssen. Während dieses ein bis zwei Wochen dauernden “fuel shuffling” muß der Reaktor allerdings außer Betrieb bleiben. Das gezielte Durchmischen der Brennelemente dient drei Zwecken:

  1. Der Kontrolle der Leistungsverteilung im Reaktorkern und des Abbrandes, damit die Brennstäbe stets in ihrem sicheren Betriebsbereich verbleiben. Eine technische Herausforderung ist dabei die unterschiedliche Wärmeproduktion in den Spalt- und Brutzonen, die zu unterschiedlichen lokalen Kühlmitteltemperaturen führen. Um diese zu vergleichmäßigen, müssen die Strömungsgeschwindigkeiten entsprechend angepaßt werden. Die Feineinstellung soll durch verstellbare Drosselkörper in den Brennelementen geschehen.
  2. Durch die Bildung von Plutonium verändert sich (lokal) die Reaktivität. Das Umsetzen in Verbindung mit Regelstäben sorgt für die Einhaltung der Betriebszustände.
  3. Die Lebensdauer des Kerns wird vergrößert. Sie hängt maßgeblich von der Anzahl der Brennelemente mit abgereichertem Uran im Kern ab.

Der Betrieb und die Konstruktion von TWR ist erst durch die heute (kostengünstig) verfügbare Rechenleistung möglich. Üblicherweise muß der Kern in 20 000 bis 40 000 Zellen örtlich unterteilt werden. Für jede Zelle wird über Monte-Carlo Simulationen die Absorption der Neutronen berechnet. Dabei müssen die Querschnitte von mehreren hundert Spaltprodukten und deren Zerfallsketten (etwa 3400 Nuklide) zeit- und energieabhängig berücksichtigt werden. TerraPower verwendet dafür ein Computer-Cluster mit 1104 Kernen, die parallel rechnen können.

Einschub: Die Nachhaltigkeit

Was auch immer mit dieser Förster Erkenntnis bei der Kernenergie genau gemeint sein mag, beziehen sich doch „Atomkraftgegner“ meist auf die Uranvorräte und die Energiekosten. Bekannt ist der Werbeslogan: „Die Sonne schickt keine Rechnung“ – ganz neben bei, die Uranlagerstätte auch nicht. Bei einem Preis von $50 für ein pound Yellocake (U3 O8), entsprechend $130 pro kg Uran, ergibt das Kosten von $0.0025 pro kWhel bei einem Leichtwasserreaktor. Dies macht lediglich einen Anteil von 5% an den Strom-Gestehungskosten aus. Selbst bei einem TWR ohne Wiederaufbereitung können etwa 50% des abgereicherten Urans genutzt werden. Daraus folgt eine rund 50fache bessere Ausnutzung des Natururans. Der Urananteil sinkt auf vernachlässigbare $0,00005 pro kWhel .

Jetzt zu den Beständen: In 2009 gab es bereits 1 500 000 to abgereichertes Uran und 270 000 to abgebrannter Brennelemente. Bisher „Atommüll“, aber in schnellen Reaktoren nutzbar. Allein im Meer sind 4 Milliarden to Uran gelöst (3,3 Mikrogramm pro Liter). Praktisch eine unerschöpfliche Quelle, da allein die Flüsse über 10 000 to Uran jährlich in die Meere spülen, wiederum gespeist aus der Verwitterung der Erdkruste. Unter Einbeziehung einer Wiederaufbereitung reichen die Vorkommen für mehr als eine Milliarde Jahre, um den gesamten Energiebedarf der heutigen Menschheit zu liefern. Ist das nachhaltig genug? Von Thorium ist bisher noch keine Rede gewesen. Die Sonne brennt auch nur noch 10 Milliarden Jahre, hat aber bereits in ca. 5 Milliarden Jahren die Erde verbrannt.

Der Natrium-Reaktor

Der TWR mutet als ein etwas theoretisches Konzept an, war aber ausreichend genug, um die chinesische Regierung darauf anspringen zu lassen. Im Jahr 2015 unterzeichnete TerraPower mit China National Nuclear Corporation einen Vertrag über den Bau eines TWR als Versuchsanlage nördlich von Peking. Ein genialer Schachzug. Im Jahr 2019 wurde der Vertrag auf Druck der US-Regierung wegen des Diebstahls geistigen Eigentums wieder aufgelöst. Allerdings war nun die US-Regierung unter Zugzwang, zumal TerraPower bereits eine halbe Milliarde in die Entwicklung investiert hatte.

Der Natrium-Reaktor unterscheidet sich von üblichen schnellen Brütern durch einen zusätzlichen Kreislauf aus Solarsalz (Natriumnitrat etc.). Das hat einen sicherheitstechnischen und betriebstechnischen Vorteil: Die Brennstäbe werden durch Natrium gekühlt, das dabei kurzzeitig radioaktiv wird. Noch im Reaktorbehälter befinden sich Wärmeübertrager, die die Energie an einen sekundären Natriumkreislauf übertragen, der nicht mehr radioaktiv ist. Beide Kreisläufe sind nahezu drucklos. Bei einem konventionellen Brüter wird nun die Energie im Dampferzeuger an den unter hohem Druck stehenden Dampfkreislauf übertragen. Durch den hohen Druck kann bei einem Schaden das Wasser in den Natriumkreislauf eindringen und heftig mit dem Natrium reagieren. Beim Natrium-Reaktor gibt der sekundäre Natriumkreislauf seine Energie an einen ebenfalls drucklosen Kreislauf aus Salzschmelze ab. Damit hat man eine klare sicherheitstechnische Schnittstelle: Ab dem Solarsalz ist alles konventionelle Kraftwerkstechnik. Ein entscheidender Kostenfaktor. Der nukleare Teil – mit all seinen Genehmigungs- und Überwachungsanforderungen – ist bei so einem SMR nur klein. TerraPower geht z. B. für seinen Reaktor mit 80% weniger „nuklearem Beton“ aus.

Ein weiterer Grund ist das geplante Eindringen in den Markt für Solarkraftwerke. Schon heute haben die Solarkraftwerke, z. B. in Kalifornien, ernsthafte wirtschaftliche Schwierigkeiten. Da für alle der Sonnenstand gleich ist, produzieren alle zur Mittagszeit den meisten Strom und des Nachts gar nichts. Dies führt zu entsprechend geringen Preisen bei der Netzeinspeisung. Derzeitiger Trend ist daher die Installation von Batteriespeichern, um wenigstens eine Zeitverschiebung von etwa zwei Stunden – weg von der maximalen Produktion, hin zu der Spitzen-Nachfrage im Netz („duck curve“) – zu erzielen. Mehr ist mit Batterien kaum sinnvoll. Hier setzt TerraPower an: Der Natrium-Reaktor soll eine Nennleistung von 345 MWel haben. Er kann aber auch bis auf etwa 240 MWel (z. B. in Schwachlastzeiten in der Nacht) zurück genommen werden, indem er die Wärme teilweise in den Salzspeicher einlagert. In den Zeiten hoher Preise an der Strombörse, kann er für etwa 5 1/2 Stunden die Leistung auf 500 MWel durch zusätzliche Entnahme aus dem Speicher steigern (Hinweis für Connaisseure: Eine Dampfturbine läßt sich im Bereich von 50% bis 100% nahezu ohne Einbußen beim Wirkungsgrad betreiben.).

Wer steht hinter dem Natrium-Reaktor?

Nachdem das China-Abenteuer beendet war, sind GE Hitachi Nuclear Energy und Bechtel massiv in das Projekt eingestiegen. Alle drei zusammen haben sich gemeinsam für das Advanced Reactor Demonstration Program (ARDP) beworben. TerraPower ist der „Erfinder“, GE Hitachi hat Jahrzehnte Erfahrung mit natriumgekühlten schnellen Reaktoren (z. B. PRISM) und Bechtel ist ein erfahrener „Erbauer“ zahlreicher Kernkraftwerke – nicht zuletzt stehen Milliarden Kapital und zehntausende Fachkräfte dahinter. TerraPower und GE Hitachi sind auch mit dem Idaho National Laboratory wegen des Neubaus des „Versatile Test Reactor“ eng verbunden.

Beim Kühlmittel Natrium bietet sich die Verwendung einer metallischen Uran-Zirkon-Legierung für die Brennstäbe an. Anders als bei Leichtwasserreaktoren, die Uranoxid verwenden. Außerdem erfordert die Erstausstattung eine Anreicherung von bis zu 20% U235 in der Spaltzone („Zündung“). Dafür lassen sich diese Brennstäbe später besonders elegant durch Aufschmelzen (Abscheidung aller leicht flüchtigen Spaltprodukte) und elektro-chemische Verfahren reinigen. Man erhält ein Uran-Plutonium-Gemisch, das zu neuen Brennstäben verarbeitet werden kann. Darüberhinaus sind die Plutonium-Isotopen, wegen der langen Verweilzeit im Reaktor, ohnehin völlig ungeeignet zur Waffenproduktion (Proliferation). Fürs erste hat man sich mit Centrus Energy für die Brennstoffentwicklung zusammen getan. Centrus verfügt in seinem Werk in Piketon, Ohio bereits über AC-100M Zentrifugen, die für das Department of Energy (DOE) HALEU (High Assay Low Enriched Uranium) produzieren.

Bereits als potentielle Kunden und Betreiber sind die Versorger PacifiCorp, (eine Tochter des legendären Investors Warren Buffett’s mit seinem Berkshire Hathaway Fond; Großinvestor in Sonnenenergie), Energy Northwest und Duke Energy als Stromversorger mit an Bord.

Kemmerer, Wyoming: Kohle zu Kernkraft

Kemmerer ist eine Kleinstadt, etwa 100 km nordöstlich von Salt Lake City. Das dortige Kohlekraftwerk Naughton (3 Blöcke, 823 MWel) soll 2025 stillgelegt werden. Aus vier Standorten wurde dieses Kraftwerk für den ersten Natrium-Reaktor ausgewählt. Die vorhandene Infrastruktur (Hochspannungsnetz, Kühlwasser etc.) kann weiter genutzt werden. Ferner beabsichtigt man das Betriebspersonal nach erfolgter Umschulung weiter zu beschäftigen. Für den Bau werden etwa 2000 Menschen benötigt, später etwa 250 Dauerarbeitsplätze im Kernkraftwerk geschaffen. Es ist also nicht verwunderlich, daß TerraPower mit offenen Armen empfangen wurde. Wyoming produziert rund 40% der Kohle in den USA, aber die Förderung ist in 2020 um 1/3 gegenüber 2018 eingebrochen.

Man meint es immer noch sehr ernst mit der Weiterentwicklung der Kerntechnik in den USA. Es gibt kaum einen Unterschied zwischen Trump und Biden. Im Oktober 2020 wählte das DOE zwei Typen (Natrium und Xe-100) für sein Advanced Reactor Demonstration Program (ARDP) aus. Diese beiden bekommen jeweils etwa die Hälfte der Baukosten als Fördermittel für ihren ersten Reaktor im kommerziellen Betrieb. Der Pferdefuß dabei ist, sie müssen innerhalb von fünf bis sieben Jahren am Netz sein – von der Konstruktion über das Genehmigungsverfahren bis zur Montage. Ein enormer wirtschaftlicher Druck, für ein Projekt mit geschätzt über fünf Milliarden Kosten. TerraPower hat im März 2021 den Vertrag mit Fertigstellungstermin 2028 unterschrieben. TerraPower erwartet die Baugenehmigung 2023 und die Betriebsgenehmigung 2026.

Der Bundesstaat Wyoming hat ein Gesetz erlassen (House Enrolled Act 60), das es erlaubt Kohle- und Erdgaskraftwerke durch SMR mit gleicher Leistung zu ersetzen. Es ist bereits die Stilllegung der PacifiCorp Kraftwerke: Dave Johnston (922 MWel), Jim Bridger (2442 MWel), Naughton (832 MWel) und Wyodak (402 MWel) beschlossen.

Generation IV aus Kanada

Das kanadische Unternehmen Terrestrial Energy Inc plant den Bau eines Small Modular Reactor (SMR) auf dem Gelände des bestehenden Kernkraftwerks Darlington.

Der Reaktor

Der IMSR400 ist ein Reaktor mit einer thermischen Leistung von 400 MWth. Bei reiner Stromerzeugung kann er damit etwa 195 MWel liefern. Brennstoff und Kühlmittel sind Fluoride (Salzschmelze) mit und ohne Uran. Das „I“ bedeutet, daß sich alle wesentlichen Komponenten (Salzschmelze, Pumpen, Regelstäbe, Wärmeübertrager etc.) in einem hermetisch verschlossenen Behälter befinden. Dieser hat ungefähr eine Höhe von 7m und einen Durchmesser von 3,6m. Er kann relativ dünnwandig sein, da er nahezu drucklos ist. Die komplette Einheit soll in einer Fabrik vorgefertigt werden und verbleibt sieben Jahre im Kraftwerk in Betrieb. Dieser „Topf“ wird in einen weiteren Behälter im Kraftwerk gestellt, der die Funktion eines Containment übernimmt. Zwei dieser Behälter befinden sich in einem unterirdischen Silo. Nach sieben Betriebsjahren – wenn der Brennstoff erschöpft ist – wird der Reaktor auf den zweiten frischen Reaktor umgeschaltet. Der erste verbleibt im Silo, bis die Strahlung entsprechend abgeklungen ist. Dann wird die radioaktive Schmelze abgepumpt und der entleerte Reaktorbehälter in ein Zwischenlager auf dem Kraftwerksgelände abgestellt. Während des siebenjährigen Betriebs wird – im Gegensatz zu heutigen Leichtwasserreaktoren – der Reaktorbehälter nicht geöffnet.

