Reaktoren als Schiffsantrieb

In den letzten Monaten verstärkt sich international die Suche nach „alternativen“ Schiffsantrieben. Ursache sind immer strengere Umweltschutzvorschriften auch auf hoher See (Schwefeldioxid, Stickoxide, Ruß etc.) und der „Kampf gegen CO2 zur Weltenrettung“. Bisher gibt es drei Wege:

  1. Ausrüstung der Schiffe mit Wäschern, wie sie schon seit Jahren in Kraftwerken üblich sind. Diese nehmen aber viel Platz ein und sind aufwendig im Betrieb. Vorteil: Man kann weiterhin Kraftstoffe minderer Qualität (z. B. hoher Schwefelgehalt) verwenden.
  2. Die Umstellung auf Gas-Diesel-Motoren, die mit über 98% Erdgas gefahren werden. Wegen des kleineren Energiegehalts (≈65% von Diesel) erfordern sie jedoch größere Tankanlagen, die überdies auch noch für LNG (-164°C) geeignet sein müssen. Abgesehen von hohen Investitionen, schlechterer Infrastruktur und höheren Betriebskosten, ergibt das weniger Schadstoffe und auch weniger CO2. Bislang galt es deshalb als Königsweg. Bis – erfahrene Energietechniker ahnen es – die „Grünen“ die „schlechte Klimabilanz von Methan“ aus dem Hut zogen: In der üblichen Manier wurden nun so hohe Schlupfraten unterstellt, daß solche Schiffe angeblich noch „klimaschädlicher“ sind.
  3. Die Verwendung von „alternativen Kraftstoffen“, wie Methanol (≈50% von Diesel), Wasserstoff (≈20% von Diesel) oder gar Ammoniak (bei -33°C oder 9bar, ≈33% von Diesel). Sie sollen mittels „Grünstrom“ aufwendig produziert werden. Abgesehen von ihrer Giftigkeit (CH4 O, NH3) erscheint das als eine Schnapsidee. Wo sollen die gewaltigen Mengen „Grünstrom“ eigentlich herkommen? In Wirklichkeit doch aus Kohle und Kernenergie?

Es verwundert daher nicht, daß immer mehr Reeder Kernreaktoren als Antrieb wieder entdecken.

Der Istzustand

Man muß zwischen militärischer (U-Boote, Flugzeugträger, Kreuzer) und ziviler Nutzung unterscheiden. Bisher sind die USA, Russland, Frankreich, GB, China und Indien nukleare Seemächte. Es wurden mehrere hundert Reaktoren von diesen Staaten für solche Schiffe gebaut. Wegen der speziellen Anforderungen sind diese Reaktoren für die zivile Nutzung ungeeignet. Es wurden überwiegend Druckwasserreaktoren mit hoher Anreicherung (>93% U235) und auch schnelle Reaktoren von den USA (USS Seawolf SSN-575 mit Natrium zur Kühlung) und Russland (Alfa-Klasse mit Blei-Wismut als Kühlmittel) eingesetzt. Eindeutig dominiert jedoch der Druckwasserreaktor.

Die zivile Nutzung setzte frühzeitig mit der Savannah (USA, 1962–1972), der Otto Hahn (D, 1968–1997), der Mutsu (Japan, 1974–1992) und der Sevmorput (UDSSR, 1988–2007 und wieder seit 2016) ein. Letzterer ist ein Container/Lash-Carrier, der immer noch in Betrieb ist. Die anderen sind aus wirtschaftlichen Gründen einen frühen Tod gestorben. Eine Sonderstellung nehmen die russischen Eisbrecher ein: Die Lenin (1959–1989) und die Taimyr Sovetskiy Soyuz (1989–2014) sind nicht mehr im Dienst. Jedoch der Taimyr (1989), der Vaygach (1990), der Yamal (1992), der 50 Let Pobedy (2007) und der Arktika (2020). Weitere sind in Planung. Es gibt also genug Betriebserfahrung.

Anforderungen an einen Schiffsantrieb

Für alle Antriebe gelten folgende Gesichtspunkte:

  • Energiedichte: Jedes Schiff muß nicht nur sein komplettes Antriebssystem bei sich tragen, sondern auch den gesamten Kraftstoffvorrat. Das daraus resultierende Gewicht bzw. Volumen geht einem Schiffskörper als Fracht verloren.
  • Wirkungsgrad: Bezieht sich nicht nur auf die Umwandlung des Kraftstoffs, sondern auch auf den gesamten Antriebsstrang.
  • Umweltbelastung: Während des Betriebs (z.B. Abgase) und auch bei Unglücken (z. B. Ölverschmutzung).
  • Sicherheit: Feuer, Kollisionen etc. Auf einem Schiff kann man weder weglaufen noch einfach die Feuerwehr rufen.
  • Verfügbarkeit: Ausfall der Antriebsanlage bedeutet automatisch Seenot. Aber auch Liegezeiten für Wartungsarbeiten oder Sicherheitsüberprüfungen bedeuten keine Auslastung und meist hohe Kosten.
  • Lastwechsel und Anfahren: Schiffsantriebe müssen den gesamten Geschwindigkeitsbereich von Null bis Höchstgeschwindigkeit ohne all zu große Verluste verändern können und dies muß möglichst schnell geschehen (Revierfahrt). Die Zeit bis zur Einsatzfähigkeit (Hafen, Kanaleinfahrten etc.) soll möglichst klein sein.
  • Wirtschaftlichkeit: Hängt maßgeblich von den Investitionskosten und dem Brennstoffverbrauch über die gesamte Lebensdauer ab (Öltanker oder Kreuzfahrer). Dies ist nur schwer im Voraus kalkulier- und optimierbar. Schiffe haben meist eine relativ kurze Lebensdauer (ca. 20 Jahre).

Reaktoren

Kernreaktoren sind sehr klein und leicht verglichen mit einem Schiffsdiesel. Das notwendige Gewicht kommt aber von der notwendigen Abschirmung gegen Strahlung. Man muß von etwa 2000 Tonnen ausgehen. Hinzu kommt noch der eigentliche Antrieb in Form einer Dampf- oder Gasturbinenanlage nebst Hilfsaggregaten. Für Handelsschiffe kommen in absehbarer Zeit nur Druckwasser- (PWR), Hochtemperatur- (HTR) oder Salzschmelze-Reaktoren (SSR) in Betracht. Druckwasserreaktoren haben so geringe Temperaturen, daß nur eine Dampfturbine verwendet werden kann. Die beiden anderen könnten auch Gasturbinen verwenden. PWR und HTR stehen unter Druck und sind damit auf einen entsprechend großen Sicherheitsbehälter angewiesen. HTR auf der Basis von Helium als Kühlmittel sind voluminös. PWR erfordern etwa alle zwei Jahre einen mehrwöchigen Hafenaufenthalt zum Wechseln der Brennelemente. HTR als Kugelhaufenreaktoren könnten kontinuierlich „abgebrannte“ Kugeln ersetzen. SSR könnten sogar die gesamte Lebensdauer des Schiffs ohne Brennstoffwechsel auskommen.

Abgesehen davon, daß bisher noch kein HTR und kein SSR auf einem Schiff eingebaut worden ist, ist die Auswahl des Reaktortyps nur im Zusammenhang mit Schiffstyp und Antriebsstrang möglich.

Antriebssystem

Dampf- (Rankine-Prozess) und Gasturbinen (Brayton-Prozess) sind erprobte Schiffsantriebe. Sie wirken üblicherweise über ein Untersetzungsgetriebe direkt auf die Schiffsschraube. Solche Getriebe sind komplex, teuer und oft auch störanfällig. Die Reaktoranlage sollte aus Stabilitätsgründen mitschiffs eingebaut werden. Damit ergibt sich eine sehr lange Welle. Moderne Containerschiffe haben einen Bedarf an elektrischer Energie von etwa 25% der Antriebsleistung. Es stellt sich damit die Frage, ob man nicht gleich zu einem vollelektrischen Antrieb übergeht, durch den man konstruktive Freiheit gewinnt. Man hätte dann das kleine „Kernkraftwerk“ gut und sicher in der Mitte des Schiffs eingebaut und könnte sogar sogenannte „Pods“ verwenden. Das sind Elektromotoren in 360° drehbaren Gondeln unter Wasser. Solche Schiffe brauchen keine Ruderanlage.

Verwendet man Reaktoren mit höheren Betriebstemperaturen (HTR ca. 700°C, SSR ca. 580 °C) könnte man auf Gasturbinen übergehen. Es sind offener und geschlossener Kreisprozess zu unterscheiden. Bei offenen Gasturbinen wird Luft angesaugt, in der Brennkammer erhitzt und diese tritt nach getaner Arbeit als Abgas aus dem Schornstein aus. Solche Gasturbinen sind im Schiffbau Stand der Technik. Die eigentliche Turbine ist nur sehr klein, das erforderliche Beiwerk (z. B. Luftfilter) aber durchaus voluminös. Wollte man nun Kernenergie einsetzen, müßte man die Brennkammer durch einen geeigneten Wärmeübertrager ersetzen. Es empfiehlt sich, einen HTR mit möglichst hohen Temperaturen zu verwenden, da der Wirkungsgrad solcher Turbinen stark temperaturabhängig ist. Solch eine Turbine erscheint für den Betrieb eines Handelsschiffs eher ungeeignet.

Eine vielversprechende Alternative ergibt ein geschlossener Kreislauf mit überkritischem scCO2 (supercritical). Bei CO2 in einem Betriebsbereich oberhalb des Kritischen Punkts (31°C und 74bar) erhält man – verglichen mit Dampfturbinen – eine extrem kleine Turbine mit viel weniger Stufen, da das scCO2 eine Dichte wie die Flüssigkeit, aber gleichzeitig die (geringe) Viskosität des Gases, hat. Bei 550°C und 80 bar Druck, kann man theoretisch Wirkungsgrade von bis zu 50% – gegenüber nur etwa 30% bei kleinen Druckwasserreaktoren – erreichen. Allerdings laufen solche Turbinen mit 40 bis 75 Tausend Umdrehungen pro Minute. Es erscheint deshalb nur die Verwendung als vollelektrischer Antrieb möglich. Kosten und Betriebssicherheit könnte nur ein realisiertes Schiff zeigen.

Lastwechsel und Anfahren

Ein Schiff muß von Stillstand im Hafen bis volle Fahrt betrieben werden. Außerdem ergibt sich eine unterschiedliche Belastung, je nach Beladung (Ballast), Strömung, Seegang etc. Ein Schiff muß auch jederzeit (Reede) anfahrbar sein. Auch das ist keine triviale Forderung. Ein Dieselmotor ist in diesen Disziplinen unschlagbar – ein Grund, warum er auch bei großen Schiffen die Dampfturbine verdrängt hat (Vorwärmung). Heute liegt die Grenze bei Dieselmotoren für Containerschiffe bei rund 80 MW Wellenleistung. Wie weit das noch zu steigern ist (Fertigung), wird sich zeigen. Die verfügbaren Motoren begrenzen jedoch die (sinnvolle) Größe eines Handelsschiffes.

Druckwasserreaktoren von Kernkraftwerken lassen sich nicht einfach auf Schiffe übertragen. Ein wesentlicher Faktor ist das Wieder-Anfahren nach Abschaltung. Durch den Zerfall der Spaltprodukte Jod und Tellur bilden sich Xenon und Samarium – zwei Elemente mit außerordentlich großen Einfangquerschnitten für Neutronen. Abhängig von der „Überschußreaktivität“ kann sich eine Totzeit von mehreren Stunden ergeben, bis der Reaktor überhaupt wieder in Betrieb gehen kann. Dies ist mit ein Grund, warum Marine-Reaktoren eine so hohe – aber unerwünschte (Proliferation) – Anreicherung besitzen.

Sicherheit und Verfügbarkeit

Die Vorschriften, die Überwachung und die Ausbildung müssen genauso streng sein, wie bei Kernkraftwerken an Land. Insbesondere die US-Marine beweist seit Jahrzehnten, daß ein unfallfreier Betrieb möglich ist. Schlechtes Gegenbeispiel ist die russische Marine. Schlechte Ausbildung, Schlamperei und Mangelwirtschaft haben sogar zu mehreren Totalverlusten und unzähligen Unfällen geführt. Auf nuklearen Schiffen muß ausreichend Redundanz bei technischen Anlagen vorhanden sein. So sollten mehrere Notdiesel vorhanden sein, die das gesamte Schiff, den Reaktor und sogar einen kleinen Notmotor (für eine Langsamfahrt bis zum nächsten Hafen oder wenigstens in ein sicheres Gebiet) mit elektrischer Energie versorgen können.