Der Reaktor ist selbstregelnd. Steigt die Temperatur an, erlischt die Kernspaltung (negativer Temperaturkoeffizient) selbsttätig. Über die eingebauten Umwälzpumpen kann die Leistung – wie bei einem Siedewasserreaktor – sehr schnell verändert werden. Wird mehr Salzschmelze durch den Graphit-Moderator gepumpt, wird entsprechend mehr Uran (Anreicherung <5%) gespalten und die Leistung steigt. Soll der Reaktor dauerhaft abgeschaltet werden, fahren Regelstäbe in den Moderator ein. Vor einer unbeabsichtigten Leistungsexkursion schützen Kapseln mit löslichen Neutronenabsorbern, die beim Schmelzen in die Salzschmelze frei gesetzt werden.

Die Nachzerfallswärme wird über den Reaktorbehälter und das „Containment“ passiv an die Umgebungsluft abgeführt. Der Reaktor wäre damit „walk away“ sicher. Der Reaktor besteht wärmetechnisch aus drei Kreisläufen: Die im Brennstoff entstandene Energie wird durch Wärmeübertrager an einen sekundären Kreislauf aus gleichem Salz, aber ohne Uran und Spaltprodukte abgegeben. Dieser überträgt die Energie an einen tertiären Kreislauf aus „Solarsalz“ außerhalb des Reaktors. Diese etwas umständlich anmutende Anordnung garantiert, daß nur nicht radioaktive Salzschmelze den Reaktorbereich verläßt. Diese heiße Schmelze kann gespeichert werden, unmittelbar zur Dampferzeugung (konventionelle Anlagentechnik) verwendet oder als Fernwärme industriellen Prozessen zugeführt werden. Damit ergibt sich eine bisher nicht gekannte Flexibilität. Der Reaktor kann stets mit voller Leistung laufen (optimale Kosten) und die erzeugte Wärme den Anforderungen entsprechend aufgeteilt werden. Dies ermöglicht völlig neue Konzepte mit Wind- und Sonnenenergie. Ein ähnlicher Ansatz wurde bereits bei Solar-Turm-Kraftwerken probiert (daher der Name Solarsalz). Man kann das heiße Solarsalz (etwa 600°C) direkt einem Dampferzeuger zuführen oder in isolierten Tanks lagern. Wenn keine Sonne scheint, wird die gespeicherte Energie über einen konventionellen Dampfkreislauf zur Stromproduktion genutzt. Neben einer industriellen Nutzung (Heizwärme hoher Temperatur) zielt dieses Reaktorkonzept darauf ab, die immer größer werdenden Mengen an „Flatterstrom“ (Photovoltaik und Windmühlen) doch noch einer sinnvollen Verwendung zu führen zu können. Es ist daher kein Zufall, daß gerade die Großinvestoren (z. B. Berkshire Hathaway), die Milliarden Subventionen für „Erneuerbare“ abgegriffen haben, brennend an solchen Reaktorkonzepten interessiert sind, um ihre „gestrandeten Investitionen“ wieder flott zu machen. Sind die Subventionen abgelaufen, kann nur noch der Börsenpreis erzielt werden. Wie wir bereits in Deutschland sehen, reicht dieser aber meist nicht aus, um die Anlagen wirtschaftlich weiter zu betreiben. Die Sonne schickt zwar keine Rechnung, aber sie gibt auch kein Geld für die Betriebskosten.

Der Standort Darlington

Darlington liegt im Südosten von Kanada, nahe der Grenze mit den USA. Das Kernkraftwerk Darlington ging 1992–1993 in Betrieb und besteht aus vier Schwerwasser-Reaktoren vom Typ CANDU 850 mit je 878 MWel Nettoleistung. Eine hervorragende kerntechnische Infrastruktur ist also vorhanden. Die kanadische Regierung beschloss deshalb auf dem Gelände den ersten SMR in Kanada bauen zu lassen. Eine Genehmigung für den Standort (Umweltschutz etc.) liegt bereits vor. Es stehen drei Reaktortypen zur Auswahl: GE Hitachi’s BWRX-300 (Siedewasserreaktor), X-energy’s Xe-100 (Helium- Hochtemperaturreaktor) und der IMSR400 (Salzschmelze). Beste Aussichten haben wahrscheinlich zwei IMSR400 (Zwillingsanlage) mit zusammen 380 MWel, da sie eine rein kanadische Entwicklung sind. Kanada hofft auf bessere Exportmöglichkeiten, wenn alle Rechte kanadisch sind. Der Weltmarkt für den Ersatz alter Kohlekraftwerke in dieser Leistungsklasse ist riesig. Kanada hat traditionell Exporterfolge in Ländern, die nicht so gut mit den USA standen und gegenüber russischer Technik abgeneigt waren. Nur kauft heute kein Land mehr einen Papier-Reaktor. Es müssen Referenzkraftwerke vorgezeigt werden. Gleichwohl verzichtet die CNSC (Canadian Nuclear Safety Commission) nicht auf die jahrzehntelangen Erfahrungen in den USA und kooperiert mit der NRC (Nuclear Regulatory Commission) seit 2019 in einem gemeinsamen Zulassungsverfahren. Der IMSR (Integral Molten Salt Reactor) ist damit der erste unkonventionelle Reaktor, der gleichzeitig gemeinsam untersucht wird.

Kerntechnik heute

Kerntechnik ist heute mehr denn je ein internationales Geschäft. Je früher man zusammen arbeitet, umso leichter geht später der Verkauf und Bau in unterschiedlichen Ländern und Kulturen. Ebenso läßt sich der enorme Kapitalbedarf besser schultern. Außerdem sind Unternehmen der Kerntechnik ausnahmslos Spezialisten mit jahrzehntelanger Erfahrung und Know How. Für „Newcommer“ ist der Einstieg in diese Welt mit ihrer ausgeprägten Sicherheitskultur nur schwer möglich.

So entwickelt Terrestrial den Graphitmoderator zusammen mit Frazer-Nash, einem britisch-australischen Ingenieurunternehmen. Frazer-Nash bringt die praktischen Erfahrungen aus mehreren Jahrzehnten mit den 14 AGRs (Advanced Gas-cooled Reactors) in GB ein. Getestet wird das Reaktorgraphit seit 2020 von der niederländischen NRG (Nuclear Research and Consultancy Group) in deren Hoch-Fluss-Reaktor in Petten.

L3Harris liefert einen Simulator für den IMSR. Er dient nicht nur für die Ausbildung der zukünftigen Betriebsmannschaft (Orchid), sondern unterstützt schon die Entwickler mit der Simulations-Software MAPPS (hoch auflösende Simulation und Visualisierung aller Komponenten). L3Harris ist ein US-Unternehmen, der Simulator wird aber in Kanada entwickelt und gebaut.

Terrestrial Energy hat das kanadische Ingenieurunternehmen Hatch (9000 Mitarbeiter) mit der Planung, Ausschreibung, Bauplanung und der Kostenschätzung beauftragt. Hatch hat bereits eine Studie über den volkswirtschaftlichen Nutzen des Projekts veröffentlicht. BWXT Canada wurde mit der Planung des Dampfkreislaufs beauftragt. Der Entwicklung des Dampferzeugers (Solarsalz / Wasser) kommt dabei eine zentrale Bedeutung für das Projekt zu. Für den späteren Betrieb wurde Ontario Power als lokaler Versorger einbezogen. Selbst mit dem deutschen Pumpenhersteller KSB sollen Pumpen für den Primärkreislauf (Salzschmelze mit Uran) des IMSR entwickelt werden.

Durch die frühe Einbeziehung von Spezialisten als Partnerunternehmen für bestimmte Baugruppen, kann nicht nur die Entwicklungszeit, sondern insbesondere auch das Genehmigungsverfahren beschleunigt werden.

Brennstoff

Insbesondere für einen etwaigen Export müssen komplett neue Safeguards (Maßnahmen zur Überwachung von Nuklearmaterial) für diese Uran-Salze entwickelt werden. Dies geschieht in enger Zusammenarbeit mit dem CNL (Canadian Nuclear Laboratories) und der IAEA (International Atomic Energy Agency).

Für Brennstoffe in der Form von Salzschmelzen muß ein kompletter neuer Brennstoffkreislauf aufgebaut werden. Um die Sache nicht noch komplizierter zu machen, beschränkt sich Terrestrial Energy auf Uran mit einer Anreicherung von unter 5% U235 – also Brennstoff, wie er heute weltweit in Leichtwasserreaktoren verwendet wird. Damit kann man alle Vorstufen (Urangewinnung, Konversion und Anreicherung) bis zur Herstellung von Brennelementen komplett übernehmen. Erst mit der Herstellung der Uransalze scheiden sich die Wege. Dabei darf man auch die aufwendigen Transportketten nicht außer Acht lassen. Es ist deshalb beim IMSR auch kein Wechsel der Brennelemente vorgesehen. Der komplette „Reaktor“ soll nach sieben Betriebsjahren komplett durch einen „frischen Reaktor“ ausgetauscht werden. Man muß also nach sieben Jahren keine abgebrannten Brennelemente, sondern die ganzen „Töpfe“ mit all ihren Einbauten als „Atommüll“ zwischenlagern. Dies geschieht wohlwissend anfangs durch stehen lassen im Silo. Wenn die Strahlung auf ein handhabbares Maß abgeklungen ist, werden die „Töpfe“ in ein Zwischenlager auf dem Kraftwerksgelände abgestellt. Eine Wiederaufbereitung des Brennstoffs und eine Dekontamination der alten Reaktoren ist bis auf weiteres nicht vorgesehen. Prinzipiell ist dies möglich, aber erst sinnvoll, wenn man eine größere Anzahl verbrauchter „Reaktoren“ hat.

Partner beim Aufbau einer kompletten Kette für die Brennstoffversorgung ist Centrus Energy. Darüberhinaus gibt es auch eine Zusammenarbeit mit dem Brennstoffkonzern Cameco (Uranförderung, Reinigung, Konversion, Brennelemente für CANDU-Reaktoren etc.). Cameco möchte in den Bereich SMR diversifizieren und zusammen mit Terrestrial den Weltmarkt bedienen. Parallel gibt es eine ähnliche Zusammenarbeit mit Orano und Westinghouse für den Brennstoffkreislauf. Ziel ist es von Anfang an mit einer möglichst breiten Zulieferindustrie zu starten, um potentiellen Kunden eine unabhängige Versorgung zu ermöglichen. Die Energieversorger sind es heute gewohnt, über Systemgrenzen hinweg, Brennelemente für ihre Leichtwasserreaktoren einkaufen zu können. Versorgungssicherheit ist stets ein Killerkriterium.

Auch treten die engen Bindungen zwischen Kanada und GB wieder hervor: Das NNL (UK National Nuclear Laboratory) übernimmt viel Entwicklungsarbeit für den Brennstoff. In Bezug auf die notwendigen Tests der Brennstoffsalze greift man auf die jahrzehntelange Erfahrung in den USA zurück. Das ANL (US Department of Energy’s Argonne National Laboratory) übernimmt eine zentrale Rolle. Dies ist insbesondere für den Bau eines IMSR in den USA von ausschlaggebender Bedeutung, da bei diesem Reaktor das Brennstoffsalz der Kernbereich eines Genehmigungsverfahrens sein dürfte.

Politik

Die kanadischen Regierungen (auf Bundes- und Landesebene) stehen voll hinter dem Projekt. Es wurde nicht nur der unmittelbare Sinn der Energiegewinnung, sondern auch der industriepolitische und volkswirtschaftliche Vorteil erkannt. Kanada will ein unabhängiges Industrieland bleiben. Kerntechnik ist eine Schlüsseltechnologie, die alle anderen „High Tech Bereiche“ (Werkstofftechnik, Automatisierung, Software, usw.) nutzt und vor sich her treibt. Sie schafft jede Menge hochqualifizierter und gut bezahlter Arbeitsplätze. Überall in der Welt liegt das Lohnniveau deutlich über dem Durchschnitt.

Kanada hat schon immer – anders als in Deutschland – auf eine große Zustimmung in der Bevölkerung geachtet. So ist es sicherlich kein Zufall, daß Terrestrial nicht nur ein Grundsatzabkommen mit der FNPA (First Nations Power Authority) abgeschlossen hat, sondern auch Mitglied geworden ist. Die FNPA ist die einzige gemeinnützige Organisation im vollständigen Besitz und unter der Kontrolle der Indianerstämme (First Nations) in Nordamerika. Längst haben die Ureinwohner erkannt, daß es wenig Sinn macht, sich nur mit ein paar Arbeitsplätzen in den Bergwerken auf ihren Gebieten abspeisen zu lassen. Sie wollen gezielt in die Stromproduktion investieren, um die Lebensumstände ihrer Stämme zu entwickeln und gut bezahlte Arbeitsplätze für ihre Kinder zu erschaffen. SMR bieten für sie eine völlig neue Chance.

Der kanadischen Regierung ist es ernst. So hat sie im Oktober Terrestrial einen Zuschuss von umgerechnet 14 Millionen Euro gegeben, damit sie über 200 zusätzliche Mitarbeiter einstellen können, die das Genehmigungsverfahren beschleunigen sollen. Dieser Betrag wird als Investition des nationalen Innovationsfonds verbucht. Es ist weiterhin Ziel, bis 2028 den ersten IMSR ans Netz zu bringen. Dabei sollte man beachten, daß die kanadische Regierung durchaus nicht alle Eier in einen Korb legt. Parallel wird an noch zwei ausgewählten SMR gearbeitet: Dem nicht so exotischen Xe-100 von X-energy’s, einem Helium-Hochtemperaturreaktor und dem nahezu baufertigen Siedewasserreaktor BWRX-300 von Hitachi. Darüberhinaus werden natürlich die CANDU-Reaktoren modernisiert und weiter entwickelt. Kanada setzt voll auf Kernkraft.

Steigende Energiepreise

Langsam geht unter den „Energiewendern“ in Europa die Angst vor explodierenden Preisen um. Sicherlich nicht in Deutschland, aber sonst wo in Europa, könnte das Volk im Winter unruhig werden. Selbst unsere Gorch-Fock-Uschi und ihre Spielkameraden verbreiten schon einen Werkzeugkasten (Tackling rising energy prices: a toolbox for action and support) zur Volksberuhigung. Geht man doch von über 30 Millionen Menschen aus, die im Winter ihre Wohnungen nicht ausreichend beheizen können. Wieder einmal werden Haushalte mit geringem Einkommen (Rentner, Allein-Erziehende, Geringverdiener etc.), besonders in ärmeren Ländern (Bulgarien, Rumänien etc.), hart betroffen. Wer weiß schon, ob die es diesmal genauso klaglos hinnehmen, wie nach dem Zusammenbruch des letzten sozialistischem Experiments vor über 30 Jahren? Es könnte ja auch sein, daß die diesmal endgültig die Schnauze voll haben von der Planwirtschaft. War der Anstieg der Großhandelspreise (2019–2021) für Erdgas um 559% und für elektrische Energie um 259% in Deutschland tatsächlich so unvorhersehbar? So wie die Flutkatastrophe? Wenn man nur Staatsfernsehen und sonstige Mainstream-Medien sieht, mag man das ja glauben, aber vielleicht gibt es auch Gesetzmäßigkeiten, die diese Entwicklung als Folge der „Großen Transformation“ entlarven. In der Realität gibt es immer verschiedene Ursachen – gleichwohl kann man meist die Bestimmenden leicht herausfinden.

Die Geldmenge

Wenn man über lange Zeit die Wirtschaft mit astronomischen Mengen erfundenen Geldes (Druckerpresse oder elektronisch) flutet, baut sich ein Ungleichgewicht auf. Die Preise müssen entsprechend steigen. Leider geschieht das nicht sofort und gleichmäßig, sondern zeitlich und sektoral verzögert. Das reingepumpte Geld verhält sich wie ein Tintenklecks im Wasserglas. Weiter entfernt vom Eintritt kann das Wasser noch lange klar bleiben, bis es wirksam wird. Das (erfundene) Zentralbankgeld wird über die Banken in den Wirtschaftskreislauf eingeschleust. Dies erklärt, warum die Aktienkurse und Immobilienpreise schon stark angestiegen sind. Plötzlich kann man Milliarden für die Geschäftsidee eines Fahrradkuriers zur Auslieferung hinblättern oder ganze abgewohnte Siedlungen zu überhöhten Preisen einkaufen. Dumm ist das nicht, man nutzt lediglich den Vorteil der eingeschleusten Geldmenge. Derjenige, der das erschaffene Geld zuerst bekommt – meist ist das der Staat selber – kann damit noch Güter zu alten Preisen kaufen und dadurch einen satten Vermögensgewinn (nahezu risikolos) erzielen. Eine wundersame Umverteilungsmaschine entsteht: Denn man muß ja erstmal Geld haben, um Sachwerte zu kaufen. Am anderen Ende stehen all jene, die nur über ein Einkommen verfügen und deshalb immer den steigenden Preisen hinterher laufen müssen. Auch wenn die Gewerkschaften stetig für einen „Lohnausgleich“ sorgen, laufen sie immer zeitlich hinterher und zahlen deshalb drauf. Dies erklärt aber nur das langsame Einfärben des Glases durch den Tintenfleck. In der Wolke können die Preissteigerungen für Begünstigte noch lange verlockend sein, bis sich das Wasser ganz blau eingefärbt hat, das nennt man dann (allgemeine) Inflation mit dem bekannten Katzenjammer.

Preissteigerungen erfordern aber auch eine Nachfrage. Wenn plötzlich Güter allgemein nachgefragt werden (Container, Energie etc.) und auf große Mengen erschaffenes Geld treffen, beginnt ein gnadenloses Wettrennen über den Preis. Da jeder Mensch und jedes Unternehmen Energie benötigt, hat das den Effekt als ob man das Glas schüttelt. Die Tinte als Analogie für das erschaffene Geld breitet sich schnell aus. Wenn man dann trotzdem weiter Geld in die Wirtschaft pumpt, kommen im nächsten Schritt die Gewerkschaften mit der Forderung eines Lohnausgleichs. Die Preisspirale setzt ein. Alles neu? Nein, gar nicht, höchstens vergessen. Am Ende steht wieder ein Jahrzehnt der Stagflation (geringes Wirtschaftswachstum bei steigenden Preisen), wie schon nach den Ölkrisen 1973 und 1976.

Warum diesmal Erdgas?

Am Anfang stand eine neue Technologie, das Fracking. Mit dieser Technik gelang es riesige Gas- und Ölvorkommen in den USA zu erschließen, die vorher nicht nutzbar waren. Nun ist es aber gar nicht so einfach, solch große Mengen in etablierten Märkten unter zu bringen. Letztendlich muß man andere Energieträger über den Preis verdrängen. Vehikel war und ist die „Dekarbonisierung“. Mit gewaltigen Subventionen – wegen einer vermeintlichen Überhitzung unserer Erde – wurden Wind- und Solaranlagen gebaut. Wenn diese mal witterungsbedingt Strom erzeugen, verringern sie damit die Erträge der vorhandenen Kraftwerke. In Deutschland wurden sogar negative Preise als Entsorgungsgebühren erzielt. In den USA drohten selbst die Kernkraftwerke unwirtschaftlich zu werden. Inzwischen muß man zu deren Erhalt weitere Interventionen in den Strommarkt durchführen. Planwirtschaft frißt sich halt wie eine Krebsgeschwulst durch die Wirtschaft.

Wer sich jemals gefragt hat, warum Ölkonzerne in Wind und Sonne investieren, findet in ihrem Gasgeschäft die Antwort. Mit Wind und Sonne allein, kann man gar kein Stromnetz betreiben. Man braucht auf jeden Fall Backup-Kraftwerke für die (überwiegende) Dunkelflaute. Wenn man „dekarbonisieren“ will oder muß, bietet sich hierfür Erdgas an. In Europa hat man ein weiteres planwirtschaftliches Element erfunden: Den Emissionshandel. Bei Lichte betrachtet, ist es eine Sondersteuer auf CO2. Jedes fossile Kraftwerk muß für seine Emissionen die entsprechende Menge an Zertifikaten kaufen. Die Zertifikate werden selbstverständlich vom Staat erschaffen und nach dessen belieben ausgegeben. Parteien – wie z. B. die FDP – verkaufen das auch noch als marktwirtschaftliche Lösung für den „Klimaschutz“. Der Staat kann sich so vor der Verantwortung drücken Grenzwerte (CO2 ist ja nach deren Definition ein Schadstoff) festzulegen und darüberhinaus noch an dem Ablasshandel verdienen. Der ETS (European Union Emissions Trading System) Preis für CO2 ist allein von Januar bis September 2021 um 30 EUR auf 60 EUR pro Tonne gestiegen. Dieser Anstieg bedeutet eine Kostensteigerung bei der elektrischen Energie von rund 10 EUR/MWh für ein modernes Erdgaskraftwerk (Wirkungsgrad 50%) bzw. 25 EUR/MWh für ein Kohlekraftwerk (Wirkungsgrad 40%). Gleichzeitig stieg aber der Gaspreis um 45 EUR/MWhth, was allein zu einer Steigerung der Stromkosten von 90 EUR/MWel bei einem Erdgaskraftwerk führt. Kohle ist dadurch trotz der höheren CO2Kosten wieder der günstigere Brennstoff geworden.

Wie gehts weiter?

In der EU hat Erdgas einen Anteil an der Primärenergie von rund 25%. Wichtig zur Beurteilung der Auswirkungen für uns ist, daß 23% die Industrie, aber 51% die Haushalte (Heizung) verbrauchen. Nur 26% werden bisher verstromt. Allerdings wird hier Deutschland mit seiner Wind- und Sonnenpolitik bei gleichzeitigem Ausstieg aus Kohle und Kernenergie zum Kostentreiber für ganz Europa werden. Die Strompreise werden den gesamten Winter über weiter steigen. Durch die Verknüpfung aller Strombörsen steigen nicht nur die Preise in Deutschland, sondern werden vielmehr in ganz Europa nach oben gezogen. Es wird sich sehr schnell die Frage stellen, ob unsere Nachbarn bereit sind, die Kosten der wahnwitzigen deutschen Energiepolitik zu tragen. Dies gilt ganz besonders für Frankreich vor der Präsidentenwahl mit seinem hohen Kernenergieanteil. Wird Frankreich die Lieferungen nach Deutschland begrenzen oder die Windfall-Profite nutzen um seine Endverbraucherpreise zu subventionieren? Schauen wir mal. Unsere Ampel könnte hier ganz unerwartet ihre erste „Europakrise“ durchmachen müssen.

Europa steht auf sehr tönernen Füßen. 90% des Erdgases, 44% der Kohle und 97% des Öls müssen importiert werden. Für viele Branchen werden die steigenden Weltmarktpreise fatale Folgen haben. Die Energiekosten machen schon heute 71% bei der Düngemittelproduktion, 40% beim Aluminium (primär) und 25% beim Flachglas aus. Ganze Industrien könnten weg brechen. So, wie schon die Magnesiumproduktion aus Europa komplett abgewandert ist. Wer Flugzeuge und Autos bauen will, braucht aber zwingend Magnesium.

Kurzfristige Hilfe ist weder aus Russland noch aus den USA zu erwarten. Erdgas läßt sich nur schwer kurzfristig steigern (Bohrungen, Rohrleitungen und Aufbereitung) und noch schwerer transportieren (Verflüssigung und Tankerkapazitäten). Nur ein Ausweichen auf Kohle und Öl verspricht kurzfristig Linderung. Die Preise für LNG aus den USA liegen derzeit in den asiatischen Häfen zwischen 31 bis 34 USD/MWh (gegenüber dem durchschnittlichen Großhandelspreis in Europa von etwa 45 EUR/MWh). Alles hängt davon ab, wie der Winter auf der Nordhalbkugel wird und die Wirtschaft in China wieder anspringt. Schnell kann auch eine geringe Nachfrage die Preise in ungekannte Höhen treiben.

Und die Kernenergie?

Glücklich ist der, der schon Kernkraftwerke in Betrieb oder wenigstens im Bau hat. Kernenergie ist wegen der hohen zeitlichen Verfügbarkeit (>90%), der geringen Brennstoffkosten und der langen Nutzungsdauer der Brennelemente (> 3 Jahre im Reaktor) die preisstabilste (thermische) Stromerzeugung. Dies hat man inzwischen auch in den USA erkannt. Von der Abschaltung wegen hoch subventioniertem „Grünstrom“ ist dort keine Rede mehr. Der Wintereinbruch in Texas mit großflächigen Stromabschaltungen und explodierenden Preisen für elektrische Leistung und Energie war eine heilsame Lehre. Die „Anti-Atomkraft-Bewegung“ hat an Boden verloren, nachdem die ideologisch bedingten Abschaltungen von „Atomkraftwerken“ in Kalifornien zu Zuständen, wie in Afrika geführt haben: Allein im Großraum Los Angeles knattern inzwischen über Einhunderttausend Notstrom-Aggregate vor sich hin. Eine bittere Konsequenz der immer zahlreicheren lokalen Stromabschaltungen. Mal am Rande bemerkt – wie in Afrika – sind die ärmsten Bevölkerungsschichten am schlimmsten davon betroffen.