Brennstoffwechsel, notwendige (umfangreiche) Wartungsarbeiten und Sicherheitsüberprüfungen ergeben über die Nutzungsdauer erhebliche Ausfälle und erzeugen damit beträchtliche Kosten. Russische Eisbrecher mit ihren Saisoneinsätzen haben diese Probleme nicht. Es sind daher Konzepte ohne Brennelementewechsel erforderlich. Auch hier weisen Marineschiffe den Weg: Dort ist der Brennstoffwechsel erst nach der halben geplanten Nutzungsdauer nach etwa 20 Jahren vorgesehen. Dieser wird mit einer generellen Überholung und Modernisierung des Schiffs kombiniert. Nach der mehrmonatigen Liegezeit verläßt praktisch ein „neues“ Schiff die Werft.

Umweltbelastungen

Bei konventionellen Schiffen sind diese in Form von Abgasen und Abwässern permanent. Hier hat sich zwar gewaltiges getan (Primärmaßnahmen oder Abgasreinigung, Müllverbrennung, Kläranlage usw.), aber wegen der hohen Anzahl sind sie immer noch deutlich spürbar. Es ist abzuwarten, was den „Ökos“ noch alles einfällt. Es sei nur an das Schicksal des Dieselmotors bei PKW erinnert. Darüber hinaus ist durch die Erschaffung neuer Abgaben (CO2 Abgabe, Energiesteuer) die Kostenschraube stets gezielt überdehnbar.

Die Angst vor einem „Atomunfall“ ist ziemlich unbegründet. Wie die Totalverluste mit U-Booten gezeigt haben, ist das Strahlenrisiko sogar weit geringer als an Land. Wasser ist eine nahezu ideale Abschirmung (siehe Abklingbecken) und es würden sich bei einer Freisetzung in den Weiten der Meere radioaktive Stoffe sehr schnell verdünnen (siehe Kernwaffenversuche sogar unter Wasser im Pazifik). Die biologischen Auswirkungen wären kleiner als bei den bekannten Tanker- und Bohrinsel Unglücken.

Rechtliche Situation

Grundsätzlich muß jedes Schiff durch eine Klassifizierungsgesellschaft zugelassen sein. Ansonsten ist es frei auf der Hohen See zu fahren. Allerdings kann jeder Hafen die Erlaubnis zum Einlaufen verwehren. Das ist in der Tat grundsätzlich und in bestimmten Fällen geschehen. Wie sich das entwickelt, wird die Zukunft zeigen. Würde den Einsatz aber nicht grundsätzlich verhindern, da die großen Handelsrouten ohnehin zwischen den „Atommächten“ verlaufen. Allerdings ist eine möglichst enge Abstimmung zwischen möglichst vielen Staaten der beste Garant für eine (schnelle) Verbreitung.

Die Wirtschaftlichkeit

Letztendlich hängt immer alles von der Wirtschaftlichkeit ab. Man sollte sich durch das Scheitern von Savannah, Otto Hahn und Mutsu nicht täuschen lassen. Das waren lediglich Demonstrations- und Werbeobjekte. Dies gilt insbesondere für die Savannah, die eher eine schnittige Jacht als ein Handelsschiff war. Sie haben allerdings alle drei unter Beweis gestellt, daß ein Handelsschiff mit Kernenergieantrieb möglich ist.

Die Investitionskosten können heute nicht sicher abgeschätzt werden. Sie sind mit Sicherheit höher als bei einem konventionellen Schiff. Andererseits wäre mit einer steilen Lernkurve zu rechnen. Laufen erstmal ein paar Schiffe erfolgreich, ist schnell mit größeren Bestellungen zu rechnen. Standardisierungen sind dabei sehr hilfreich. In diesem Sinne ergibt sich gerade auf dem Land mit den SMR (Kleine Reaktoren bis 300 MWel und Kleinstreaktoren bis 20 MWel) eine förderliche Situation: Umstellung der Genehmigungsbehörden auf „kleine“ Reaktoren und Aufbau einer Industrie mit „Massenfertigung“. Der Schritt – insbesondere für Nationen mit nuklearer Marine – aufs Meer ist dann nur noch kurz.

Es müssen Betriebsmannschaften ausgebildet werden. Auch hier haben die Nationen mit nuklearer Marine einen entscheidenden Vorteil: Sie verfügen über solche Ausbildungsstätten, haben jahrzehntelange Erfahrung und sogar erfahrene „Gediente“. Außerdem hat sich seit dem Jahrhundert der Savannah und Otto Hahn eine Menge auf dem Gebiet der Automatisierung und Überwachung (Computer) und Fernwirktechnik (Satellitenkommunikation) getan.

Der wesentliche Faktor für die Betriebskosten eines Schiffs ist der Brennstoff. Fossile Brennstoffe werden teurer werden – nicht zuletzt wegen Umweltauflagen. Bei Kernreaktoren hingegen, spielen die Brennstoffkosten (Uran, Anreicherung, Entsorgung) schon heute eine nahezu vernachlässigbare Größe. Gehen die „modernen“ Reaktoren, die heutigen „Atommüll“ weiter nutzen, erst einmal in Betrieb, werden die Brennstoffkosten absehbar noch weiter sinken.

Bei Schiffen kommt noch eine Besonderheit hinzu: Die Antriebsleistung steigt mit der dritten Potenz (doppelte Geschwindigkeit, achtfache Leistung). Aus diesem Grund ist man in den letzten Jahrzehnten zu immer langsameren Schiffen übergegangen. Langsam, bedeutet aber weniger Umläufe pro Jahr (z. B. Shanghai – Wilhelmshaven – Shanghai) und das führt bei den Reedern zu mehr Schiffen und damit zu höheren Kosten. Ein weiterer Vorteil hoher Reisegeschwindigkeit sind kurze Transportzeiten. Es gibt genug Güter, wo das ein Kostenvorteil an sich ist. Deshalb gibt es Luftfracht oder Eisenbahntransporte sogar von China nach Duisburg. Mit steigenden Zinsen nimmt dieser Trend wieder zu. Insofern verwundert es nicht, daß man bereits Studien für ein nukleares Containerschiff mit 37,5 Knoten (über 1600 km pro Tag) gemacht hat. Solche Fahrzeiten müssen sogar gegen die Nutzungsgebühren und Passagedauern von Suez und Panama Kanal gegengerechnet werden. Dies ist nur ein Beispiel dafür, daß Wirtschaftlichkeit in der Logistik ein komplexes Thema ist.

Umrüsten von Kohlekraftwerken möglich?

In letzter Zeit tauchen immer wieder Pläne auf, ältere Kohlekraftwerke mit Kernreaktoren umzurüsten. Es erscheint notwendig, die Vor- und Nachteile etwas näher zu betrachten.

Der Ersatz

Bisher war es üblich, vollständig neue Kernkraftwerke zu errichten und anschließend ältere Kraftwerke still zu legen. Vorteil ist die freie Wahl des Standortes und die freie Gestaltung des Kernkraftwerks. Man erhält ein neues Kernkraftwerk (KKW) aus einem Guss. Allerdings ist dies auch die teuerste Lösung. Da der Neubau von KKW unter hohen Investitionen leidet, die zwar zu einem geringen Strompreis über die Laufzeit (heute mehr als 60 Jahre) führen, wird händeringend nach neuen Strategien gesucht. Als ein Weg erscheint die Umrüstung vorhandener Kohlekraftwerke mit SMR (Small Modular Reactor) als Wärmequelle. Man hofft dadurch die notwendigen Investitionen zu senken oder zumindest zu strecken. Grundsätzlich kann man schon jetzt festhalten, daß sich so etwas wahrscheinlich nur bei „jüngeren“ Kohlekraftwerken lohnt, bei denen noch eine Restlaufzeit von Jahrzehnten vorhanden ist. Volkswirtschaftlich dürfte es günstiger sein, diese Kraftwerke bis an ihre (wirtschaftliche) Lebensdauer weiter zu betreiben und erst dann still zu legen. Gleichwohl kann man auf jeden Fall den Standort „retten“ und weiter betreiben.

Der Standort

Jedes Kraftwerk braucht einen „Stromanschluss“, eine Wärmesenke, Betriebspersonal und diverse Infrastruktur. Das Kraftwerk muß seine erzeugte elektrische Energie in das vorhandene Stromnetz einspeisen. Bleibt man bei der vorhandenen Leistung, kann man die Hochspannungsleitungen und die notwendigen Schaltanlagen – sofern sie noch geeignet sind – weiter verwenden. Erste Schwierigkeit hierbei ist nicht technischer Art, sondern liegt in den speziellen Vorschriften für KKW. Der „Stromanschluss“ ist sicherheitsrelevant für die Notkühlung. Es müßten daher inhärent sichere Reaktoren verwendet werden, die keine aktive Notkühlung benötigen. Ähnliche Schwierigkeiten können bei der Genehmigung des alten Standorts entstehen – zumindest, wenn der Standort in unmittelbarer Nähe zu Wohngebieten liegt. Auch hierfür spielt die Sicherheitstechnik eine entscheidende Rolle.

Kraftwerke sind in ihren Gemeinden meist sehr beliebt: Sie bieten gut bezahlte Arbeitsplätze, die Gemeinde bekommt außergewöhnliche Steuereinnahmen und es fällt auch sonst noch einiges ab, um die gute Nachbarschaft zu fördern. Würde ein Kohlekraftwerk in ein KKW umgebaut werden, könnten alle Arbeitsplätze – sofern gewollt – erhalten bleiben. Viele könnten ohne Umschulung weiter arbeiten, einige müßten ihre Fachkenntnisse erweitern. Alles meist sehr kleine Unannehmlichkeiten im Vergleich zur Aufgabe. Wie die Erfahrung zeigt, wurden Gemeinden durch die Schließung überwiegend in den Abgrund gezogen: Die Preise für Immobilien sinken, viele Handwerker verlieren ihre Aufträge und die Einnahmen der Gemeinde sinken bei steigenden Ausgaben.

Jedes Kraftwerk braucht Kühlwasser. Es muß ein ausreichend großer Fluß vorhanden sein, ein See, ein Meeresarm oder eine ausreichende Wasserquelle für einen Kühlturm. Bleibt man in gleicher Größenordnung, kann man die vorhandenen Anlagen des Kohlekraftwerks weiter nutzen. Oft ist das Kühlwasser ein ganz wesentlicher Faktor bei der Standortsuche. Es muß nicht nur Wasser vorhanden sein, sondern es müssen auch alle Umweltauflagen erfüllbar sein. Was aber schon Jahrzehnte problemlos genutzt wurde, kann auch weiter genutzt werden.

Der Turbosatz

Im Turbosatz wird die Energie des Dampfes in elektrische Energie umgeformt. Der Generator wird durch die Turbine angetrieben. Turbine und Generator sind aufeinander abgestimmt (z. B. Drehzahl). Beide stehen auf dem elastisch gelagerten Turbinentisch (auf Federpaketen aus Stahlfedern). Wichtig dabei ist, daß alle drei Komponenten ein System bilden. Unterhalb befinden sich die Kondensatoren, in denen der Dampf durch das Kühlwasser niedergeschlagen wird. Ob Generator und Kondensatoren ohne große Umbauten weiterverwendet werden können, hängt von der Turbine ab.