Auch die härtesten Ideologen werden nach diesem Winter das Thema Kernenergie neu bewerten (müssen). Das ist aber beileibe kein Grund für die kerntechnische Industrie zu frohlocken. Es bleiben nach wie vor die hausgemachten Probleme:

  • Lange Bau- und Planungszeiten. Die Planungszeiten sind eher ein politisches Problem und könnten leicht verkürzt werden. Im Moment sind nur China, Russland und Korea in der Lage, Kernkraftwerke in etwa sechs Jahren zu bauen. Dies liegt an der Serienproduktion und vor allem der Kontinuität ihrer Programme.
  • Die Fertigungskapazitäten für Kernkomponenten (Reaktordruckbehälter, Hauptkühlmittelpumpen, Turbinenläufer etc.) sind nur eingeschränkt. Ein Ausbau erfordert viel Kapital und die feste Überzeugung, daß ein Boom auch länger anhalten würde.
  • Es fehlt an qualifiziertem Personal. Das ist schon länger z. B. in USA und GB erkannt worden. Man hat dort schon viel Geld in die Hand genommen, um Universitäten und Ausbildungszentren (insbesondere für Facharbeiter) auszubauen. In Frankreich und Deutschland ist man eher andersherum vorgegangen – mit den bereits spürbaren Konsequenzen (Olkiluoto, Flamanville).
  • Für alle „Kleinreaktoren“ gilt das vorgenannte prinzipiell genauso. SMR sind kein Allheilmittel. Sie versprechen nur Erfolg, wenn man die gemachten Fehler nicht wiederholt. Sie bieten allerdings die Chance, ganz neue Hersteller einzubeziehen. Ein weg von der Kultur der Anlagenbauer (Raffinerien, Chemiefabriken, Großbauten etc.) hin zu der Kultur der Serienhersteller (Flugzeuge, Automobile etc.) könnte heilsam wirken.
  • Die größte Gefahr lauert aber in der sich anbahnenden Inflation. Sie wird eher kurz als lang zu steigenden Zinsen führen. Hohe Zinsen sind aber Gift für kapitalintensive und langlebige Investitionen. Auch dies ist keine neue Erkenntnis. Die Hochzinsphase infolge der beiden Ölkrisen hat maßgeblich zum Ende des hoffnungsvollen Wachstums der kerntechnischen Industrie beigetragen. Neue Aufträge blieben aus und angefangene Projekte wurden teils mitten in der Bauphase abgebrochen.

Kernenergie in Tschechien

Hin und wieder empfiehlt es sich, mal einen Blick auf seine „kleinen“ Nachbarn zu werfen. Dies gilt ganz besonders für die, die glauben immer voran gehen zu können – sonst könnten die irgendwann feststellen, daß sie ganz allein dastehen, umzingelt von Andersdenkenden. Tschechien war und ist Kohlenland. Zwar ist der Primärenergie-Anteil nach dem Zusammenbruch des Ostblocks schon deutlich geringer geworden (1990–63,2%, 2020–30,3%), aber immer noch sehr hoch. Im Ostblock war Tschechien sogar Nettoexporteur. Der Energieverbrauch an Kohle betrug 2019 rund 14 Mtoe (Millionen Tonnen Öläquivalent), von dem etwa 74% für Wärme und Stromerzeugung eingesetzt wurden. Der Anteil an Steinkohle an der inländischen Förderung ist nur noch gering und soll bis 2023 vollständig auslaufen. Bei Braunkohle sieht es noch anders aus: Die Jahresproduktion betrug 2020 über 31 Millionen Tonnen. Die laufenden Tagebaue verfügen noch über Reserven von knapp 600 Mto. Allerdings kommt der Bergbau auch in Tschechien an seine wirtschaftlichen Grenzen und die Kohleimporte nehmen stetig zu. Der Löwenanteil wird – wie in Deutschland auch – in elektrische Energie umgewandelt. Eine Besonderheit ist, daß jährlich 2 bis 3 Millionen Tonnen Braunkohle für die Gebäudeheizung verwendet werden – überwiegend in Fernwärmenetzen in den Städten – und nur in geringem Umfang als Brikett in ländlichen Regionen.

Der Druck aus Brüssel

Braunkohle ist ein heimischer Energieträger, der dem Staat sogar noch direkte Einnahmen über Royalties und indirekte über die Arbeitsplätze verschafft. Brüssel nimmt nun diese Industrie auf mehreren Wegen in die Zange:

  • Durch den Emissionshandel ETS verteuert sich der heimische Energieträger Braunkohle rapide gegenüber dem importierten Erdgas (aus Russland).
  • Die strengen Abgasvorschriften der EU für Kraftwerke zwingen Tschechien zu einem teueren Nachrüstungsprogramm oder sogar zur Schließung der Kraftwerke. So sollen bis 2023 knapp 1,6 GW Braunkohle-Kraftwerke vom Netz gehen. Das sind etwa 14% der Gesamtleistung. Konsequenz ist, daß der Kohlestrom schon 2025 nur noch 25% und ab 2030 wahrscheinlich nur noch 12,5% betragen soll. Eine enorme Bürde für ein so kleines Land mit seiner leidvollen Geschichte.

Die sozialen Verwerfungen der „Großen Transformation“ werden gewaltig sein. Wie weltfremd und absurd Brüssel dabei vorgeht, zeigt sich z. B. an den zu erwartenden Heizkostensteigerungen in den sozialen Brennpunkten der Großstädte: Man unterwirft die Heizkraftwerke der vollen ETS-Abgabe, während Individual-Heizungen davon befreit bleiben – wehe wenn Zentralismus und „Sozialpolitik“ aufeinander treffen. Die Zeche zahlen nicht nur die Mieter in den Plattenbausiedlungen, sondern letztlich auch noch die Natur, denn Kraft-Wärme-Kopplung ist einer der umweltfreundlichsten Formen der Heizung. Immerhin werden ungefähr die Hälfte der Bevölkerung durch Fernwärme versorgt.

Die Alternativen

Tschechien hat 10,7 Millionen Einwohner auf einer Fläche von 79 000 km2. 75% der Einwohner leben in Städten. „Bioenergie“ kann deshalb keine Alternative, bestenfalls eine Ergänzung sein. Offshore-Wind geht in einem Binnenstaat auch nicht. Mit Sonnenenergie ein Industrieland in solch nördlichen Breiten versorgen zu wollen ist absurd. Die totale Abhängigkeit von russischem Erdgas will auch keiner, die Verschandelung der Höhenzüge mit Windmühlen geht mangels Platz und fehlender Speicher auch nicht. Es bleibt also nur mit voller Kraft voraus ins Kernenergiezeitalter. Keine neue Erkenntnis, die Bevölkerung war und ist immer positiv gegenüber Kernkraftwerken eingestellt. Daran hat dort auch keine Flutwelle im fernen Japan etwas ändern können.

Dukovani und Temelin

Tschechien besitzt die Kernkraftwerke Dukovani (vier Blöcke mit zusammen 2040 MW) und Temelin (zwei Blöcke mit zusammen 2250 MW). Die Reaktoren in Dukovani (VVER-440/213) gingen zwischen 1985 und 1987 ans Netz. Die Reaktoren in Temelin (VVER-1000/320) wurden 2002 und 2003 – also erst nach dem Zusammenbruch des Ostblocks – fertiggestellt. Bemerkenswert ist die Kontinuität im Bau von Kernkraftwerken über alle System-Brüche hinweg. Alle Reaktoren sind noch sowjetische Konstruktionen. Sie wurden aber auf westliche Sicherheitsstandards nachgerüstet bzw. durch Westinghouse zu Ende gebaut. Verständlich, daß man sich nach dem „Prager Frühling“ gegenüber Russland etwas distanziert verhält. 2020 produzierten diese Kraftwerke etwa 37,5% der elektrischen Energie bzw. 19,5% der Primärenergie.

Bemerkenswert ist die Versorgung mit Fernwärme für zwei Nachbarstädte von Temelin. Der Ausbau für die 26 km entfernte Stadt České Budějovice (100 000 Einwohner) ist in Arbeit. Der Ausbau der Fernwärme um den Standort Dukovani in Planung (Brno mit 380 000 Einwohnern, 40 km entfernt). Ein so konsequentes Bekenntnis für Kernenergie zur Gebäudeheizung findet man sonst nirgendwo (noch nicht) in Europa.

Die tschechischen Kernkraftwerke wurden nicht nur sicherheitstechnisch auf internationalen Standard nachgerüstet, sondern auch beständig modernisiert. So wurde die Leistung des Kraftwerks Dukovani bis 2021 um 12% auf 2040 MWel gesteigert. Ein ähnliches Programm für Temelin läuft noch. Das alles ist möglich, weil Tschechien über eine bemerkenswerte Forschungs- (3 Forschungsreaktoren) und Ausbildungskapazität verfügt. Skoda war schon im Ostblock ein angesehener Lieferant für Kraftwerkskomponenten.

Neubauprogramm

In den letzten Jahrzehnten wurde immer wieder der Ausbau befürwortet und Angebote eingeholt. 2015 wurde im Rahmen eines Langzeitprogramms für die kerntechnische Industrie der Zubau von drei Reaktoren an den alten Standorten genehmigt. Priorität hat Dukovani 5 als Ersatz für die vorhandenen Blöcke nach (bisher geplant) 60 Jahren Betriebszeit. Geplant ist der Baubeginn für 2029 und die Fertigstellung 2036. Aufgerufen sind nur Modelle mit nachgewiesener Betriebserfahrung. Favorisiert werden der französische EPR, der koreanische APR1400 und der AP1000 aus den USA. Die endgültige Entscheidung wird für den Herbst 2021 – nach den Parlamentswahlen – erwartet.

Die neu gegründete Zweckgesellschaft Elektrárna Dukovany II geht von Baukosten von 6 bis 7 Milliarden USD aus (5000–5833 USD/kWe ohne Finanzierungskosten). Die tschechische Regierung beschloss 2020, daß 70% der Investitionskosten durch einen staatlichen Kredit finanziert werden, der während der Bauzeit zinslos ist und nach Inbetriebnahme mit 2% verzinst wird. Darüberhinaus verabschiedete 2020 die tschechische Regierung ein Gesetz, das es dem Staat erlaubt, ein festes Kontingent (>100 MWel) für mindestens 30 Jahre vom Erzeuger abzukaufen. Diese Energiemenge wird über den Großhandel verkauft. Etwaige Verluste oder Gewinne werden über den Einzelhandelspreis umgelegt. Bei Lichte betrachtet, entspricht dieser Ansatz einer öffentlichen Investition – z. B. für eine Autobahn, einen Kanal etc. – die zu einem Festpreis (das Risiko von Kostensteigerungen während der Bauzeit geht voll zu Lasten des Lieferanten) vergeben wird und die Nutzung (Preis der kWh) meistbietend versteigert wird. Dies ist eine besonders intelligente Lösung, wenn man bedenkt, daß Temelin z. B. nur 60 km von der deutschen und 50 km von der österreichischen Grenze entfernt ist. Diese beiden Länder können sich gern bei Dunkelflaute Strom in Tschechien (zu hohen Preisen wegen der Nachfrage) ersteigern, der „Profit“ kommt dann unmittelbar dem tschechischen Stromkunden zu gute. Energiepolitik einmal ohne Ideologie, dafür aber clever. Sie ist nicht gegen die eigene Bevölkerung gerichtet. Anders als z. B. in Deutschland, wo alle Risiken über das EEG von der Allgemeinheit (den Stromkunden) voll getragen werden müssen, die Gewinne aber ausschließlich garantiert in die Taschen der Sonnen- und Windbarone fließen.

Tschechien geht aber auch mit der Zeit. Frühzeitig wurden Kooperationen für Small Modular Reactors (SMR) mit GE Hitachi (300 MWel Siedewasserreaktor), NuScale (77 MWel Druckwasser-Module) und Rolls-Royce (477 MWel Leichtwasserreaktor) geschlossen. Kleine Reaktoren können für die Kraft-Wärme-Kopplung und die Industrie eine sinnvolle Ergänzung darstellen. Außerdem kann sich die heimische Industrie (Skoda) besser in die Lieferketten einbringen. Der Eigenanteil könnte wesentlich höher sein.

Konsequenzen für Deutschland

Man kann die Ausbaupläne mit einem lachenden und einem weinenden Auge betrachten. In Deutschland werden die Strom- und Heizkosten weiter explodieren – die momentanen Preissteigerungen bei Erdgas sind nur das Wetterleuchten. Wer auf Wind und Sonne zur Energieversorgung setzt, setzt in Wirklichkeit auf Erdgas, wenn er aus Kohle und Kernenergie aussteigt. Immer, wenn der Wind nicht weht oder die Sonne nicht scheint (ausgerechnet im Winter bis zu 16 h täglich) müssen die Erdgaskraftwerke ran. Wasserstoff aus der Nordsee oder Batterien sind in diesem Sinne reines Schlangenöl. Die Bayern können sich glücklich schätzen, wenn Tschechien vor ihrer Tür neue Kernkraftwerke baut. Teurer Strom ist immer noch besser, als gar kein Strom. Teuer wird er werden, denn der Preis richtet sich immer nach Angebot und Nachfrage, nicht nach den Produktionskosten. Warum sollte Tschechien auch Mitleid mit Deutschland haben? Der ein oder andere Deutsche kann vielleicht sogar als Gastarbeiter über die Grenze gehen, wenn er entsprechend qualifiziert ist. Glückliches Bayern, mit Rindviechern und Biobauern.

Kernenergie als Schiffsantrieb

Auch der Schiffsverkehr gerät neben Stromerzeugung und Autoindustrie unter gewaltigen Druck. So hat die IMO (United Nations International Maritime Organisation) bereits eine Verringerung der CO2-Emissionen um 50% bis 2050 (bezogen auf 2008) beschlossen. Das erfordert eine gewaltige Kraftanstrengung die unser aller Lebenshaltungskosten betrifft. Der Seehandel ist das Herz des Welthandels. Die Größe dieses „Industriezweigs“ ist der Öffentlichkeit meist gar nicht bewußt. Immerhin machen die Reedereien, Hafenbetriebe, Versorger, Werften etc. jährlich einen Umsatz von rund 7000 Milliarden US-Dollar – das ist fast das Doppelte des Bruttoinlandsprodukts von Deutschland. An einem solchen Wirtschaftsgiganten schraubt man nicht mal eben herum. Man vergleiche dies mal mit den Versuchen einer „Dekarbonisierung“ der Autoindustrie und der Stromversorgung in Deutschland. Trotzdem sind Schiffe schon heute ein sehr umweltfreundliches Verkehrsmittel. Sie haben einen Anteil am Welthandel von über 90%, bei einem Anteil von nur etwa 3% an der „Luftverschmutzung“.

Situation heute

Dominierender Antrieb bei allen Frachtschiffen ist der Dieselmotor in all seinen Varianten. Er zeichnet sich durch einen geringen Verbrauch (Wirkungsgrad bis über 50%) bei ausgesprochener Robustheit aus. So hat er auch die Dampfmaschinen bei großen Schiffen abgelöst und ist deshalb selbst im Marineschiffbau eine Ergänzung zur Gasturbine. Er konnte bisher auch – wenn auch zu erhöhten Kosten – alle Anforderungen an die Luftreinhaltung (Ruß, Stickoxide) erfüllen. Wegen seiner Robustheit war er wirtschaftlich konkurrenzlos. Bislang konnte er mit billigem Schweröl (ein anderes Wort für Raffinerierückstände) betrieben werden. Dies geschieht in vielen Gegenden noch immer – ob legal oder illegal. Ein großes Containerschiff verbraucht über 200 to Öl pro Tag. Das entspricht in etwa dem Tankinhalt von drei Mittelklassewagen pro Minute.

Will man nun dem Klimaschutz-Wahn folgen, müssen diese etwa 600 to CO2 pro Schiff und Tag mindestens um die Hälfte verringert werden. Ein schwieriges und extrem kostenträchtiges Unterfangen. Im Moment sind folgende Strategien in der Erprobung:

  • verflüssigtes Erdgas LNG (CH4), welches problemlos in konventionellen Schiffsdieseln mit verfeuert werden kann. Allerdings nehmen die Kryotanks einen erheblichen Raum ein, der als Frachtraum verloren geht. Dies ist deshalb nur eine Übergangslösung bzw. nur für die Küstenschifffahrt geeignet.
  • Methanol (CH3 OH), das wenigstens bei Umgebungsbedingungen flüssig ist und damit in den Brennstofftanks gelagert werden kann. Leider ist der Heizwert nur halb so hoch, wie der von Diesel. Deshalb auch weniger für lange Reisen geeignet.
  • Soll es CO2-frei sein, ist Ammoniak (NH3) im Gespräch. Es ist giftig, aber wenigstens bei moderaten Bedingungen (bei 20°C etwa 9 bar erforderlich oder drucklos bei -33°C) flüssig zu lagern. Allerdings ist auch sein Energiegehalt nur etwa halb so groß, wie der von Diesel. Dies bedeutet bei Langstrecken einen erheblichen Verlust an Laderaum.
  • Gänzlich ungeeignet ist der Wasserstoff als Treibstoff. Wegen seiner extrem niedrigen Temperaturen (-253°C) und seines geringen Energiegehaltes pro Volumen. Man kommt schnell in die Verlegenheit, einen Flüssiggastanker mit Containerstellplätzen zu entwerfen. Wasserstoff ist – wenn überhaupt – nur für die Küstenschifffahrt geeignet. Wahrscheinlich sogar – wegen des ungünstigen Zündverlaufs für einen Verbrennungsmotor – über den Umweg einer Brennstoffzelle als Elektroantrieb.

Außerdem sollte man neben den Kosten auch nicht die Gesamtbilanz der CO2-Freisetzung vernachlässigen. Alle CO2 freien oder armen Brennstoffe sind chemische Produkte, die mit großem Energieaufwand hergestellt werden müssen. Die Herstellung mittels Wind und Sonne ist eine eher romantische Vorstellung. Die CO2– Abscheidung und Endlagerung wiederum ist für alle „Ökos“ Teufelswerk. Auch wer diesen Weg einschlagen will, landet daher zwangsläufig bei der Kernenergie. Wird der Wasserstoff nicht über Kernenergie hergestellt und die enormen Energiemengen zur Synthese von NH3 (hoher Druck und hohe Temperaturen notwendig) nicht ebenfalls durch Kernenergie abgedeckt, wird die „Dekarbonisierung“ ein Rohrkrepierer: Es würde mehr CO2 freigesetzt, als bei der direkten Verfeuerung von Diesel. Noch absurder ist die Verwendung von Methanol, welches aus Fossiler-Energie (z. B. Erdgas) gewonnen werden muß. Auf Phantasmen, wie die Gewinnung von CO2 aus der Luft – welches wohl an anderer Stelle bei der Energiegewinnung in die Luft geblasen wurde (?) – braucht man gar nicht einzugehen.

Der Schritt zur Kernenergie

Auch bei Containerschiffen gilt eine Kostendegression mit der Größe. Vorläufig ist das Ende der Fahnenstange bei 24 000 TEU (Twenty-foot Equivalent Unit) erreicht. Interessant ist, daß nicht die Hafenwirtschaft, sondern der Antrieb die technische Grenze vorgibt. Diese Ultra Large Container Vessel (ULCV) haben etwa eine Länge von 400m, eine Breite von 61m bei einer Tragfähigkeit von 230000 tdw. Die Grenze bei Schiffsdieseln liegt heute bei über 80 MW (z. B. Emma-Maersk-Klasse mit 14 770 TEU, 14 Zylinder-Zweitakter, Höchstgeschwindigkeit 27 kn (50 km/h) dauerhaft). Containerschiffe müssen schnell sein, damit sie sich in die eingespielten Umlaufzeiten für die Perlenketten der Logistik-Branche einreihen können. Darin ist das Problem der erforderlichen Antriebsleistung begründet: Die Antriebsleistung steigt mit der 3. Potenz der Geschwindigkeit. Verdoppelt man die Geschwindigkeit, verkürzt sich zwar die Reisezeit auf die Hälfte, aber die erforderliche Antriebsleistung steigt um das Achtfache und der Energieverbrauch somit um das Vierfache. In der Tat hat der Zwang der hohen Treibstoffpreise zu längeren Umlaufzeiten geführt, was wiederum die Anzahl der notwendigen Containerschiffe erhöht hat. Selbstverständlich führt auch das zu höheren Frachtraten und damit zu steigenden Konsumentenpreisen.

Genau an dieser Stelle kommt die Kernenergie in die Sichtweise der Reeder: Die Investition für ein Schiff mit Kernreaktor dürfte wesentlich höher sein, als die für einem Dieselantrieb. Der Brennstoffverbrauch (Uran, Thorium) ist aber demgegenüber zu vernachlässigen. Plötzlich senkt die Geschwindigkeit auch noch die anteiligen Investitionskosten. Heutige Hüllen sind bereits für 30 kn (56 km/h) gut. Mit dieser Reisegeschwindigkeit verkürzt sich eine Pazifik-Überquerung von 12 Tagen auf etwa 7 Tage. Eine Rotterdam-Korea-Rundreise von heute etwa 80 bis 85 Tagen auf etwa 45 Tage. Würde man dann statt dessen den Umweg um Afrika nehmen, könnte man die 1,5 Millionen USD Transitgebühren für den Kanal von Suez plus einem notwenigen Tankstopp in Singapore sparen.

Der wahrscheinliche Weg

Kernenergie und Schiffe ist überhaupt nichts neues. Man denke nur an die unzähligen Atom-U-Boote und Flugzeugträger etc. Schließlich fing mit dem Bau der Nautilus die moderne Reaktortechnik an. Die kommerzielle Nutzung ist in USA, Deutschland und Japan allerdings kläglich gescheitert. Diese Schiffe waren mehr als Werbeträger, denn als Frachtschiffe gedacht – schön aber unbrauchbar. Eine Sonderstellung nehmen noch die erfolgreichen russischen Eisbrecher ein.

Für Containerschiffe müssen neue Reaktorkonzepte her. Sie müssen ihre gesamte Brennstoffladung (30 Jahre für 30 kn) von Anbeginn mit an Bord haben. Es ist kein Brennelementewechsel in „normalen“ Häfen möglich. Dafür gibt es eine Reihe von Gründen. So müßten solche Häfen und deren Länder alle Anforderungen an Nuklear-Staaten erfüllen. Wegen der Nutzungsdauer (2×25 Jahre) werden z. B. die Druckwasserreaktoren der US-Marine mit hoch angereichertem Uran betrieben. Mit solchem waffengrädigen Uran darf nur in den einschlägigen Marine-Werften in den USA umgegangen werden. Für Handelsschiffe wäre das aus Gründen der Proliferation ein Killerkriterium.

Im Moment werden Flüssigsalzreaktoren in der Fachpresse favorisiert. Es ist kein Zufall, daß auch in Dänemark – von dem in Deutschland immer gern das Bild eines Öko-Bullerbüs gezeichnet wird – gleich zwei Konsortien an der Entwicklung solcher Reaktoren arbeiten. Schiffsdiesel (MAN B&W Diesel) und Container-Reederei (Maersk) sind traditionelle Branchen in Dänemark, in denen die Dänen immer international in der Spitzenklasse vertreten waren und die Entwicklung maßgeblich mit vorangetrieben haben.

Der Schiffsantrieb mit Reaktoren hat noch einen Nebeneffekt. Schiffe brauchen auch im Hafen beträchtliche Mengen elektrischer Energie (Kühl-Container, Anlagentechnik usw.). Heute ist es daher üblich, zumindest Hilfsdiesel auch während der Liegezeiten weiter zu betreiben. Die Versorgung mit „Landstrom“ ist eine Totgeburt wegen der enormen Spitzenleistungen für den Hafen. Im Gegenteil könnten die Schiffe mit Reaktoren, umweltfreundlichen Strom während der Liegezeiten preiswert für die Häfen liefern.

Sicherheit

Reaktoren für Schiffe müssen inhärent sicher sein. Sie müssen einen wachfreien Betrieb ermöglichen und extrem wartungsarm sein. Auf Hoher See muß sich bei Störungen die Betriebsmannschaft mit Bordmitteln selber helfen. Es sind deshalb Seeleute mit speziellen Kenntnissen über Reaktortechnik auszubilden und entsprechende Überwachungsregime zu entwickeln. Zumindest in der Anfangszeit sollten nukleare Schiffe nur unter der Flagge von Staaten mit Kernenergie betrieben werden dürfen. Eine ausgiebige Fernüberwachung ist zu entwickeln und (international) zu praktizieren. Nur so kann den Seefahrern Hilfestellung geleistet werden und Vertrauen in der Öffentlichkeit erhalten werden.

Kernreaktoren können gut geschützt (Kollisionen) und gut abgeschirmt (Schutz der Besatzung vor Strahlung) im Innern von Schiffen eingebaut werden. Sie müssen selbst bei einem Untergang in einem gesicherten Zustand verbleiben. Mit heutigen Mitteln könnten sogar versunkene Reaktoren in der Tiefsee ferngesteuert geborgen werden. Entsprechende Konstruktionen (Haltepunkte) und Hilfsmittel (z. B. zur Fernortung) sind vorzusehen. Schiffsunglücke wird man nie ausschließen können. Wie allerdings die gesunkenen Atom-U-Boote zeigen, geht auch von untergegangenen Reaktoren nur eine sehr geringe Gefahr aus. Das Meer selbst ist eine sehr gute Abschirmung.

Versicherung und Klassifizierung

Gerade im Transportgewerbe ist die Versicherung von speziellen Risiken Alltagsgeschäft. Man ist gewohnt im Schadensfall mit außergewöhnlich hohen Summen umzugehen. So wurde z. B. für Tanker als Konsequenz des Exxon Valdez Unglücks in Alaska eine unbegrenzte Haftung eingeführt (Pollution Act of 1990, OPA90). Damit sich Versicherungen auf so etwas einlassen können, sind genaue Sicherheitsvorschriften und deren Überwachung erforderlich. Bei Schiffen sind hierfür die Klassifikationsgesellschaften maßgeblich. Sie erarbeiten Konstruktionsvorschriften, führen die Bauüberwachung durch und erstellen die Betriebsvorschriften. Ferner führen sie regelmäßig Wiederholungsprüfungen durch. Daneben führen die nationalen Küstenschützer bei jedem Einlaufen Kontrollen durch. So gilt die US-Coast-Guard beispielsweise als besonders pingelig und ist von vielen Seeleuten gefürchtet. Bei Verstößen drohen hohe Geldstrafen für die Reeder bis hin zu (oft praktizierten) Gefängnisstrafen für das verantwortliche Personal.