Die Turbine ist für einen bestimmten Dampfzustand (Druck p und Temperatur t) und einen Massenstrom (kg/s) ausgelegt. Genau hier liegt die Problematik: Kohlekraftwerke sind für möglichst hohe Temperaturen und Drücke ausgelegt. Je höher die Dampftemperaturen, um so besser der Wirkungsgrad und damit um so geringer der Kohleverbrauch. Stellvertretend sei hier das Kraftwerk Boxberg Q genannt, das seit 2000 Strom ins Netz liefert. Es war seinerzeit das modernste Braunkohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 43% bei einer Leistung von 906 MWel. Hierfür ist ein Frischdampfdruck von 260 bar bei einer Temperatur von 540°C und einer Zwischenüberhitzung auf 580°C nötig. Damit ergeben sich bereits die Schwierigkeiten für eine Umnutzung durch Kernenergie:

  • Die Blockgröße erfordert mehrere SMR (Small Modular Reactor, definitionsgemäß mit einer Leistung < 300 MWel), die auf eine gemeinsame Turbine arbeiten müßten. Dies ist kein Vorteil, sondern eher ein Nachteil.
  • Die Austrittstemperatur der Reaktoren muß rund 600°C betragen. Damit fallen alle Leichtwasserreaktoren raus (Druckwasserreaktor 165 bar, 330°C; Siedewasserreaktor 71 bar, 286 °C ).
  • Wegen der notwendigen Austrittstemperatur von ungefähr 600°C kommen nur „zukünftige“ Reaktoren, wie z. B. aus den Familien: Gasgekühlt (z.B. HTR-PM, Xe-100), Salzschmelze (z.B. Kairos, Terrestrial Energy, Moltex Energy Waste Burner) oder Flüssigmetalle (BREST, TerraPower) in Frage. Es gibt noch unzählige andere Projekte, aber die aufgeführten Typen sind bereits auf dem Weg, den „Papier-Reaktor-Status“ zu verlassen. Realistisch betrachtet, dürften aber noch ein bis zwei Jahrzehnte bis zur Reife vergehen.
  • Hat man einen Reaktor gewählt, muß noch ein Dampferzeuger konstruiert werden. Keine einfache Aufgabe, denn auch dieser ist einmalig. Die Dimensionen sind bei der gesamten Dampfmenge von etwa 2400 to/h nicht zu unterschätzen. Sicherheitstechnisch problematisch ist die gewaltige Druckdifferenz von über 200 bar. Undichtigkeiten wirken hier immer in Richtung Reaktor. Es müssen bei der Paarung Kühlmittel des Reaktors / Frischdampf noch ganz neue Fragen bezüglich der Werkstoffe beantwortet werden.
  • Ein besonderer Stolperstein ist noch die bei Kohlekraftwerken übliche Zwischenüberhitzung: Wenn der Frischdampf aus dem Hochdruckteil der Turbine austritt, wird er noch einmal zum Kessel zurückgeschickt und wieder möglichst hoch erhitzt, bevor er in den Mitteldruckteil der Turbine zur weiteren Entspannung eintritt. Bisher hat so etwas noch keiner gebaut. Im Gegenteil, in den Anfangstagen der KKW hat man es mit einer fossilen Überhitzung versucht, da man mit Nassdampfmaschinen noch nicht so weit war.

Zusammenfassung

Die Größenordnung scheint verlockend: 2021 wurden 10244 TWh elektrischer Energie weltweit durch Kohlekraftwerke erzeugt (Stromverbrauch in Deutschland etwa 503,8 TWh). Dazu mußten fast 8,2 Milliarden to Kohle gefördert werden. Man muß es sich noch einmal in aller Ruhe deutlich machen: Weltweit wurde rund zwanzig mal so viel Strom aus Kohle gewonnen, wie ganz Deutschland in einem Jahr (2021) verbraucht hat! Schon das verdeutlicht die Unmöglichkeit, auch nur mittelfristig Kohle durch Kernenergie ersetzen zu wollen. Wenn es auch für manchen „Klimatologen“ eine bittere Erkenntnis sein mag, King Coal wird noch für Jahrzehnte – wenn nicht gar Jahrhunderte – dominieren, ob nun Deutschland aus der Kohleverstromung aussteigt oder nicht.

Jedes Kohlekraftwerk ist eine Milliardeninvestition. Hinzu kommt noch die Infrastruktur (Bergwerke, Massengutfrachter, Eisenbahnen etc.). Nur eine so dekadente Gesellschaft, wie die Deutsche, kann glauben, daß man ohne Konsequenzen einen solchen Kapitalstock vernichten kann. Andere Gesellschaften haben ganz andere Sorgen, als ausgerechnet die „Klimakatastrophe durch von Menschen freigesetztes CO2“. Der Rest der Welt, wird seine Kohlekraftwerke bis zu deren wirtschaftlichem Ende betreiben. Schließlich sind diese Teil der „Wohlstandsmaschine“, die zur weiteren Entwicklung zwingend nötig ist. Wenn es um die Einsparung von Kohle geht, bleibt auch noch der Weg, alte Kraftwerke mit geringem Wirkungsgrad durch neue zu ersetzen. Es wird sein, wie es immer war, erst wenn der Brennstoff so teuer wird, daß sich Alternativen lohnen, wird die Anzahl der Kohlekraftwerke schrumpfen. So bereits geschehen in den USA, wo (zeitweise) Erdgas günstiger war.

Realistisch betrachtet, kann höchsten der Zuwachs des weltweiten Strombedarfs durch Kernenergie abgedeckt werden. Eine Umrüstung erscheint bestenfalls in Einzelfällen sinnvoll. Die Entwicklung der Kernenergie wird davon unbeeinflußt weitergehen. Es werden weiterhin „große“ Leichtwasserreaktoren gebaut werden und die Entwicklung „kleiner“ Reaktoren wird ebenfalls weiter vorangehen. Sie werden vielmehr ganz neue Anwendungen (z. B Industrie, Nahwärme etc.) und die kostengünstige Beseitigung des „Atommülls“ erschließen. Sie werden somit auch an den Marktanteilen von Gas und Öl knabbern. Der Anteil von Wind und Sonne ist bereits (gerade in Europa) über das sinnvolle Maß hinausgeschossen – da hilft auch kein neues Schlangenöl aus „Grünem Wasserstoff“.

Kann die Ukraine Deutschland retten?

Deutschland rast immer schneller dem Abgrund entgegen. So geht das halt mit dem Interventionismus. Am Anfang stand die – wie immer gut gemeinte – Idee, „Alternative Energien“ nutzbar zu machen. Da diese aber keiner so richtig haben wollte, hat man sie mit Milliarden subventioniert. Das ganze wurde als Anschubfinanzierung verbrämt, so wie das gute Drogenhändler halt machen. Heute gibt es ein gigantisches Netzwerk von Schlangenölverkäufern und mitverdienenden Politschranzen. Um dem Ganzen noch die Krone aufzusetzen, verunglimpfen sie das auch noch als Marktwirtschaft. Hätten sie sich doch besser mal mit dem Fluch der Planwirtschaft nach dem Zusammenbruch der „DDR“ beschäftigt. Versuchen Laiendarsteller den Markt mit Dumpingpreisen und Zwangseinspeisungen auszuhebeln, werden sie zu Zauberlehrlingen. Damit die Illusion aufrecht erhalten werden kann, beginnt die Phase der Feinsteuerung: Heizungen sollen (im Sommer) „richtig eingestellt“ werden, das Duschen eingeschränkt usw. Gleichzeitig plant man Kernkraftwerke abzuschalten und damit noch mehr Strom aus Erdgas zu erzeugen. Schöne neue Welt der Deindustrialisierung. Welches Schräubchen sie auch immer drehen mögen, am Ende wird die Industrie ins Ausland abwandern müssen und breite Schichten der Bevölkerung verarmen.

Was kann und soll mit der Ukraine nach diesem Vernichtungskrieg geschehen? Bereits heute sehen große Gebiete wie viele deutsche Großstädte 1945 aus. Um dieses geschundene Land wieder aufzubauen, sind hunderte Milliarden nötig. Wird die „westliche“ Welt den Willen und die Kraft haben, Russland in die Verantwortung für seine Verbrechen zu nehmen und Reparationen verlangen? Eher wohl nicht – eher nur symbolisch. Dafür gibt es viel zu viele „Putinversteher“, wenn nicht gar Sympathisanten. Andererseits kann man ein so großes Land in unmittelbarer Nachbarschaft nicht einfach zur Wüste erklären. Wohl gemerkt, durchaus im Eigeninteresse. Allein die Ströme der Auswanderer würden Europa an seine wirtschaftlichen Grenzen bringen. Ein Nichtstaat mit all seinen Konsequenzen, würde Europa dauerhaft destabilisieren. Es bleibt gar keine Alternative, die Ukraine muß zum Erblühen gebracht werden. Die meiste Last wird dabei die Bevölkerung selbst tragen müssen, so wie in Deutschland, Japan und Korea einst auch. Der Weg wird auch der Gleiche sein. Nur über Exporte kann das benötigte Kapital ins Land kommen. Nur was sind in der Welt von heute noch die Marktlücken? Die reichhaltige Landwirtschaft sicher nicht, da sie schon vorher nicht für breiten Wohlstand reichte. Es kann nur eine – wie auch immer geartete – Industrie sein. Die Orks aus der Steppe können zwar das Land verwüsten, aber nicht die Gehirne der Menschen leeren. Die Basis für eine rasche (Re)Industrialisierung ist mehr als vorhanden. So verfügte die Ukraine z. B. schon vor dem Krieg über eine kerntechnische Industrie.

Deutschland als Kunde

Wenn Deutschland weiterhin seinem religiösen Wahn folgen will, ein Industrieland nur mit Wind und Sonne betreiben zu wollen, wird es auf seine Nachbarn zur Bereitstellung eines elektrischen Netzes angewiesen sein. Wohl gemerkt, nur um weiter zu existieren – von Wohlstand wird dann keine Rede mehr sein. Wer von unseren (westlichen) Nachbarn kann aber dafür in Frage kommen? Sie alle brauchen Neubauten als Ersatz für ihre alternde Kraftwerksflotte. Zusätzliche Kraftwerke ausgerechnet für die moralinsauren Deutschen, die doch vorangehen wollten? Die ihren Nachbarn (Belgien, Frankreich) immer Verantwortungslosigkeit vorgeworfen haben wegen ihrer „Schrottmeiler“ und „Atomruinen“. Hilfe und Wohlwollen ist nur aus dem Osten zu erwarten. Diese Länder waren immer positiv gegenüber der Kernenergie eingestellt und haben ihr Recht auf Kernenergie immer nachhaltig gegenüber den Bürokraten aus Brüssel verteidigt.

Polen

Polen ist ein sich weiter entwickelndes Land mit knapp 40 Millionen Einwohnern. Der Stromverbrauch betrug 2013 150 TWh. Er wurde zu rund 48% aus Steinkohle und rund 24% aus Braunkohle gewonnen. Polen ist Kohleland. Es verfügt über keine wesentlichen anderen Quellen. Wind- und Sonne ist aus geographischen Gründen nur eingeschränkt möglich. Die Förderung von Kohle ist durch immer ungünstigere Bedingungen und Umweltbelastungen nicht länger zu halten. Die staatlichen Subventionen belasten den Haushalt.

Polen hat sich folgerichtig für Kernenergie entschieden. Es wurde beschlossen sechs Reaktoren, an drei Standorten, mit einer Leistung zwischen 6 und 9 GW zu bauen. Darüberhinaus gibt es mehrere private Initiativen zum Bau von SMR zur Versorgung von Industrieanlagen. Westinghouse Electric Company führt bereits eine Grobplanung (Front-End Engineering and Design; FEED) auf der Basis ihres AP1000 durch, die von der United States Trade and Development Agency (USTDA) gefördert wird. Darüberhinaus sind auch die Franzosen und Koreaner zur Abgabe eines Angebots aufgefordert. Bechtel hat sich mit zwölf polnischen Unternehmen und Toshiba (für Turbosatz und Dampferzeuger) über die Bildung eines Konsortiums für den Bau verständigt. Parallel werden aktuell noch enge Beziehungen zwischen Westinghouse, Hyundai und Korea Electric Power Corp (KEPCO) bezüglich des AP1000 geknüpft. Ein Schelm, wer Zusammenhänge mit der aktuellen politischen Lage sieht.

Tschechien

In Tschechien werden bereits 34% der elektrischen Energie aus Kernenergie erzeugt. Die Kohleförderung soll aufgegeben werden. Als nördliches Binnenland scheidet Wind und Sonne praktisch aus. Deshalb wurde ein Ausbau der KKW Dukovany und Temelin beschlossen. Auch hier ist Westinghouse mit einer Absichtserklärung vertreten. Man hat sie mit zehn tschechischen Unternehmen zum Bau eines Blocks in Dukovani abgeschlossen.