Der Stand der Dinge

Es geht bei diesem Thema wieder einmal nicht darum, was irgendwelche „Experten für alles und nichts“ in Deutschland glauben darüber zu wissen, sondern was der Rest der Welt denkt und will. Die Thematik der nuklearen Schiffsantriebe ist bei der UNO angesiedelt, bei der Deutschland ohnehin meist nur eine Statistenrolle einnimmt. Es gibt drei internationale Abkommen unter der Aufsicht der IMO: SOLAS (Safety of Life at Sea), MARPOL (Prevention of Polution from ships) und STCW (Standards of Training, Certifikation and Watch keeping of Seafarers). Bereits das Kapitel 8 der SOLAS bezieht sich auf Schiffe mit nuklearem Antrieb. Es wurde bereits 1981 einstimmig verabschiedet. Es ist allerdings sehr speziell für Druckwasserreaktoren geschrieben (Stand der Technik vor 40 Jahren). Die IMO arbeitet bereits daran, diese Regeln für „modernere“ Reaktoren zu erweitern. Noch älter ist die ≫Convention on the Liability of Operators of Nuclear Ships≪ aus dem Jahre 1962. Gleichwohl ist dies eine ausbaufähige Basis. Bis 2023 soll die Klassifikation für Containerschiffe mit Nuklearantrieb fertig sein. 2025 soll ein ≫proof-of-concept≪ für einen Flüssigsalzreaktor vorliegen. Ab 2024/25 soll die Arbeit bei der IMO mit dem Ziel eines ersten Schiffs um 2030 aufgenommen werden.

Aussicht auf Erfolg

Man arbeitet in verschiedenen Ländern an Flüssigsalzreaktoren (MSR). Bisher schien ein Eindringen in den Markt der Stromerzeugung eher unwahrscheinlich. Zu etabliert sind dort die Leichtwasserreaktoren. Hier liegt aber ein völlig neuer Markt im Zusammenhang mit Handelsschiffen vor. MSR scheinen für diese Anwendung entscheidende Vorteile zu besitzen. Der Markt wäre alles andere als klein. Die beständig wachsende Weltflotte besteht heute schon aus über 100 000 Schiffen über 100 to. Dabei sind die größten 7000 verantwortlich für 50% der Luftverschmutzung. Ein Schiffsreaktor wäre deshalb schlagartig ein Massenprodukt. Eine völlig neue Situation für die kerntechnische Industrie. Hält der Klima-Wahn an, wird kaum ein anderer Weg bleiben. Die Herstellung „CO2armer“ Kraftstoffe kann nur für kleinere Schiffe eine notwendige Krücke sein.

Reeder sind und waren sehr innovativ. Viele Reedereien sind immer noch Familienbetriebe. Dies ist ein nicht zu unterschätzender Vorteil gegenüber Staatsbetrieben oder Großkonzernen. Wenn man eigenes Geld einsetzt, ist man sehr erfolgsorientiert. Andererseits sind Großreedereien in der Lage, sehr schnell auch dreistellige Millionenbeträge zu mobilisieren. Risikokapital gibt es genug, es muß jedenfalls nicht zwingend in das x-te Startup für „Digitalisierung“ oder „Fahrradkuriere“ gepumpt werden.

Aktionsplan für eine saubere Energieversorgung im UK

Durch den Brexit befreit von der Engstirnigkeit der Merkel Entourage: von der Leyen, Timmermans und „Ska“ Keller, besinnt sich das Vereinigte Königreich nun wieder auf seine Zukunft und seinen Platz in der Geschichte. Gerade im Zusammenhang mit dem Brexit sollte nie vergessen werden, welch peinliche Rolle Deutschland im Hickhack auf den Neubau des Kernkraftwerks Hinkley Point C gespielt hat. Ein entscheidender Tropfen, der das Faß zum Überlaufen brachte. Während man in Deutschland eine kindliche Lust an der Zerstörung an den Tag legt – Sprengung von Kühltürmen bei funktionsfähigen Kernkraftwerken, Abschaltung modernster Kohlekraftwerke etc. – macht man sich im Vereinigten Königreich Gedanken, wie man als Industrieland weiter bestehen kann. Keine Spur von der deutschen Sehnsucht nach dem Biedermeier: Fleischlos mit dem Lastenrad durch den Windpark. Bemerkenswert ist, daß man im UK die Kernenergie nicht nur unter dem Aspekt der sicheren Energieversorgung und geringer Umweltbelastungen betrachtet, sondern sie ausdrücklich auch als Technologieträger für eine moderne industrielle Gesellschaft mit gut bezahlten Arbeitsplätzen sieht. Hier treffen zwei gänzlich unterschiedliche Vorstellungen über ein zukünftiges Gesellschaftsideal gegeneinander an.

Die Reaktorfrage

Im UK stand man der Kernenergie immer positiv gegenüber. Trotz Unglücksfällen im In- und Ausland. Diese waren stets nur Anlass die Technik zu verbessern und sicherer zu machen. Ganz so, wie die Titanic oder die Comet nicht zur Aufgabe der Seefahrt oder des Flugverkehrs geführt haben. Nur in Deutschland gelang es, eine Technik als Vehikel für eine angestrebte Gesellschaftsveränderung zu mißbrauchen. Ob dies nun an der sprichwörtlichen „German-Angst“, der Sehnsucht nach (zukünftiger) Idylle, der jahrzehntelangen Indoktrination oder einfach an dieser toxischen Mischung insgesamt liegt, mag jeder für sich entscheiden. Tatsache ist aber, daß in keinem Land der Welt Kernenergie so zwanghaft von jeder Überlegung ausgeschlossen wird. Hier regiert (wieder einmal) einfach nur der deutsche Fanatismus die Welt retten zu wollen – egal ob diese das überhaupt so will – mit der (aus deutscher Sicht) einzig wahren und edlen Sonnen- und Windenergie. Wenn dieses Ansinnen nicht so zerstörerisch wäre, könnte man einfach nur darüber lachen.

Wie gänzlich anders stellt sich die Situation im UK dar: Die Ära der ursprünglich 15 AGR (Advanced Gas-cooled Reactors) neigt sich unweigerlich dem Ende zu. Noch sind sie eine zentrale Stütze der Stromversorgung, aber ihre technische Lebensdauer ist erreicht und eine Nachrüstung ist unwirtschaftlich. Hier bahnt sich also das „natürliche“ Ende von Kernkraftwerken an – nicht zu verwechseln mit der mutwilligen Zerstörung von immer noch modernen Kernkraftwerken aus ideologischer Verblendung in Deutschland. Deshalb hat man sich längst im UK entschieden, die abgängigen Kernkraftwerke durch neue zu ersetzen. Zwei große Leichtwasser-Reaktoren sind in Hinkley Point (2×1680 MWel, Typ EPR) bereits im Bau. Über die Finanzierung einer baugleichen Anlage in Sizewell wird nächstes Jahr entschieden. Auch diese Anlage könnte längst in Bau sein, wenn der Brexit früher gekommen wäre und die Politkommissare in Brüssel nicht länger meinten, sie könnten den Briten vorschreiben, wie sie Kraftwerke zu bauen und zu finanzieren hätten. Diese vier Blöcke reichen aber nicht einmal aus, um die vorhandenen Kernkraftwerke zu ersetzen. Ursprünglich wollte man noch Siedewasserreaktoren aus Japan und sogar Druckwasserreaktoren aus China kaufen. Eine schnelle, aber politisch bzw. volkswirtschaftlich wenig sinnvolle Lösung.

Inzwischen gibt es den Trend zu SMR: Reaktoren kleinerer Leistung, aber dafür industriell herstellbar. Die „Kleinheit“ beseitigt ein altes Problem von Industriestaaten ohne geeignete Schwerindustrie. Die Reaktordruckbehälter, Rohlinge der Turbinenwellen etc. können nur noch von wenigen Herstellern weltweit geliefert werden. Geht man auf kleine Leistungen zurück, erschließt sich wieder das Potential im eigenen Land. So ist man bestrebt aus Rolls-Royce (R&R) einen vollwertigen Reaktorhersteller zu machen. Die derzeitige Planung läuft auf den Bau von 16 Kernkraftwerken im eigenen Land heraus. Es ist bereits ein Industriekonsortium gebildet worden und man geht bei etwa 16 Reaktoren von dem Aufbau einer wirtschaftlichen Serienproduktion aus. Darüberhinaus werden schon Verhandlungen mit Partnerländern gestartet. Es soll sich um einen modularen Reaktor mit etwa 475 MWel handeln. Schon eher eine mittlere Größe als ein SMR, aber genau richtig für den Weltmarkt alternder Kohlekraftwerke. Der erste Reaktor könnte Anfang der 2030er Jahre den Betrieb aufnehmen. Dies erfordert jedoch eine konzertierte Aktion zwischen Politik (Wille) und Verwaltung (Genehmigungsverfahren). Technisch, sind keine Probleme erkennbar.

Fortschrittlicher Brennstoffkreislauf

Man hat im UK immer schon großen Wert auf geschlossene Brennstoffkreisläufe vom Natururan über Recycling bis zur Lagerung radioaktiver Abfälle gelegt. Nie war es Ziel, nur etwa 1% des Natururans zu nutzen und den Rest einfach „zu entsorgen“. Heute verwendet man dafür werbewirksam das modische Wieselwort „Nachhaltigkeit“. Gemeint ist die Rückgewinnung von Uran und Plutonium aus abgebrannten Brennstäben. Manch einer kann sich vielleicht noch erinnern, daß einst Deutschland auch in UK „hat aufbereiten lassen“, bis man sich von durchtriebenen Rot-Grünen-Ideologen die Wiederaufbereitung hat abschwatzen lassen, um den Popanz der „ungelösten Atommüllfrage“ zu erschaffen. Alles begann mit dem PUREX-Verfahren. Die Entwicklung blieb aber nicht vor Jahrzehnten stehen. Die Verfahrenstechnik wurde stetig verbessert (Arbeitsschutz, Kostensenkung etc.). Für die Wiederverwendung von Plutonium und Uran in Leichtwasserreaktoren wird es weiterhin seine Bedeutung behalten. Schwerpunkt der Entwicklung liegt heute auf der Abtrennung noch verwendbarer Elemente bzw. der „Entschärfung der Endlagerfrage“ durch die Entfernung langlebiger minorer Aktinoide aus der „Spaltproduktsuppe“. Für den Übergang auf Reaktoren mit schnellem Neutronenspektrum oder Flüssigsalzen liegt auch im UK der Schwerpunkt auf der Entwicklung pyrochemischer Verfahren. Bei diesen ist das Ziel nicht möglich reines Uran und Plutonium zurück zu gewinnen, sondern einen „neuen Brennstoff“ für Reaktoren mit schnellen Neutronen, der möglichst wenig störende Spaltprodukte enthält.

Die Urananreicherung, die Herstellung von Brennelementen und deren Wiederaufbereitung – kurz Brennstoffkreislauf – steht in unmittelbarem Zusammenhang mit dem verwendeten Reaktortyp. Bei der Anreicherung geht heute die Bandbreite von etwa 1,5 bis knapp unter 20 Prozent U235. Die Brennstäbe bei Leichtwasserreaktoren bestehen heute fast ausschließlich aus Uranoxid. Diese werden stetig im Detail verbessert. Der Einsatz rein metallischer Brennstäbe und solcher mit höherer Dichte auf der Basis von Urannitrid steht unmittelbar bevor. Hinzu kommt noch die Schiene der „ummantelten Kügelchen“ für Hochtemperatur-Reaktoren und flüssiger Brennstoff, aufgelöst in einer Salzschmelze.

Das eigentlich bemerkenswerte ist die Breite und genaue zeitliche Gliederung der AFCP-Advanced-Nuclear-Roadmaps. Ganz anders als in Deutschland legt man großen Wert auf die Ausstattung der beteiligten Forschungsinstitute und die Ausbildung. Von Ausstieg aus der „Atomkraft“ kann hier nicht die Rede sein. Es sind 34 private Forschungseinrichtungen, staatliche Labore und Institute an Universitäten beteiligt. Allein im Zeitraum von 2016 bis 2021 hat man fast 600 Millionen Euro hier investiert. Darüberhinaus legt man auch viel Wert auf die Ausbildung von „Facharbeitern“ – nicht zuletzt auf Grund der Erfahrungen mit dem Projekt Hinkley Point C.

Was nun Deutschland?

In Deutschland ist es momentan erklärtes Ziel von CDU/CSU, FDP, SPD, DIE LINKE und BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN die Kerntechnik möglichst mit Stumpf und Stiel auszurotten. Was soll man auch von einer Hotelfachfrau als Forschungsminister erwarten? Nichts gegen diesen Beruf, aber wer geht schon bei Zahnschmerzen zum Bäcker? Was anderes, als diese Farce der „Endlagersuche“ soll herauskommen, wenn man sie einer Theaterwissenschaftlerin und einem Sozialwirt überläßt? Wobei die von uns allen bezahlten Rücklagen in Milliardenhöhe für den „Atommüll“ ausgerechnet einem verstockten Altkommunisten anvertraut werden. Wer seinem Hund den Sonntagsbraten zur Verwaltung anvertraut, muß sich nicht wundern, wenn das Essen einst sehr mager ausfallen wird. Energieversorgung ist nicht irgendeine Nebensächlichkeit, sondern ohne ausreichende und billige Energie gibt es keinen Wohlstand. Konkret bedeutet das, Lohnsenkungen, Arbeitslosigkeit und geringere Sozialleistungen. Noch stehen wir bloß am Rande des Abgrunds, aber in menschlichen Dimensionen fehlt nur noch ein kleiner Schritt.

Man könnte den Wahnsinn der „Energiewende“ noch stoppen. Gerade bei unseren Nachbarn – die vom absehbaren Absturz Deutschlands unmittelbar betroffen werden – würde man uns mit offen Armen zurück in der Realität begrüßen. Es kommt bald eine (vielleicht letzte) Möglichkeit den Wahnsinn zu stoppen. Keine einzige Stimme für die Parteien der „Energiewende“, denn der so harmlos verklärte Ausstieg aus Kohle und Kernenergie ist die zentrale Frage dieser Bundestagswahl. Corona, Klimakatastrophe etc. sind nur Ablenkungsmanöver. Der einzige Sinn einer Demokratie besteht in der Möglichkeit, eine Regierung nur durch ein Kreuz in der Wahlkabine wegzuschicken. Jedenfalls kann diesmal keiner wieder sagen, er hätte von nichts gewußt. Oder im Umkehrschluss: Wer nicht zur Wahl geht oder die sich selbst als „Demokratische Parteien“ selbst überhöhende Einheitsfront wählt, soll nicht meckern, wenn er seinen Arbeitsplatz verliert oder seine karge Rente durch steigende Preise verbrennen sieht.

SMR-2021, Linglong One (ACP100)

Im July startete offiziell der Bau des ersten Small Modular Reactors (SMR) in Changjiang auf der Insel Hainan. Es wird der weltweit erste landgestützte SMR. Das Kraftwerk besteht aus zwei Blöcken vom Typ „Linglong One“ (ACP100) mit je 125 MWel. China National Nuclear Corporation (CNNC) plant die Inbetriebnahme für 2026 (geplante Bauzeit 58 Monate). Die Entwicklung dieses Reaktors läuft seit 2010. Es war der erste SMR, der schon 2016 eine Zulassung durch die International Atomic Energy Agency (IAEA) erhielt. Der Reaktor gilt als ein „Schlüssel-Projekt“ des 12. Fünf-Jahr-Plans. Er kann über eine Milliarde kWh pro Jahr produzieren, was für über 500 000 chinesische Haushalte ausreicht. Man setzt große Hoffnungen in eine Serienproduktion für zentralchinesische Städte als Ersatz für Kohlekraftwerke. Eine schwimmende Version – nach russischem Vorbild – ist in Zusammenarbeit mit der Lloyd’s-Schiffs-Klassifikation ebenfalls in Vorbereitung. Es ist überdeutlich, daß man mit den frühzeitigen internationalen Zulassungen auch auf den Export setzt. Hat China erstmal ein Kraftwerk im Betrieb vorzuzeigen, können die Investoren kommen und Bestellungen aufgeben. Für diese Leistungsklasse gibt es in Schwellen- und Entwicklungsländern einen gewaltigen Markt. Serienproduktion wiederum senkt die Kosten – nach diesem Muster hat China schon die Weltmärkte auf ganz anderen Gebieten erobert.

Der ACP100

Dieser SMR ist kein revolutionärer Entwurf, sondern ein integrierter Druckwasserreaktor. Die Dampferzeuger sitzen ebenfalls im Reaktordruckgefäß. Dies wird möglich, da sich der Reaktorkern mit der Leistung verkleinert. Es handelt sich um 16 OTSG (once-through steam generator) als Rohr in Rohr Konstruktion. Der Bruch einer Hauptkühlmittelleitung – ein wesentliches Auslegungskriterium bei konventionellen Druckwasserreaktoren – ist damit ausgeschlossen. Der Dampf verläßt wie bei einem Siedewasserreaktor den Druckbehälter. Der Druck im Reaktor beträgt 150 bar, der Druck des Dampfes nur 40 bar. Die Eintrittstemperatur des Wassers in den Kern beträgt 286,5 °C, die Austrittstemperatur 319,5 °C. Die Austrittstemperatur des Dampfes beträgt mindestens 290 °C. Das mag nicht viel erscheinen, reicht aber für die Stromerzeugung und viele Anwendungen aus. Der Gesamtwirkungsgrad ist mit 32% gering, aber kein großer Nachteil, da Uran als Brennstoff billig ist. Andererseits sind Wandstärken und Werkstoffe besonders kostengünstig (Investition). Die vier Spaltrohrpumpen sind außen an das Druckgefäß angeflanscht.

Der Kern besteht aus 57 Brennelementen in einer 17×17 Anordnung und ist nur 2,15 m hoch. Das Druckgefäß hat eine Höhe von 10 m bei einem Durchmesser von 3,35 m. Dies führt zu einem Naturumlauf im Falle der Not- und Nachkühlung. Die Pumpen werden nur für die Umwälzung im Betrieb benötigt. Dies führt zu einer passiven Sicherheit im Falle eines Black-Out (Fukushima). Die Reaktivität wird über Regelstäbe, abbrennbare Gifte und die Borkonzentration im Kühlwasser geregelt. Die 21 Regelstäbe werden über Elektromagnete gehalten und fallen bei einem Stromausfall automatisch in den Kern. Die Urananreicherung beträgt 1,9 bis 4,95%. Damit ist ein Ladezyklus von 24 Monaten möglich (hohe Verfügbarkeit).

Sicherheitssysteme

Der ACP100 übernimmt die Sicherheitsphilosophie seiner „größeren Brüder“ der Megawatt-Klasse. Das passive Sicherheitssystem besteht wesentlich aus:

  • Abfuhr der Nachzerfallswärme. Das PDHRS (passive decay heat removal system) dient zur sicheren Abfuhr der Nachzerfallswärme auch bei einem völligen Stromausfall, dem Ausfall der Speisewasserversorgung oder dem Zusammenbruch der Wärmesenke (Tsunami in Fukushima). Die Nachwärme wird über den im Containment vorhandenen Sicherheitstank abgeführt. Der Wärmetransport geschieht über Naturumlauf. Das System ist so ausgelegt, daß sieben Tage lang keine Eingriffe nötig sind.
  • Notkühlung. Fällt die Kühlung durch z. B. eine Leckage aus, übernimmt automatisch das ECCS (emergency core cooling system). Es besteht aus den zwei Vorratstanks CST (coolant storage tanks), den zwei Druck-Einspeisungen SIT (safety injection tanks) und dem Sicherheitstank IRWST (in-refuelling water storage tank), der auch zur Abfuhr der Nachzerfallswärme dient. Ausgetretener Dampf kondensiert am Sicherheitsbehälter. Die Wärmeabfuhr geschieht passiv über dessen Oberfläche an die Außenluft.
  • Notstrom. Die Stromversorgung bei einem Störfall wird komplett für 72 Stunden aus Batterien abgedeckt. Die Batterien werden durch Notstromaggregate nachgeladen. Der Diesel-Vorrat reicht für sieben Tage.
  • Sicherheitstank. Der IRWST befindet sich auf der Grundplatte des Reaktors. Er enthält das borhaltige Wasser zur Befüllung aller Kammern bei einem Brennelementewechsel, zum Ersatz bei Kühlmittelverlusten durch Rohrbrüche etc. und zur Flutung der Reaktorkammer bei extrem schweren Störfällen. Er übernimmt auch die Niederschlagung des Dampfes beim Abblasen im Falle von Überdruck im System.
  • Brennelemente-Becken. Es befindet sich ebenfalls im Sicherheitsbehälter. Es ist so bemessen, daß es selbst bei der Lagerung von abgebrannten Brennelementen aus zehnjährigem Betrieb, keinerlei Eingriffe für sieben Tage erfordert.
  • Containment. Der Sicherheitsbehälter verhindert bei Störfällen den Austritt von radioaktiven Gasen. Er ist so groß, daß er die anfallende Kondensationswärme bei einem Störfall über seine Oberfläche an die Umgebung abgeben kann. Er umschließt den Reaktor mit all seinen Sicherheitssystemen. Zur Verhinderung von Knallgasexplosionen (Fukushima) ist er mit passiven Regeneratoren für Wasserstoff versehen.

Die ermittelte Wahrscheinlichkeit für Kernschäden CDF (Core damage frequency) wird mit einmal in einer Million Betriebsjahren angegeben und die Wahrscheinlichkeit für die Freisetzung größerer Mengen radioaktiver Stoffe LRF (Large Release frequency) mit weniger als einmal in zehn Millionen Betriebsjahren (Hinweis: 2 Reaktoren für ein Jahr, ergibt 2 Betriebsjahre in diesem Sinne). Diese Reaktoren sind nach chinesischer Auffassung so sicher, daß sie unmittelbar in chemischen Anlagen oder nahe Wohngebieten betrieben werden sollen.

Die Anwendungspalette

Die Auslegungslebensdauer beträgt 60 Jahre. Bei entsprechender Pflege und Nachrüstung kann von mindestens 100 Jahren ausgegangen werden. Photovoltaik- oder Windkraftanlagen sind nach wenigen Jahrzehnten Schrott, erfordern also vielfache Neuinvestitionen in diesem Zeitraum. Hinzu kommt, daß diese Reaktoren – wann immer man will – mit einer Verfügbarkeit von mindestens 90% laufen. Sie sind nicht wetterabhängig. Strebt man demgegenüber eine Vollversorgung nur durch Wind und Sonne an, muß man ein zigfaches dieser Leistung (Speicher- und Umwandlungsverluste) bauen und finanzieren. Wegen des gigantischen Flächenbedarfs scheidet eine dezentrale Versorgung von Großverbrauchern aus. Hinzu kommen deshalb noch die notwendigen Hochspannungstrassen. Diese SMR sind nicht exotisch, sondern bestehen aus Werkstoffen und Bauteilen die Industriestandard sind. Die integrierten Reaktoren sind dabei so klein (Länge mal Breite ca. 12m x 4m, 300 to Gewicht), daß sie problemlos über vorhandene Transportketten geliefert werden können. Durch die Fertigung in der Fabrik, sind die Montagezeiten nur gering. Die Rohbauten können durch Firmen vor Ort unter Anleitung (Schwellenländer) ausgeführt werden. Man darf auf die Preise gespannt sein.

Wer nun denkt, SMR ist gleich winzig, dem sollen einige Zahlen die möglichen Verwendungen aufzeigen. Jeder dieser Reaktoren kann z. B.:

  • als reines Kraftwerk rund eine Million MWh elektrische Energie produzieren,
  • oder eine Chemieanlage mit 600 Tonnen Heißdampf pro Stunde von 40bar und 290°C versorgen,
  • oder als „Kombi-Kraftwerk“ nur 300 to/h Heißdampf liefern, aber dafür noch zusätzlich rund 62 MW Strom,
  • oder in ariden Gebieten (Kalifornien, Israel, Golfregion) über eine angeschlossene Umkehrosmose 65 000 Kubikmeter Trinkwasser pro Tag liefern,
  • oder für landwirtschaftliche Zwecke 100 000 Kubikmeter pro Tag voll entsalztes Wasser über eine Entspannungsverdampfung herstellen und zusätzlich noch über 80 MW Strom liefern.
  • ähnliche Überlegungen gelten für eine Kraft-Wärme-Kopplung zur Fernwärme oder Fernkälte-Versorgung einer Großstadt bei gleichzeitiger Stromversorgung.
  • bzw. zur dezentralen Herstellung von Wasserstoff mit einem Elektrolyseur für den Verkehr, die Industrie oder zur Spitzenstromerzeugung in einer Region (rund 600 000 Nm3 pro Tag).

Beginn einer neuen Ära?