Ukraine

Die Ukraine verfügt über 15 Reaktoren an vier Standorten. Im Jahre 2016 erzeugten sie 153,6 Mrd. kWh. Sie verfügt damit über Betriebserfahrungen seit den 1970er Jahren. Alle Reaktoren sind Druckwasserreaktoren russischer Bauart. Seit einigen Jahren laufen sie mit Brennstäben aus schwedischer Fertigung. Die Bevölkerung ist der Kernenergie gegenüber positiv eingestellt. Das ist um so bemerkenswerter, da sie die schrecklichen Erfahrungen mit Tschernobyl machen mußte. Seit einem Monat ist das Netz von Rußland abgekoppelt und mit dem europäischen Netz synchronisiert.

Schon vor dem Krieg wollte man die Blöcke Khmelnitsky 3 und 4 mit der Hilfe von Westinghouse fertigstellen. Man wollte dabei auf eingelagerte Komponenten des gescheiterten Projekts V. C. Summer zurückgreifen. Im Juni 2022 führte man mit Westinghouse Gespräche über den Bau von 5 bis 9 Reaktoren des Typs AP-1000. Ferner soll ein nukleares Zentrum errichtet werden, mit einer Brennelementefabrik zur Versorgung aller ukrainischen Reaktoren. Durch den Zubau von 11 GWel könnte der Anteil der Kernenergie von derzeit 53% auf über 70% gesteigert werden.

Der gedachte Verbund

Fast man nun die Pläne von Polen, Tschechien und der Ukraine zusammen, kommt man auf rund 20 Reaktoren. Bezieht man den Bedarf von Deutschland an zuverlässiger und preiswerter elektrischer Energie ein, ergibt sich ein Ausbauprogramm wie weiland in Frankreich. Man könnte gestaffelt produzieren: Strom von der Ukraine nach Polen, Tschechien etc. und von dort Lieferungen an Deutschland. So käme man ohne neue Fernleitungen und große Transportverluste aus. Zusätzlich kann man noch die Zeitverschiebung nutzen.

Der volkswirtschaftliche Sinn für die Ukraine läge in der kurzfristigen Schaffung eines immer mehr gefragten Exportprodukts: Elektrische Leistung und Energie. Man könnte kurzfristig mit der Lieferung aus dem bestehenden Kraftwerkspark beginnen und alte Kraftwerke schrittweise durch den Zubau ersetzen. Wichtig dabei ist, daß möglichst schnell selbst verdiente Devisen ins Land fließen. Devisen, die dringend für den Wiederaufbau von Industrie und Infrastruktur (nach dem Ende des Krieges) gebraucht werden. Gleichzeitig schaffen die Arbeitsplätze der Exporte weitere Nachfrage im Inland. Man entsinne sich mal der Situation in Deutschland nach 1945: Zehntausende bauten den „Käfer“, einen Exportschlager, der ganze Regionen zum Wiedererleben erweckte. Jeder Reaktor erfordert schon während der Bauzeit mehrere Tausend Arbeitskräfte vor Ort, die irgendwo schlafen und essen und mit den Dingen des täglichen Bedarfs versorgt werden müssen. Solche Großbaustellen sind überall auf der Welt Oasen der Prosperität, die weit in ihr Umland ausstrahlen. Hinzu kommt, daß die Arbeitsplätze in der Kernenergie „gut bezahlt“ sind – bezogen auf das landesübliche Niveau. Die Frage ist nur, wieviel Kapital ist erforderlich und wie kann es beschafft und finanziert werden.

Overnight Capital Cost

Dies ist ein Begriff aus der Anlagentechnik, auch EPC-Kosten (Engineering, Procurement and Construction) genannt. Das ist der Preis für eine „Errichtung über Nacht“, also ohne Finanzierungskosten über die Bauzeit. Für den AP1000 gibt es Daten aus den Projekten Sanmen 1 und 2 FOAK (First Of A Kind) und Haiyang 1 und 2 in China und Vogtle 3 und 4 in USA. Die „Kosten über Nacht“ betrugen 2000 USD/kW in China und 4300 USD /kW in USA (Basis 2018). Auf den ersten Blick erkennt man die unterschiede im Lohn- und Materialpreisniveau zwischen China und USA. Vereinfachend wird hier einfach der Mittelwert und eine Netto-Inflation (Differenz zwischen Inflation und Einsparung durch Serienfertigung) von 20% angesetzt. Man kann so von 3800 USD/kW ausgehen.

Owner’s Cost

Irgendjemand muß für die Projektentwicklung, das Management der Baustelle mit all ihren Einrichtungen, der Organisation der Finanzierung, den Gebühren, den gegenseitigen Verbindungen usw. aufkommen. Letztendlich bezahlt das alles der Kunde. Diese Kosten können je nach Projekt und Land sehr unterschiedlich ausfallen. Aus Erfahrung im Kraftwerksbau wird hier ein Prozentsatz von 40% der EPC-Kosten angesetzt. Das ergibt rund 1500 USD/kW. Sodaß man von Errichtungskosten von rund 5300 USD/kW (ohne Finanzierung) ausgehen kann.

Die Finanzierung

Rechnungen werden über das gesamte Projekt ständig geschrieben. Sie müssen fristgerecht bezahlt werden. Es muß deshalb eine Kreditlinie für die gesamte Bauzeit aufrecht gehalten werden. Jeder ausgezahlte Betrag muß mit Zins und Zinseszins bis zur Fertigstellung und Übergabe an den Kunden aufsummiert werden. Hier spielt die Bauzeit eine entscheidende Rolle: Laufen Projekte wie Vogtle völlig aus dem Ruder, kommt es zu sehr viel höheren Kosten. Bauzeiten zwischen 60 und 100 Monaten erscheinen realistisch. Es liegen bisher schon die Erfahrungen von vier Reaktoren vor und weitere 2 in USA und vier (CAP1000) in China befinden sich noch im Bau. Baut man zeitlich versetzt (immer eine Doppelanlage) und hat erst mal qualifizierte Teams für alle Gewerke zusammen, sind Bauzeiten unter 5 Jahre leicht erzielbar. Wie gesagt, wirkt sich das ganz entscheidend auf die nötigen Investitionen aus.

Die teuerste Finanzierung ist eine, ausschließlich über Fremdkapital. Dies ist der (gescheiterte) Weg von Hinkley Point C. Die Banken verlangen hohe Risikoaufschläge. Bei der Übergabe an den Auftraggeber hat sich ein riesiger Schuldenberg (Zinseszinsen) angesammelt. Dieser Schuldenberg belastet bis dahin den Generalübernehmer (GÜ), der infolgedessen nur wenige Projekte gleichzeitig durchstehen kann. Am Ende ergibt sich für den Stromkunden ein unnötig hoher Preis. Er zahlt mit seiner Stromrechnung hauptsächlich für den Schuldendienst.

Aus diesem Grund kehrt man in GB bei dem Projekt Sizewell C wieder zu einem Bauherrenmodell zurück. Die angefallenen Baukosten werden zu vereinbarten Fertigstellungsterminen von dem Energieversorger bezahlt. Dem GÜ wird ein gewisser Prozentsatz für seine Leistungen eingerechnet. Dies entspricht einer Investition in Eigenkapital durch alle Stromkunden in ein Kernkraftwerk. Vorteil für die Stromkunden ist der Wegfall der enormen Finanzierungskosten. Nachteil ist die „Vorkasse“.

Im Zusammenhang mit der Situation in Deutschland könnte das Mankala-Modell, wie beim finnischen Kernkraftwerk Hanhikivi, besonders lukrativ sein. Dabei bilden mehrere Unternehmen eine Zweckgesellschaft zum Bau eines Kernkraftwerks. Sie übernehmen die Baukosten anteilig. Geht das Kraftwerk ans Netz, bekommt jeder Anteilseigner einen seiner Beteiligung entsprechenden Anteil elektrischer Energie zu einem Preis, der nur die angefallenen Kosten deckt. Er kann diese (kostengünstige) Energie selbst nutzen oder aber weiter verkaufen. Solche Anteile können auch sehr verlockend für z. B. Pensionskassen sein. Man erhält für seine Anlage einen stetigen, gut kalkulierbaren Zahlungsstrom über den Verkauf der Strommenge, an den Strombörsen oder an Stadtwerke etc.

Zusammenfassung

Es geht hier nur um einen Weg aus der verbockten Energiewende. Die Betonung liegt dabei auf „einen Weg“. Es gibt sicher noch viele andere, wenn man sich nur von der religiösen Fixierung auf Wind- und Sonne frei macht. Würde man 20 AP1000 Reaktoren bauen, käme man gerade auf den Betrag, den allein Deutschland als „Sondervermögen“ in die Bundeswehr steckt. Auf europäischer Ebene eher ein Trinkgeld. Bezüglich der Ukraine könnte „Der Westen“, vertreten durch USA, Korea, Japan und wer sonst noch will, seine Verbundenheit deutlich machen. Die Ukraine könnte – wie einst West-Berlin – zum Schaufenster der freien Welt gemacht werden – langfristig mit dem gleichen Effekt.

Man sollte auch die Binsenweisheit, daß die Ausgaben des einen, die Einnahmen der anderen sind, dabei nicht aus den Augen verlieren. Es wäre ein gigantisches Konjunkturprogramm für Osteuropa mit der Ukraine. Es liefert nicht nur preiswerte elektrische Energie, sondern schafft auch gut bezahlte Arbeitsplätze mit Zukunftsgarantie in einer Hochtechnologie-Branche.

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.

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.

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).

SMR-2021 Einleitung

Die Kerntechnik bekommt gerade einen unerwarteten Aufschwung: Immer mehr junge Menschen drängen in die einschlägigen Studiengänge, es entstehen unzählige neu gegründete Unternehmen und es steht plötzlich auch viel privates Kapital zur Verfügung. Darüberhinaus zeigt dieser Winter in Texas auch dem gutgläubigsten Menschen, daß eine Stromversorgung (nur) aus Wind, Sonne und Erdgas ein totes Pferd ist.

  • Texas ist nahezu doppelt so groß wie Deutschland, hat aber nur etwa ein Drittel der Einwohner, die sich überwiegend in einigen Großstädten ballen. Windparks waren deshalb höchstens ein Thema für Vogelfreunde und Landschaftsschützer. Texas ist darüberhinaus auch noch sehr windreich durch seine Lage „zwischen Golf und mittlerem Westen“.
  • Texas liegt etwa auf der „Breite der Sahara“ (Corpus Christi 27°N, Amarillo 35°N; Kanarische Inseln 28°N, Bagdad 33°N). Mal sehen, wann in Deutschland wieder von der Photovoltaik in der Sahara gefaselt wird.
  • In Texas kommt das Erdgas aus der Erde. Trotz der inzwischen gigantischen Verflüssigungsanlagen für den Export, muß immer noch Erdgas abgefackelt werden. Das alles ändert aber nichts an der Tatsache, daß im Ernstfall nur das Gas am Anschluss des Kraftwerks zählt. Kommt noch parallel zum Strombedarf der Bedarf für die Gebäudeheizungen hinzu, ist schnell die Grenze erreicht. Wohl gemerkt, das Gas kommt in Texas aus der Erde und nicht aus dem fernen Russland.

Das Kapital ist bekanntlich ein scheues Reh. Nach den Milliarden-Pleiten in Texas wird man sich schnell umorientieren. Darüberhinaus fängt die Bevölkerung an zu fragen, warum man eigentlich zig Milliarden Steuergelder mit Wind und Sonne versenkt hat.

Was sind SMR?

SMR (Small Modular Reactor) sind kleine Kernkraftwerke mit einer elektrischen Leistung von bis zu 300 MWel. Eine ziemlich willkürliche Grenze, die auf kleine Reaktoren abzielt, die gerade noch mit der Eisenbahn (in den USA) transportierbar sein sollen. Eine weitere Untergruppe sind Mikroreaktoren mit einer elektrischen Leistung von bis zu etwa 10 MWel. Bei den bisherigen Kernkraftwerken hat man immer größere Leistungen (z. B. EPR mit 1650 MWel) angestrebt, um die in der Verfahrenstechnik üblichen Skaleneffekte zu erzielen. Problem dabei ist, daß man einen erheblichen Montageaufwand auf der Baustelle hat, da alle Bauteile sehr groß werden. Bei den SMR geht man umgekehrt den Weg, das Kraftwerk weitesgehend in Fabriken in Serie zu fertigen und zu testen. Es steht also Kosteneinsparung durch Skaleneffekte gegen Serienfertigung (wie z. B. im Flugzeugbau). Welcher Weg letztlich kostensparender ist, kann vorab gar nicht gesagt werden. Vielmehr kann durch SMR ein völlig neuer Markt der „kleinen Netze“ erschlossen werden. Das betrifft beileibe nicht nur Schwellenländer, sondern vielmehr lernen wir in Deutschland gerade, welche enormen Netzkosten entstehen, wenn man zentrale Windparks baut. Ferner ist die Finanzierung wegen des kleineren (absoluten) Kapitalbedarfes weniger risikoreich und damit leichter handhabbar. Ein „Kraftwerk von der Stange“ erfordert eine wesentlich kürzere Zeitspanne – also Vorfinanzierung – von der Bestellung bis zur Inbetriebnahme. Hinzu kommt, daß die kleineren Bauteile auch nur kleinere Fertigungsanlagen erfordern. Beispielsweise baut Indien zur Zeit 15 Schwerwasserreaktoren, da dafür alle Komponenten im eigenen Land hergestellt werden können. Der ursprünglich angedachte Bau von konventionellen Druckwasserreaktoren wurde aufgegeben, da dafür wesentliche Komponenten (z.B. Reaktordruckbehälter) im Ausland gegen Devisen gekauft werden müßten. Aus gleichem Grund treffen SMR auch in Europa (z. B. Tschechien, Großbritannien) auf großes Interesse.

Die Sicherheitsfrage

Bei kleineren Kraftwerken kann man näher an die Städte heranrücken und damit Kraft-Wärme-Kopplung in vorhandenen Fernwärmenetzen abgasfrei betreiben. Finnland z. B. plant mittelfristig die vorhandenen Kraftwerke in den Ballungszentren durch SMR zu ersetzen. Analog gelten die gleichen Überlegungen für Fernkälte und Meerwasserentsalzungsanlagen z. B. in der Golfregion. Will man jedoch in der Nähe von Großstädten bauen, müssen solche Kernkraftwerke zwingend „walk away“ sicher sein, damit sie überhaupt genehmigungsfähig sind. Dazu gehört insbesondere der Verzicht auf eine aktive Notkühlung. Reaktoren kleiner Leistung kommen dem physikalisch entgegen: Um die Leistung zu produzieren, ist eine entsprechende Anzahl von Kernspaltungen notwendig. Bei der Kernspaltung entstehen radioaktive Spaltprodukte, die auch nach der Abschaltung noch Zerfallswärme produzieren. Bei kleinen Reaktoren ist diese Nachzerfallswärme so gering, daß sie problemlos passiv abgeführt werden kann – oder anders ausgedrückt, die Temperatur im abgeschalteten Reaktor steigt nur so weit an, daß keine Grenzwerte erreicht werden. Dies war z. B. beim Unfall in Fukushima völlig anders. Dort hat die Nachzerfallswärme gereicht, um eine Kernschmelze auch noch nach der Abschaltung der Reaktoren auszulösen.

Damit Kernkraftwerke in oder in unmittelbarer Nähe zu Städten akzeptiert werden, muß faktisch gewährleistet sein, daß keine (nennenswerte) Radioaktivität das Betriebsgelände überschreitet. Damit an dieser Stelle kein Missverständnis entsteht: Es gibt keine absolute Sicherheit. Es wird auch zukünftig Unfälle in Kernkraftwerken geben, genauso wie immer wieder Flugzeuge abstürzen werden. Trotzdem fliegen Menschen. Der Mensch ist nämlich durchaus in der Lage, Risiken und Vorteile für sich abzuwägen – solange er nicht ideologisch verblödet wird. Selbst eine ideologische Verblödung kann aber nicht unendlich lange aufrecht erhalten werden: Gerade durch Tschernobyl und Fukushima sind die Märchen der „Atomkraftgegner“ von „Millionen-Toten“ etc. als Propaganda entlarvt worden. Auffällig still ist es in den letzten Jahren um die „Gefahren durch Atomkraft“ geworden. Übrig geblieben ist einzig die Lüge von dem „Millionen Jahre strahlenden Atommüll, für den es keine Lösung gibt“. Auch dieser Unsinn wird sich von selbst widerlegen.

Die Vielzahl der Entwürfe

Es gibt unzählige Entwürfe von Kernreaktoren. Jeder Professor, der etwas auf sich hält, erfindet einen neuen Reaktor zu Übungszwecken. Der Weg zu einem Kernkraftwerk ist aber lang. Irgendwann stirbt die überwiegende Anzahl wegen irgendwelcher unvorhergesehenen Detailprobleme. Hier werden nur Entwürfe betrachtet, für die ausreichend Unterlagen aus Genehmigungsverfahren, Veröffentlichungen etc. zur Verfügung stehen. Immerhin blieben noch über 90 Konzepte übrig, die sich auf dem Weg zu einem Prototypen befinden. Für jedes einzelne Konzept wurde bereits mindestens ein zweistelliger Millionenbetrag investiert und ein Unternehmen gegründet. Als erstes soll etwas Systematik in dieses Angebot gebracht werden. In späteren Folgen werden dann einzelne Entwürfe näher vorgestellt und diskutiert werden.

Neutronenspektrum

Je langsamer Neutronen sind, je höher ist die Wahrscheinlichkeit einer Spaltung eines U235 – Kerns. Demgegenüber können alle schnellen Neutronen auch Kerne von U238 bzw. anderer Aktinoiden spalten. Schnelle Reaktoren haben den Vorteil, daß sie mit „Atommüll“ (so verunglimpfen „Atomkraftgegner“ immer die abgebrannten Brennelemente aus Leichtwasserreaktoren) betrieben werden können. Eine verlockende Perspektive: Betrieb der Kernkraftwerke mit „Abfall“, bei gleichzeitiger Entschärfung der „Endlagerproblematik“ auf wenige Jahrzehnte bis Jahrhunderte. Nur hat alles seinen Preis, gerade kleine Reaktoren (im räumlichen Sinne, nicht nur im übertragenen, bezogen auf die Leistung) sind schwierig als schnelle Reaktoren zu bauen. Es ist deshalb nicht verwunderlich, daß 59 Entwürfe mit thermischem Spektrum und nur 20 als schnelle Reaktoren ausgeführt sind.

Die angestrebten geringen Abmessungen (Transport) sind faktisch auch bei thermischen Reaktoren nur über eine höhere Anreicherung realisierbar. Mit der bei heutigen Druckwasserreaktoren üblichen Anreicherung von weniger als 5% lassen sich kaum SMR bauen. Man hat deshalb den neuen Standard HALEU mit einer Anreicherung von knapp unter 20% eingeführt. Der Begriff „thermisch“ im Zusammenhang mit der Geschwindigkeit von Neutronen bezieht sich auf die Geschwindigkeitsverteilung der brownschen Molekularbewegung. Je höher deshalb die Betriebstemperatur eines Reaktors ist, um so höher auch die Geschwindigkeit der Neutronen und damit um so geringer die Wahrscheinlichkeit einer Spaltung eines Urankernes. Deshalb sind „Hochtemperaturreaktoren“ schon wegen der neutronenphysikalischen Auslegung anspruchsvoller.

Moderatoren

Wenn man Neutronen abbremsen will, benötigt man einen Moderator. Bei den Leichtwasserreaktoren ist das das Arbeitsmedium Wasser. Die einfachste Konstruktion ist der Siedewasserreaktor, bei dem der im Reaktor erzeugte Dampf unmittelbar die Turbine antreibt (5 Entwürfe). Demgegenüber wird beim Druckwasserreaktor erst in einem zusätzlichen Wärmeübertrager der Dampf erzeugt (24 Entwürfe). Eine gewisse Sonderstellung nehmen Schwerwasserreaktoren ein, in denen Deuterium die Funktion des Moderators übernimmt (2 Entwürfe). Bei Mikroreaktoren kommen noch andere Moderatoren zum Einsatz.

Kühlmittel

Bei thermischen Reaktoren kommen Wasser, Helium und Salzschmelzen zur Anwendung. Bei Wasser sind die erreichbaren Temperaturen durch die abhängigen Drücke begrenzt (31 Entwürfe). Für eine reine Stromerzeugung ist das jedoch kein Hinderungsgrund. Will man hohe Temperaturen erreichen, bleibt Helium (20 Entwürfe) oder eine Salzschmelze (13 Entwürfe). Bei beiden kommt man mit relativ geringem (Helium) oder gar Atmosphärendruck (Salze) aus. Will man schnelle Reaktoren bauen, bleibt nur Helium (2 Entwürfe), Blei (9 Entwürfe), Natrium (5 Entwürfe) oder Salzschmelzen (3 Entwürfe). Tauscht man Wasser gegen andere Kühlmittel, wird man zwar den hohen Druck und den Phasenübergang los – was oft als Sicherheitsgewinn dargestellt wird – handelt sich aber damit eine Menge neuer Probleme ein: Einfrieren bei Raumtemperatur (Blei und Salzschmelzen), Korrosion (Blei und Salzschmelzen), Staub (Helium), Brandgefahr (Natrium), Zeitstandsfestigkeit usw. Es verwundert deshalb nicht, daß die Überzahl der Entwürfe bei Wasser als Moderator und Kühlmittel bleibt. Durch die überragenden thermodynamischen Eigenschaften des Wasser-Dampf-Kreisprozesses ist das für eine Stromproduktion auch kein Hinderungsgrund. Oft gehörte Argumente von möglichen höheren Wirkungsgraden sind bei den geringen Brennstoffkosten eher Scheinargumente. Anders sieht es mit der Entwicklung von schnellen Reaktoren aus. Blei und Natrium haben hier eine überragende Stellung. Allerdings sind die Preise für Natururan immer noch im Keller und die Zwischenlagerung abgebrannter Brennelemente ist ebenfalls konkurrenzlos billig. In einigen Jahren könnte jedoch ein geschlossener Brennstoffkreislauf aus politischen Gründen (Angst vor Atommüll) zum Renner werden. Momentan liegt Russland bei dieser technischen Entwicklung mit großem Abstand vorn. Die USA haben das erkannt und starten gerade eine beeindruckende Aufholjagd.

Brennstoff

Standard ist immer noch Uran. Bei schnellen Reaktoren kann man den „Abfall“ der konventionellen Reaktoren weiter nutzen. Thorium bleibt vorläufig auch weiter ein Exot. Das Uran kann in unterschiedlichen chemischen Verbindungen (metallisch, Uranoxid, Urannitrid, Legierungen usw.) im Reaktor verwendet werden und in unterschiedlichen geometrischen Formen (als Brennstäbe, als TRISO-Elemente, im Kühlmittel aufgelöst usw.) eingebaut werden. Der Brennstoff ist in seiner chemischen Zusammensetzung und seiner geometrischen Form bestimmend für die maximale Betriebstemperatur. Ferner ist er das erste Glied der Sicherheitskette: Er bindet während des Betriebs die Spaltprodukte und soll diese auch bei einem Störfall zurückhalten. SMR benötigen wegen der höheren Anreicherung mehr Natururan und sind wegen der höheren Trennarbeit teurer in der Herstellung als konventionelle Brennelemente.

Die Hersteller

Mit deutlichem Abstand sind die beiden führenden Länder in der Entwicklung von SMR Russland und die USA.

Alle Projekte befinden sich in einer unterschiedlichen Realisierungsphase von Konstruktion, Genehmigungsverfahren, über Bau bis Probebetrieb. Der chinesische SMR vom Typ ACPR50S (Druckwasserreaktor in klassischer Bauweise mit 50 MWel) ist fast fertiggestellt. Er soll bei Serienfertigung als schwimmender Reaktor auf einem Ponton verwendet werden. Der argentinische SMR Carem (integrierter Druckwasserreaktor mit 30 MWel) ist eine Eigenentwicklung und soll 2023 in Betrieb gehen.