Im Juni 2021 begann der Bau eines neuen Reaktors im sibirischen chemischen Kombinat Seversk. Der Ort ist nicht zufällig gewählt, sondern es handelt sich um ein grundsätzlich neues System: Ein spezieller Reaktor mit angeschlossener Wiederaufbereitung. Ziel ist ein Kernkraftwerk, dem lediglich Uran (aus abgebrannten Brennelementen) zugeführt wird und nur (endlagerfähige) Spaltprodukte abgeführt werden. Der entscheidende Punkt gegenüber herkömmlichen Reaktoren ist der Abfall Spaltprodukte. Die Problematik der Endlagerung über sehr lange Zeiträume wäre damit vom Tisch, da Spaltprodukte in weniger als 300 Jahren zerfallen sind. Die sehr langlebigen Transurane werden bei diesem Reaktor kontinuierlich „mit verbrannt“. Diese „Stromfabrik“ besteht also aus drei Einheiten: Der (neuartigen) Brennelemente-Fabrik, dem Kernreaktor und der Wiederaufbereitungsanlage. Die Brennelemente-Fabrik soll 2023 und die Wiederaufbereitung 2024 gebaut werden. Der Reaktor soll 2026 in Betrieb gehen.

Der BREST-OD-300

Das Entwicklungsziel dieses Reaktors der vierten Generation war „natürliche Sicherheit“. Das Kühlmittel ist nicht Wasser unter hohem Druck, sondern nahezu druckloses Blei. Der Reaktorkern befindet sich deshalb nicht in einem dickwandigen Druckbehälter, sondern in einem (nahezu drucklosen) Tank für flüssiges Blei. Der Schmelzpunkt von Blei liegt bei rund 330°C. Dies ergibt ein neuartiges Sicherheitsproblem, denn es muß gewährleistet sein, daß das Blei an keiner Stelle einfriert und irgendwelche Kanäle verstopft. Andererseits ist der Siedepunkt mit über 1700°C so hoch, daß sich kein Druck im Reaktorkreislauf aufbauen kann. Leckagen sind unproblematisch, da Blei weder mit Luft noch mit Wasser heftig reagiert. Blei wird praktisch auch nicht aktiviert, sodaß nur ein einfacher Kreislauf nötig ist, was Kosten spart und das System vereinfacht. Die Austrittstemperatur des Blei beträgt rund 540°C. Ist also weit von der Siedetemperatur entfernt. Hinzu kommt die große Wärmespeicherfähigkeit des Blei (spezifisch und über das Tankvolumen), die alle Lastsprünge abfedert. Ein solcher Reaktor ist in seinem (sicherheitstechnischen) Verhalten sehr gutmütig.

Blei ist ein sehr schlechter Moderator, der die Neutronen kaum abbremst. Schnelle Neutronen können zwar alles Uran, Plutonium und sogar die minoren Aktinoide spalten – das allerdings mit einer weit geringen Wahrscheinlichkeit. Als Konsequenz muß man entweder eine hohe Anreicherung oder einen höheren Gehalt an Plutonium verwenden. In diesem Sinne sind solche Reaktoren sinnvollerweise als Nachfolger der Leichtwasserreaktoren anzusehen. Erst wenn man entsprechend viele abgebrannte Brennelemente besitzt – von „Atomkraftgegnern“ fälschlicherweise als „Atommüll“ bezeichnet – aus denen man das Plutonium extrahieren kann, kann man sinnvollerweise mit dem Aufbau einer Flotte schneller Reaktoren beginnen. Für jede Erstbeladung muß das Plutonium von außen kommen. Läuft ein solcher Reaktor, kann er genug neues Plutonium bilden um für seinen Weiterbetrieb selbst zu sorgen. Man muß dann nur die Spaltprodukte entfernen (die nukleare Asche) und die gespaltenen Kerne durch U238 – ebenfalls von „Atomkraftgegnern“ als „Atommüll“ bezeichnet – ersetzen. In diesem Sinne verfügen wir bereits heute über gigantische Energievorkommen in der Form abgebrannter Brennelemente aus Leichtwasserreaktoren. Bisher war die Nutzung wegen der geringen Natururan-Preise noch unwirtschaftlich. Allerdings kommen die stets steigenden Lagerkosten für abgebrannte Brennelemente einer schnelleren Nutzung entgegen.

Da Blei ein schlechter Moderator ist, kann man die Gitterabstände im Kern vergrößern. Durch den verringerten Strömungswiderstand kann man mehr Wärme über Naturkonvektion abführen, was die Notkühlung auch nach einem Blackout (Fukushima) ermöglicht. Zu diesem Zweck sind Kamine (2 von 4 genügen) vorhanden, die die Restwärme passiv an die Umgebungsluft abführen. Selbst unter vollständigem Verlust der Wärmesenke bei voller Leistung von 700 MWth erreicht die Hüllrohr-Temperatur am ungünstigsten Brennstab keine 900°C. Für die Hüllen aus Stahl kein großes Problem: Ein Unglück wie in Fukushima wäre gar nicht möglich. Es könnte kein Knallgas entstehen (Reaktion der Zirconium-Hüllen mit Wasserdampf) und es wäre keine aktive Not-Kühlung nötig. Treffender kann man nicht verdeutlichen, was mit „natürliche Sicherheit“ gemeint ist.

Die Brennstäbe

Auch hier geht man neue Wege. Bei herkömmlichen Reaktoren verwendet man Urandioxid als Brennstoff in Hüllrohren aus Zirkalloy. Uranoxid ist eine (spröde) Keramik mit schlechter Wärmeleitung. Es kann bei einem Störfall passieren, daß die Brennstäbe in ihrem Zentrum bereits aufschmelzen und Spaltprodukte frei setzen, während sie ansonsten noch intakt sind. Fallen sie kurzzeitig und lokal trocken (Kühlmittelverlust-Störfall), kann die Abschreckung durch die Notkühlung fatale Konsequenzen haben (Harrisburg, Fukushima).

Bei diesem Typ verwendet man Uran-Plutonium-Nitrid als Brennstoff. Es besitzt eine um 30% größere Dichte, eine 4 bis 8 fache Wärmeleitung, gute Rückhaltung für Spaltprodukte, gute Formstabilität und geringe Reaktionen mit der Edelstahl-Hülle. Die hohe Dichte und gute Wärmeleitung führen zu geringeren Temperaturgradienten zwischen Zentrum und Umfang. Dies führt zu einer hohen Lebensdauer der Brennelemente (Brennstoffwechsel nur alle fünf Jahre) und großen Sicherheitsreserven für Störfälle.

Der Kern besteht aus 169 Brennelementen, hat eine Höhe von lediglich 1,1m und beinhaltet rund 20 to Brennstoff. Die Brennelemente sind sechseckig, wodurch sich eine sehr dichte Packung ergibt. Sie sind rundum offen, um bei einer etwaigen Verstopfung auch Querströmung zu ermöglichen. Auf Grund der Brennstoffeigenschaften und der Konstruktion ist die Neutronenökonomie so gut, daß keine separate Brutzone erforderlich ist und trotzdem eine Konversionsrate von Eins („Selbstversorgung“) erzielt wird.

Wiederaufbereitung

Bisher wurde großtechnisch nur das PUREX-Verfahren angewendet. Dieses nass-chemische Verfahren zielt – ursprünglich aus der Rüstung kommend – auf die Rückgewinnung von möglichst reinem Uran und (insbesondere ) Plutonium ab. Alles andere ist Abfall. Dieser ist wegen der minoren Aktinoide besonders langlebig und erfordert ein geologisches Tiefenlager zur Endlagerung. Bei diesem Reaktorkonzept sieht die Fragestellung gänzlich anders aus. Hier gilt es nur die Spaltprodukte – die nukleare Asche – zu entfernen. Alles andere soll und kann als Energieträger verbleiben. Die Spaltprodukte können anschließend weiterverarbeitet oder verglast werden und in Edelstahlbehälter abgefüllt werden. Wegen der relativ geringen Halbwertszeiten kann dieser Abfall je nach Gusto „tiefengelagert“ oder „ingenieurgelagert“ werden. Auf jeden Fall, zu verschwindend geringen Kosten gegenüber der Endlagerung von kompletten Brennelementen.

Der BREST-OD-300 im Allgemeinen

Der Reaktor verfügt über eine elektrische Leistung von 300 MWel bei einer thermische Leistung von 700 MWth. Er wäre per Definition damit noch ein SMR. Der Hersteller selbst betrachtet ihn eher als Vorläufer für einen Reaktor mit 1200 MWel, der etwa Anfang der 2030er Jahre gebaut werden soll. Es ist der russische Weg der kleinen, aufeinander aufbauenden Schritte mit immer mehr gesammelten Erfahrungen, die in das jeweilige Nachfolgemodell einfließen können. In diesem Zusammenhang muß man feststellen, daß die Entwicklung bleigekühlter Reaktoren in Russland eine Jahrzehnte lange Tradition hat. Sie reicht bis auf die U-Boote der Alfa-Klasse (Bauzeitraum 1968–1975, Außerdienststellung 1983 bis 1997) zurück. Zahlreiche Probleme bezüglich Korrosion und Verschleiß konnten inzwischen gelöst werden.

Der Aufbau ähnelt klassischen Druckwasserreaktoren: In der Mitte befindet sich der Reaktor. Von ihm gehen vier Kühlkreisläufe (flüssiges Blei) ab. Jeder Kühlkreislauf versorgt zwei Dampferzeuger. Das in den beiden Dampferzeugern abgekühlte Blei wird von einer Umwälzpumpe angesaugt und dem Reaktor wieder zugeführt. Die acht Dampferzeuger produzieren etwa 1500 to/h Dampf mit einer Temperatur von über 500°C. Auf Grund der höheren Dampftemperaturen ergeben sich bessere Wirkungsgrade und andere Anwendungsgebiete (z. B. Wasserstoffherstellung durch Hochtemperatur-Elektrolyse, Raffinerien, chemische Industrie etc.). Jeder Kühlkreislauf bildet eine separate Baugruppe mit kompletter Notkühlung, Umwälzpumpe etc. in einer eigenen „Betonkammer“. Das Ganze ist von einem Betonzylinder als Schutz gegen Einwirkungen von außen umgeben.

Anders als bei Leichtwasserreaktoren wird der Kern durch eine Lademaschine versorgt. Sie kann Brennelemente entnehmen, umsetzen und durch frische ersetzen. Verbrauchte Elemente werden im Bleitank bis zum erforderlichen Abklingen zwischen gelagert. Sie stehen also stets unter dem gleichen Schutz (Fukushima) wie der Reaktorkern. Ein Brennstoffzyklus dauert fünf Jahre (Leichtwasserreaktor 9 bis 16 Monate üblich). Sind erst einmal die üblichen Kinderkrankheiten beseitigt, kann man von einer noch besseren Verfügbarkeit als heute (etwa 90%) ausgehen. Geplant ist ein Abbrand zwischen 5,5% und 9% Schwermetall. An dieser Stelle erscheint es sinnvoll, sich die Materialströme und Abfallmengen zu verdeutlichen. Wenn dieser Reaktor das ganze Jahr voll durchläuft (Grundlast) verbraucht er etwa 270 kg Uran. Das ist gleichzeitig die Menge hochaktiver Spaltprodukte die jährlich anfällt. Geht man von einem mittleren Abbrand von 8% Schwermetall aus, sind etwa 3,5 to frische Brennelemente jährlich nötig. Das alles erinnert mehr an eine Anlage im Labormaßstab. Wollte man diese Strommenge von 2,6 TWh mit einem Offshore-Windpark erzeugen, müßte dieser mindestens 1000 MW umfassen oder bei einem Photovoltaik-Park mindestens 2000 MW. Wobei dies lediglich die gleiche Energieproduktion wäre. Da aber Wind und Sonne nur zufällig und unvorhersehbar sind (Wettervorhersage), müßten noch die zwingend erforderlichen Stromspeicher (zusätzliche Investitionen) und deren Verluste (ca. 50% für längere Ausfallzeiten) hinzugerechnet werden. Diese wenigen Zahlen machen deutlich, daß zumindest Russland nicht zurück ins Mittelalter will, ob nun „Klimakatastrophe“ oder nicht.

Sicherheit

Die vierte Generation soll noch einmal um Größenordnungen „sicherer“ sein als die derzeitige dritte Generation. Gemeint ist damit die Wahrscheinlichkeit für Unglücke, bei denen Radioaktivität das Betriebsgelände überschreitet und damit Anlieger gefährdet. Diese Reaktoren sollen so sicher sein, daß sie unmittelbar in einer Chemieanlage betrieben werden können, denn sie sind nicht gefährlicher als diese Anlagen selbst, wodurch völlig neue Anwendungen für Kernenergie möglich sind.

Da diese Kernkraftwerke mit dem „Abfall“ der bisherigen Kernkraftwerke betrieben werden können, sind sie extrem „nachhaltig“. Damit sind nicht nur die abgebrannten Brennelemente gemeint, sondern auch das „Abfall-Uran-238“ aus den Anreicherungsanlagen. Ganz neben bei, löst sich auch die „Endlagerfrage“. Spaltprodukte sind im Vergleich zu den Aktinoiden kurzlebig. Diese Form von „Atommüll“ ist nach wenigen Jahrzehnten weiterverarbeitbar. In ihnen sind jede Menge wertvoller Stoffe enthalten. Schon heute werden seltene Isotope aus dem Abfall der militärischen Wiederaufbereitung für z.B. medizinische Anwendungen gewonnen. Wer aber unbedingt möchte, kann sie auch weiterhin in geologischen Tiefenlagern verschwinden lassen. Nur eben zu viel geringeren Kosten.