Land LWR Gas Blei Natrium Salz Summe
Argentinien– – – – 1
China– – 7
Dänemark– – – – 
Finnland– – – 
Frankreich1– – – 
GB1– – – 
Indonesien– – – 
Japan– 
Kanada– – 
Luxemburg– – – – 
Russland11 – 17 
Schweden– – – – 
Südafrika– – – – 
Süd Korea– – – 
USA21 
Summe29 17 13 – 
Betrachtete SMR-Entwürfe nach Ländern und Typen geordnet.

Der chinesische HTR-PM (Hochtemperaturreaktor, Kugelhaufen mit Helium, 105 MWel) befindet sich im Testbetrieb. Sein Vorläufer HTR-10 von der Tsinghua University, China (Kugelhaufen mit 2,5 MWel) ist seit 2018 in Betrieb. Der japanische HTTR 1 (prismatischer Hochtemperaturreaktor, Helium, 30 MWth) ist seit 2007 mit Unterbrechungen für Umbauten in Betrieb. Der russische RITM-200M (modularer Druckwasserreaktor mit 50 MWel) ist seit 2020 auf Eisbrechern in Betrieb und soll bis 2027 in Ust-Kuyga in Sibirien als Kraftwerk in Betrieb gehen. Der russische KLT-40S (Druckwasserreaktor in klassischer Bauweise, 35 MWel) ist zweifach auf einem schwimmenden Ponton seit 2020 in Pevek in Chukotka als Heizkraftwerk in Betrieb.

Beginn einer atemberaubenden Serie

Anfang September 2020 wurde der Reaktor Fuqing 5 mit 177 Brennelementen zum ersten mal beladen. Ein in mehrfacher Hinsicht bemerkenswertes Ereignis. Es ist der erste Reaktor der chinesischen Eigenentwicklung ≫Hualong One≪ – ein sogenannter „First Of A Kind“ (FOAK). Der Bau des allerersten Reaktors eines neuen Modells dauert zumeist sehr lange, da bei ihm noch viele Fehler gemacht werden, die zeitaufwendig behoben werden müssen. Abschreckendes Beispiel ist die Baustelle Olkiluoto in Finnland mit dem Baubeginn im Jahr 2004. Gänzlich anders die Situation bei Fuqing 5: Dort war der Baubeginn (erster nuklearer Beton) im Mai 2015. Rund 5 Jahre Bauzeit gegenüber 16 Jahren mit gigantischer Kostenexplosion. Deutlicher kann man die Leistungsfähigkeit der chinesischen kerntechnischen Industrie nicht darstellen. Doch damit noch nicht genug: Im Dezember 2015 war der Baubeginn für die Blöcke Fuqing 6 und Fangschenggang 3, im Dezember 2016 für Fangschenggang 4, im Oktober 2019 für Zhangzhou 1 und im September 2020 für Zhangzhou 2 und Taipingling 1. Um dem ganzen noch die Krone aufzusetzen, wurde parallel im August 2015 mit dem ersten Auslandsauftrag Karachi 2+3 in Pakistan begonnen. Man hat also gleichzeitig 9 Reaktoren eines neuen Typs in Arbeit. Da China auch noch andere Kernkraftwerke baut, kommt es seinem Ziel, in den nächsten Jahrzehnten durchschnittlich alle sechs Monate einen Kernreaktor in Betrieb zu nehmen, sehr nahe.

Die Geschichte des Hualong

Im Jahr 2012 wurde durch das zentrale Planungsbüro in Peking beschlossen, die Eigenentwicklungen ≫ACP1000≪ von China National Nuclear Corporation (CNNC) und ≫ACPR1000≪ von China General Nuclear (CGN) zu einem standardisierten Modell ≫Hualong One≪ zusammenzulegen. Es sollte ein Reaktor der dritten Generation entstehen, in dem auch ausdrücklich alle Erfahrungen des Unglücks in Fukushima berücksichtigt werden sollten. Da jeder Hersteller seine eigenen Zulieferketten hat, unterscheiden sich noch heute die Modelle geringfügig.

Ursprünglich sollten 2013 in Pakistan zwei ≫ACP1000≪ in der Nähe von Karachi gebaut werden. Dieses Vorhaben wurde 2015 in zwei ≫Hualong One≪ umgewandelt. Darüberhinaus befindet sich der ≫Hualong One≪ in der Variante Fuqing 5+6 in Großbritannien im Genehmigungsverfahren als Modell für das geplante Kernkraftwerk Bradwell. Allerdings ist es höchst fragwürdig, ob dieses Projekt noch politisch durchsetzbar ist. Nach den Ereignissen in Hongkong und um den Ausbau des Mobilfunknetzes durch Huawei ist die Stimmung in Großbritannien gekippt. China ist in einer Schlüsselfunktion wie der Stromversorgung nicht mehr erwünscht.

Die Lernkurve

Obwohl diese Serie von Hualog One weitestgehend parallel gebaut wird, kann man laufend Verbesserungen entdecken. Selbst an so simplen Bauteilen wie dem Containment. Es besteht aus Stahlringen (ca. 46m Durchmesser, etwa 7m hoch, Wandstärke 6 mm, mit einem Gewicht von 180 to), die auf einem separaten Platz auf der Baustelle aus vorgefertigten Segmenten zusammengeschweißt werden. Sie werden dann mit einem Schwerlastkran übereinander gestapelt und zu einem zylindrischen Containment montiert. Den oberen Abschluss bildet eine Kuppel, die ebenfalls vor Ort aus Segmenten zusammengeschweißt wird und mit einem Kran aufgesetzt wird. Auf diese Stahlkonstruktion wird nun die eigentliche Hülle aus Spannbeton aufbetoniert. Man erhält so ein gasdichtes und hochfestes Sandwich als Wand. Als Schutz gegen Flugzeugabstürze etc. wird diese Konstruktion noch einmal als äußere Hülle wiederholt. Zwischen den Wänden verbleibt ein Spalt, der später zur Überwachung im Unterdruck gehalten wird.

Vergleicht man nun die innere Kuppel von Fuqing 5 (Montage im Januar 2017) mit der von Fangschenggang 3 (Montage im Mai 2018), so stellt man fest, daß sich das Gewicht von 305 to auf 260 to verringert hat. Umfangreiche 3-D-Simulationen, eine Optimierung der Statik und die Verwendung besonders geformter Segmente haben zu diesem Fortschritt geführt. Materialeinsparungen sind praktisch auch immer Kosteneinsparungen.

Wie flexibel die Chinesen vorgehen, zeigt sich aber auch am Ablauf der Montage. Bisher hat man klassisch erst den Rohbau fertiggestellt und anschließend die Großkomponenten eingebracht. Dazu muß man die drei Dampferzeuger (Länge 21 m, 365 to) und das Druckgefäß waagerecht durch die Schleuse einbringen und innerhalb des Containment aufwendig aufrichten und mit dem Polarkran in Position bringen. Beim Kraftwerk Karachi hat man die Einbauten vor dem Aufsetzen der Kuppel eingebracht. Bei Fuqing 5 dauerte das Einbringen der Dampferzeuger und des Druckgefäßes rund 2,5 Monate. In Karachi reduzierte sich der Einbau auf rund 5 Stunden pro Dampferzeuger bzw. 3 Wochen für alle nuklearen Großkomponenten. Eine beträchtliche Zeit- und Kostenersparnis.

Die Rolle ausländischer Zulieferer

Klein, Schanzlin und Becker (KSB) aus Frankenthal war einst die Perle für Pumpen in der Kraftwerkstechnik. Der Ausstieg aus Kerntechnik und Kohle in Deutschland hat sie (noch) nicht aus dem Markt gedrängt, sondern lediglich ins Ausland vertrieben. So erhielt SEC-KSB den Auftrag für die sechs Hauptkühlmittelpumpen (10,000-Volt-Motor mit einer Antriebsleistung von 6600 kW, 110 to schwer, Leistung 24 500 Kubikmeter pro Stunde) für das Kraftwerk Zhangzhou. Ein Auftrag in dreistelliger Millionenhöhe. Dafür muß man in Deutschland eine ganze Menge Heizungspumpen verkaufen. SEC-KSB ist ein im Juni 2008 gegründetes Joint Venture zwischen Shanghai Electric (55%, wer da wohl das sagen hat?) und KSB (45%), welches für das komplette Geschäft mit kerntechnischen Komponenten in China verantwortlich ist. Ein typisches Schicksal eines deutschen Unternehmens der Spitzentechnologie: Entweder man macht den Laden in Öko-Deutschland sofort dicht oder man versucht sich ins Ausland zu verlagern.

Vielleicht verläuft ja das Schicksal von Rolls-Royce (R&R) etwas anders. R&R hat für das gleiche Kraftwerk ebenfalls einen dreistelligen Millionenauftrag eingeworben über die Lieferung der Neutronenfluss-Messeinrichtungen. Allerdings werden diese komplett in Grenoble Frankreich konstruiert, gefertigt und getestet…

Die Preise

Man kann den Chinesen nicht so richtig in die Karten schauen. Es handelt sich immer noch um eine Planwirtschaft mit ihren Eigenheiten bezüglich Kosten und Finanzierung. Man kann aber einen guten Eindruck über Geschäfte mit dem Ausland gewinnen. So hat sich schon 2016 der thailändische Energieversorger RATCH in das Kernkraftwerk Fangchenggang II eingekauft. Aus den Veröffentlichungen des Unternehmens kann man entnehmen, daß das Kraftwerk einen Wert von US$ 6 Milliarden, bei einer Leistung von 2 x 1180 MWel hat. Dies entspricht spezifischen Investitionskosten von 2542 US$/kW. Ganz ähnlich sind die Daten für das pakistanische Kraftwerk Karachi: CNNC gibt Pakistan einen Kredit über US$ 6,5 Milliarden. Es scheint, daß die Chinesen das gesamte Kernkraftwerk im engeren Sinne (2 x 1100 MMWel) komplett vorfinanzieren. Die Projektkosten für das Kernkraftwerk werden von dem pakistanischen Prime Minister Nawaz Sharif mit US$ 9.59 Milliarden angegeben. Dies ergibt spezifische Kosten von 4359 US$/kW für das Projekt mit allen notwendigen Ausgaben (z. B. Hochspannungsleitungen und Infrastruktur).

Bauweise

Bei dem Hualong One oder auch als HPR-1000 bezeichnet, handelt es sich um einen Druckwasserreaktor mit drei Kreisläufen (jeweils Dampferzeuger, Hauptkühlmittelpumpe und Hauptkühlmittelleitung) und einer Nennleistung von 1180 MWel. Er ist für eine Betriebsdauer von (mindestens) 60 Jahren ausgelegt. Er besitzt ein doppelwandiges Containment, welches gegen Flugzeugabstürze etc. ausgelegt ist. Das Brennelementelager und die Gebäude für sicherheitstechnische Anlagen sind ebenfalls gegen Flugzeugabstürze etc. verbunkert. Die Schnellabschaltung bei Störfällen erfolgt vollautomatisch. Erst nach 30 Minuten sind menschliche Eingriffe nötig. Erst nach 72 Stunden sind Hilfsmaßnahmen von außen nötig (z. B. Nachfüllen von Wasser in die internen Becken). Jeder Reaktor ist nicht nur für die Grundlast, sondern auch für einen extremen Lastfolgebetrieb konstruiert.

Innerhalb des Containment – genauso geschützt gegen Einwirkungen von außen wie der Reaktor selbst – befindet sich ein großer Wassertank (IRWST), der Wasserverluste im Kreislauf (z. B. Rohrbruch im Primärkreis) ersetzen kann. Es ist also kein „Umschalten“ in andere Gebäudeteile notwendig. Diesem Tank kann auch Wasser für die „Beregnung“ des Sicherheitsbehälters entnommen werden. Durch den Regen kann der Druck und die Temperatur im Notfall reguliert werden. Es können auch Chemikalien hinzugesetzt werden, die etwaige freigesetzte radioaktive Stoffe auswaschen und binden können (Lehre aus Fukushima). Dies entlastet die Filteranlagen, wenn die Luft nach einem schweren Störfall über den Kamin abgegeben werden muß. Aus dem IRWST kann auch ausreichend Wasser bereit gestellt werden, um die Kaverne, in der das Reaktordruckgefäß steht, vollständig zu fluten. Damit ist das Austreten von Kernschmelze aus dem Reaktordruckgefäß ausgeschlossen. Die gesamte Nachzerfallswärme wird über passive Systeme mit Naturumlauf und Wärmeübertrager an die Umgebung abgegeben. Insofern handelt es sich beim Hualong One um einen echten Reaktor der sogenannten Generation III+.

Solange der Primärkreislauf intakt ist, aber die Wärmesenke (Kühlturm, Meerwassereinlauf, Pumpen etc.) total ausfallen sollte (Fukushima), kann die Wärme über die Dampferzeuger sicher im Naturumlauf abgeführt werden. Zum Nachfüllen von Wasserverlusten dienen jeweils 2 x 50% Motorpumpen und 2 x 50% Pumpen mit Dampfturbinen, die Wasser aus Tanks entnehmen. Es liegt also auch hier nicht nur Redundanz, sondern auch Diversität vor.

Für die Notstromversorgung sind pro Reaktor zwei Notstromdiesel in getrennten Gebäuden vorgesehen. Zusätzlich gibt es im Kraftwerk noch eine weitere Notstromversorgung über eine Gasturbinenanlage (Lehre aus Fukushima) und transportable Notstromaggregate. Zusätzlich gibt es Batterien für eine Versorgungszeit von 72 h (Lehre aus Fukushima). An diese Gleichstromversorgung sind alle Instrumente, Notbeleuchtung, EDV sowie die Ventile der passiven Sicherheitseinrichtungen angeschlossen.

Wie die probabilistischen Sicherheitsberechnungen ergeben, ist beim Hualong One mit einem Kernschaden (CDF) in höchstens einer Million Betriebsjahren zu rechnen. Mit einer Freisetzung großer Mengen radioaktiver Stoffe in die Umwelt (LRF) in höchstens 10 Millionen Betriebsjahren. Um gleich den üblichen Missverständnissen entgegenzutreten: Es handelt sich um Betriebsjahre und nicht Kalenderjahre. Gemeint ist damit, wenn 10 gleiche Reaktoren ein Kalenderjahr lang laufen, ergibt das 10 Betriebsjahre. Und ja, es handelt sich um Wahrscheinlichkeiten, ein Schaden könnte auch schon morgen eintreten. Absolute Sicherheit gibt es halt in der Natur nicht. Solche Zahlen dienen Fachleuten nur um unterschiedliche Risiken vergleichbar zu machen. Was aber ausschlaggebend ist, hier handelt es sich um Eintrittswahrscheinlichkeiten für Ereignisse – nicht um Opferzahlen. Spätestens nach Tschernobyl und Fukushima wissen wir doch, daß auch schwerste Unglücke in Kernkraftwerken zu wenig bis gar keinen Todesopfern führen. Ganz im Gegensatz z. B. zu einem Flugzeugabsturz. Der Kampfschrei der „Anti-Atomkraft-Bewegung“: Millionen Tote, für zehntausende von Jahren unbewohnbar, war und ist einfach nur grottenschlechte Propaganda – wenngleich er gerade in Deutschland höchst erfolgreich war und ist.

Erster Reaktor in Weißrussland

In Ostrovets in der Region Grodno (54° 36′ 49″ N, 25° 57′ 19″ E) geht das erste Kernkraftwerk Weißrussland ans Netz. Es besteht aus zwei Druckwasserreaktoren des Typs VVER-1200 mit insgesamt 2340 MWel,netto. Die Auftragserteilung und erste Baustellenvorbereitungen erfolgten noch 2011. Die Grundplatte von Reaktor 1 wurde im November 2013 und von Reaktor 2 im May 2014 betoniert (offizieller Baubeginn eines Kernkraftwerks). Damit hat auch die russische Nuklearindustrie gezeigt, daß sie Kernkraftwerke fristgerecht und ohne Kostenüberschreitungen im Ausland fertigstellen kann. Der erste Reaktor dieses Typs ging 2016 (Novovoronezh II-1) in Betrieb. Es folgten 2017 Leningrad II-1 und 2019 Novovoronezh II-2. Auch hier zeigt sich wieder, der Bau von Kernkraftwerken in der vorgesehenen Zeit zu festen Kosten ist keine Hexerei. Das Geheimnis liegt im Bau möglichst baugleicher Kraftwerke in dichter Folge: So hat man stets geübtes Personal im Einsatz und dies ist die beste Garantie vor Termin- und Kostenüberschreitungen.

Preis und Finanzierung

Die Exporterfolge der russischen Nuklearindustrie beruhen auf der gleichzeitigen Finanzierung durch russische Banken. Der Auftragswert für das Kraftwerk betrug 10 Milliarden US$ (entsprechend 4274 US$/kW). Das ist durchaus günstig für ein Kraftwerk der Generation III+ mit allem Schnickschnack, wie doppeltem Beton-Containment und Kernfänger. Bei diesem Typ hat sich der Hersteller eng an europäischen Vorstellungen orientiert, wie sie auch im französischen EPR realisiert werden.

Die Finanzierung erfolgt quasi nach einem Bauherrenmodell: Es gibt einen Zahlungsplan mit festgelegten Raten zu festgelegten Zahlungsbedingungen. Dies ergibt eine interessante Aufteilung des Risikos zwischen Auftragnehmer und Auftraggeber. Bis zur jeweiligen vertragsgemäßen Teillieferung trägt der Anbieter das Risiko von Kostensteigerungen durch Bauverzögerungen. Erst ab diesem Zeitpunkt wirken sich für den Auftraggeber zusätzliche Zinszahlungen durch eine verzögerte Inbetriebnahme aus. Wird eine Rate an den Hersteller fällig, wird diese durch eine russische Bank als Kredit für Weißrussland bereitgestellt. Erst ab diesem Moment muß der Kapitaldienst durch den Auftraggeber geleistet werden. Rußland finanziert so etwa 90% der Baukosten vor. Ganz nebenbei, haben die USA inzwischen erkannt, welchen Exportvorteil Rußland gegenüber finanzschwachen Ländern durch dieses Modell hat und streben wieder staatliche Ausfallbürgschaften an. So hat Rosatom im März 2020 veröffentlicht, daß es für die nächsten zehn Jahre über ein Auftragsvolumen im Ausland von US$ 140 Milliarden verfügt. Rosatom besteht aus 400 Unternehmen mit mehr als 250 000 Mitarbeitern. Für Rußland bedeutet dies nicht nur die Einwerbung von Exportaufträgen, sondern auch die Wandlung der stets schwankenden Deviseneinnahmen aus dem Rohstoffgeschäft in stetige langfristige Zahlungsströme – z. B. für Pensionszahlungen.

Die russische kerntechnische Industrie ist seit dem Zusammenbruch der Sowjetunion wie ein Phönix aus der Asche wiederauferstanden. Im Oktober 2015 wurde der erste Reaktordruckbehälter von Atomash in Wolgodonsk – nach 30 Jahren Pause – hergestellt. Das Werk wurde 1973 gegründet und stellte bis 1986 allein 14 Reaktorgefäße her. 1997 ging es endgültig pleite und hangelte sich dann mit Aufträgen aus dem Gas- und Ölsektor durch. Heute ist es wieder das Zentrum für Druckwasserreaktoren und verfügt über die Kapazität von vier kompletten Kernkraftwerken (Druckgefässe, Dampferzeuger etc.) jährlich. Das Werk verfügt über einen eigenen Anschluß an den Wolga-Don-Kanal. In diesem Jahr wurden bereits drei Reaktordruckgefäße und 17 Dampferzeuger für Projekte in Indien, Bangladesch und der Türkei ausgeliefert.

Der Bauablauf

Man bevorzugte in Weißrussland ein zur Errichtung paralleles, abschnittsweises Genehmigungsverfahren. Dies funktioniert sehr gut bei Serienbauweise ohne große lokale Anpassungen. Wie hier gezeigt, kann das die gesamte Bauzeit einschließlich notwendiger Planung und Vertragsverhandlungen vom „Wunsch“ ein Kernkraftwerk zu bauen, bis zur Inbetriebnahme auf rund zehn Jahre begrenzen. Wendet man dieses Verfahren jedoch beim erstmaligen Bau eines Kernkraftwerks (FOAK) an, kann es sehr schnell zu einem wirtschaftlichen Desaster führen. Eindringliches Beispiel hierfür ist die „ewige“ Baustelle des EPR in Finnland.

Auch bei diesem Projekt zeigt sich wieder der grundsätzliche Vorteil von Baustellen mit doppelten Blöcken. Auch die französische Industrie ist nun diesem Weg in Hinkley Point gefolgt. Die gesamte Baustelleneinrichtung, wie z. B. Schwerlastkran, Werkstätten, Unterkünfte usw. halbiert sich automatisch (bezogen auf die spezifischen Kosten). Man kann bei allen Projekten bereits beim zweiten Block eine merkliche Senkung der notwendigen Arbeitsstunden feststellen, da man bereits vor Ort eine geübte und aufeinander eingestellte Truppe im Einsatz hat. Dies gilt um so mehr, je mehr man lokale Unternehmen beauftragt. So kam man in Ostrovets mit angeblich 3000 Fachkräften aus.

Am 10. July 2016 ereignete sich beim Einbau des Reaktordruckbehälters ein Missgeschick: „Der Behälter rutschte langsam etwa 4 m ab und setzte sanft auf den Grund auf, keine Beschädigung, die Aufhängung am Gehäuse wurde verschoben“, so die offizielle Stellungnahme. Auf Wunsch der weißrussischen Genehmigungsbehörde wurde er durch einen neuen ersetzt. Am folgenden 3. April wurde der für Block 2 vorgesehene Behälter in Block 1 eingebaut. Für den Block 2 wurde der ursprünglich für das Kraftwerk Kaliningrad 2 vorgesehene Reaktordruckbehälter ersatzweise geliefert. An diesem Beispiel erkennt man, wie robust die Strategie einer Serienfertigung ist. Der notwendige Ersatz eines Bauteils mit 36 Monaten Lieferzeit wäre bei einem Einzelprojekt zu einer wirtschaftlichen Katastrophe geworden. So konnte der Fahrplan nahezu eingehalten werden und im August 2020 die Beladung mit den 163 Brennelementen abgeschlossen werden.

Der nukleare Friedhof

Es ist eine russische Tradition, die nuklearen Abfälle in unmittelbarer Nähe des Kraftwerks zu lagern. Man hat deshalb parallel die Genehmigung für ein Endlager durchgeführt. Die erste Stufe für US$ 10 Millionen soll bis 2028 fertiggestellt sein. Man geht bei einer Betriebsdauer des Kernkraftwerks von (erstmal) 60 Jahren aus. In diesem Zeitraum sollen 9360 m3 feste Abfälle (leicht und mittelaktiv) und 60 m3 hochaktive Abfälle anfallen. Beim Abbruch der Anlage sollen noch einmal 4100 m3 leicht und mittelaktive Abfälle und 85 m3 hochaktive Abfälle anfallen. Die leicht und mittelaktiven Abfälle sollen dauerhaft lokal gelagert werden. Für die hochaktiven Abfälle wird ein unterirdisches Zwischenlager geschaffen.

Die Geschichte der VVER-Baureihe

In Rußland werden Druckwasserreaktoren als Wasser/Wasser-Energie Reaktoren (VVER) bezeichnet. Diesem Kürzel wird die gerundete elektrische Leistung in Megawatt und gegebenenfalls eine Fertigungsnummer angehängt. So ist der VVER-1200 ein Druckwasserreaktor mit rund 1200 MW elektrischer Leistung. Erst am 8.9.1964 wurde der erste Druckwasserreaktor als VVER-210 im Kraftwerk Novovoronezh kritisch und blieb bis 1984 in Betrieb. 1971 folgte der erste VVER-440 und 1980 der erste VVER-1000. Die beiden letzten Typen wurden auch exportiert (Ukraine, Armenien, Finnland, Bulgarien, Ungarn, Tschechien., Slowakei, Iran, China).

Alleinstellungsmerkmal aller VVER sind liegende Dampferzeuger und sechseckige Brennelemente. Das grundsätzliche Konstruktionsprinzip wurde bis heute beibehalten und ist ausgereizt. Durch die stetige Leistungssteigerung ergibt sich eine evolutionäre Entwicklung, bei der man die Betriebserfahrungen, technische Weiterentwicklungen (z. B. Werkstoffe) und zusätzliche Sicherheitsanforderungen (Containment, Kernfänger etc.) stets in die nächste Baureihe ohne all zu große Entwicklungsrisiken einfließen lassen kann. Führt man jedoch eine Baureihe über einen solch langen Zeitraum fort, verkompliziert dies irgendwann die Anlage. Dies gilt beispielsweise für die liegenden Dampferzeuger (Durchmesser 4 m, Höhe 5 m, Länge 15 m, Gewicht 340 to). Stehende Pumpen, Druckbehälter usw. mit liegenden Dampferzeugern zu verbinden, führt zu einer sehr unaufgeräumten Konstruktion mit langen und verschlungenen Rohrleitungen. Dies erschwert Wartung und Wiederholungsprüfungen. Das Reaktordruckgefäß wächst auch mit steigender Leistung. Durch die Beibehaltung der Grundkonstruktion mit zwei Anschlussebenen (4 Rücklauf und 4 Vorlaufleitungen plus Noteinspeisung) besteht das Druckgefäß aus 6 geschmiedeten Ringen und einer Kalotte. Die Schweißarbeiten am oberen und unteren Teil dauern jeweils 15 Tage bei einer Temperatur von 200 °C. Anschließend muß jede Hälfte noch bei 300 °C geglüht werden um die Spannungen in den Nähten zu verringern. Nachdem beide Hälften in einem weiteren Schritt zusammengeschweißt wurden, muß das gesamte Gefäß noch komplett mit einer korrosionsbeständigen Legierung plattiert werden. Alles sehr umständlich und damit teuer. Die Fertigungszeit beträgt deshalb etwa 36 Monate.

Hintergründe

Weißrussland ist als selbstständiger Staat aus der Auflösung der Sowjetunion hervorgegangen. Es ist ein relativ kleines und dünn besiedeltes Land mit knapp 60% der Fläche von Deutschland, aber nur 10 Millionen Einwohnern. Durch die enge Verknüpfung der Wirtschaft in der ehemaligen Sowjetunion – die bis heute noch nicht überwunden ist – kommt praktisch die gesamte Kohle, das Rohöl und Erdgas immer noch aus Rußland. Diese extreme Abhängigkeit hat immer wieder zu Spannungen zwischen beiden Ländern geführt. Vereinfacht kann man sagen, daß Putin-Rußland hat immer wieder versucht durch angedrohte Preiserhöhungen und Lieferunterbrechungen Weißrussland seinen Willen aufzudrücken – umgekehrt hat Weißrussland versucht, seine „Kosten“ durch Erhöhung von Transitgebühren erträglich zu halten. Insofern sind die Ostsee-Pipeline und das Kernkraftwerk Ostrovets unmittelbare Produkte dieses Konflikts. Rußland mußte Weißrussland ein Kernkraftwerk bauen und vorfinanzieren, sonst hätte es Weißrussland durch den Bau der Ostsee-Pipeline unweigerlich in die Arme des „Westens“ getrieben. Ein weiterer Satellitenstaat wäre dem „roten Zaren“ – wie schon vorher die Ukraine – davongelaufen.

Ein Kernkraftwerk entzieht sich weitestgehend politischer Erpressbarkeit: Wegen der außerordentlichen Energiedichte von Uran kann es für Monate und Jahre ohne neue Brennstofflieferungen betrieben werden. Auch ein russisches Kernkraftwerk stellt heute kein Problem mehr da. Es gibt für die Reaktoren heute Brennelemente von verschiedenen Herstellern außerhalb der russischen Einflußsphäre. Auch die Versorgung mit Ersatzteilen und „Kow-how“ ist nicht unbedingt ein Problem. Eine enge Kooperation mit der Ukraine, Finnland usw. kann im Ernstfall helfen – es haben schließlich all diese Länder ein Problem mit russischer Technik und Politik.

Der erste Reaktor der VAE ist kritisch

Mit der Inbetriebnahme des Kernkraftwerks Barakah sind die Vereinigten Arabischen Emirate (VAE) als 33. Nation in den weltweiten Kreis der Nationen mit friedlicher Nutzung der Kernenergie aufgestiegen. Ein unter verschieden Gesichtspunkten erwähnenswerter Schritt.

Proliferation

Die VAE haben sich bewußt zur ausschließlichen friedlichen Nutzung bekannt. Sie haben deshalb bewußt auf einen eigenen Brennstoffkreislauf vertraglich verzichtet: Keine Anreicherung von Uran und keinerlei Gewinnung von Plutonium um „Verdachtsmomente“ einer militärischen Nutzung vollständig auszuschließen. Bezug von Brennstoff nur in der Form einsatzbereiter Brennelemente. So radikal hat sich bisher keine Nation positioniert. Extremes Gegenbeispiel ist der Nachbar auf der anderen Seite des Golfs. Im Mullah-Iran wird die Anreicherung von Uran und die Gewinnung von (waffengrädigem) Plutonium leichtgläubigen Europäern als notwendig für den Betrieb des Kernkraftwerks Busher verkauft.

Der Verzicht auf einen eigenen Brennstoffkreislauf hat einerseits enorme diplomatische Verwerfungen ausgelöst und andererseits interessante neuartige Ansätze erschaffen. So haben die USA größte Bauschmerzen bei der Lieferung von Kernkraftwerken an Saudi Arabien oder Indien. Indien ist bereits faktisch „Atommacht“. Saudi Arabien ist nicht grundsätzlich bereit einen faktischen Verzicht auf Kernwaffen auszusprechen solange der „Erzfeind Iran“ weiter offen an der „Atombombe“ bastelt. Schon aus diesem Grunde ist das – insbesondere von Deutschland immer noch verzweifelt hoch gelobte „Iranabkommen“ äußerst kontraproduktiv gewesen. Andererseits ist durch die inzwischen verwirklichte Brennstoffbank mehr als ein Ansatz für die Nichtverbreitung von Kernwaffen geschaffen worden.

Um die Brennstoffversorgung zu sichern, wurde die Versorgung durch die VAE in fünf Bereiche vom Uranbergbau bis zum Brennelement gegliedert. Für jede Stufe wird mit mehreren Lieferanten aus unterschiedlichen Ländern Lieferverträge abgeschlossen. Für die Erstbeladung allein mit sechs Unternehmen. Für abgebrannte Brennelemente werden drei Perioden (bis 20 Jahre, bis 200 Jahre und darüber hinaus) definiert. Für die Lagerung bis zu 20 Jahren sind Abklingbecken vorgesehen. Alle sechs Jahre sollen die Elemente in oberirdische Betontresore für mindestens (mögliche) 200 Jahre umgelagert werden. Für den Zeitraum danach kann eine Wiederaufbereitung im Ausland durchgeführt oder eine direkte Endlagerung vorgenommen werden. Eine endgültige Entscheidung wird dann wahrscheinlich nach Kosten gefällt werden.

Die Energiesituation in den VAE

Im Jahr 2007 wurde eine umfangreiche Energiestudie durchgeführt. Man kam zu der Erkenntnis, daß der Verbrauch an elektrischer Energie mit einer Rate von 9% jährlich wachsen würde. Es blieb daher nur der Weg über den Neubau von Kernkraftwerken oder Kohlekraftwerken. Ab dem Jahr 2007 wurde die VAE bereits zum Netto-Gasimporteur mit stetig steigender Tendenz. Noch heute wird fast 98% der elektrischen Energie aus Erdgas gewonnen. Der Primärenergieverbrauch wurde 2018 aus etwa 40% Öl und 59% Erdgas gedeckt. Im Jahr 2017 wurden 127 TWh elektrische Energie verbraucht. Das Kernkraftwerk Barakah mit 4 Blöcken vom Typ APR1400 kann rund 44 TWh jährlich produzieren. Damit können erhebliche Mengen Erdgas in den nächsten Jahren für die Industrie oder den Export freigesetzt werden.

Finanzierung

Nach internationaler Ausschreibung und mehr als einjähriger Prüfung ging der Auftrag 2009 an die Korea Electric Power Company über die schlüsselfertige Lieferung zum Festpreis von 20 Milliarden USD für das Kernkraftwerk Barakah (3600 USD/kW). Es war der erste Exporterfolg Koreas für Reaktoren der sog. III. Generation. Insofern ein mutiger Schritt auf beiden Seiten. Vor der Entscheidung wurden zahlreiche internationale Fachleute mit Erfahrungen im Bau von Kernkraftwerken im Auftrag der VAE nach Korea entsandt. Ihr Auftrag war die Beurteilung der Zulieferer und der Baustellen des gleichen Typs. Die VAE selbst verfügen über zahlreiche Erfahrungen in der Abwicklung von Großprojekten ihrer Öl- und Gasindustrie und den Bau und Betrieb zahlreicher Gas-Kombi-Kraftwerke.

Im Jahr 2016 gingen die VAE und Korea eine gegenseitige Beteiligung ein. Man gründete ≫Barakah One (BO)≪ als Finanzierungs- und ≫Nawah≪ als gemeinsame Betriebsgesellschaft. An diesen beiden Gesellschaft hat jeweils die ≫Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC)≪ einen Anteil von 82% und die ≫Korea Electric Power Corporation (KEPCO)≪ einen Anteil von 18%. BO verfügt über ein Kapital von 24,4 Milliarden USD. Davon sind 4,7 Milliarden Eigenkapital und rund 19,6 Milliarden Fremdfinanzierung. Das Department of Finance of Abu Dhabi hat 16,2 Milliarden beigesteuert und die Export-Importbank von Korea (KEXIM) 2,5 Milliarden. Weitere Mittel kommen von einem Bankenkonsortium (National Bank of Abu Dhabi, First Gulf Bank, HSBC, Standard Chartered Bank). Das Volumen beinhaltet den Auftragswert (overnight cost), die Zinsen und etwaige Kostensteigerung durch Inflation während der Bauzeit, sowie die erste Brennstoffladung.

Die Baustelle als ein Konjunkturprogramm

Im July 2012 begann der Bau mit dem Betonieren der Grundplatte des Reaktors 1. Diese Arbeiten gelten international als der Baubeginn eines Kernkraftwerks. Im May 2013 folgte die Grundplatte des Reaktors 2 und im September 2014 Grundplatte 3 bzw. im September 2015 Grundplatte 4. Hier wird schon das Prinzip eines kostengünstigen Bauens erkennbar: Man baut viermal die gleiche Anlage, aber geringfügig zeitversetzt. So hat man jeweils nach dem Bau der Anlage 1 ein bereits geübtes Team für die Anlagen 2 bis 4 vor Ort. Dies bietet die größte Rationalisierung und Sicherheit vor Fehlern, die zu Bauverzögerungen führen. Eine stets wiederkehrende Erfahrung auf allen Baustellen der Welt. Dieser Takt wurde auch bei den Komponenten gehalten: Z. B. Einbau des ersten Reaktordruckgefäßes im May 2014, im Reaktor 2 im Juni 2015, im Reaktor 3 July 2016 und 2017 im Reaktor 4. Eine solche Auftragsvergabe wirkt sich natürlich auch kostensenkend bei den Zulieferern aus. Eine Kleinserie ist immer günstiger als eine spezielle Einzelanfertigung. Jedes „erste Mal“ birgt immer das Risiko nicht vorhergesehener Probleme, die automatisch zu Verzögerungen führen.

Auf der Baustelle arbeiteten mehr als 18 000 Menschen. So viele Menschen über so lange Zeit mit Unterkunft, Essen, sauberer Arbeitsbekleidung etc. zu versorgen, ist ein enormer Input für die lokale Wirtschaft. Hinzu kommen die Aufträge im Inland. Rund 1400 Unternehmen aus den VAE erhielten vom Generalunternehmer Aufträge über mehr als 3 Milliarden USD. Viel bedeutender als der Geldwert ist jedoch der Wissenstransfer: Alle Produkte und Dienstleistungen müssen den strengen Qualitätsanforderungen der Kerntechnik genügen. So haben die koreanischen Zulieferer durch tatkräftige Hilfe dazu beigetragen, daß zahlreiche Unternehmen sich erstmalig für eine Zulassung bei der American Society of Mechanical Engineers (ASME) zertifizieren konnten. So besitzen z. B. Emirates Steel durch ihre Lieferung für Betonstahl nun eine ASME-Zulassung für Kernkraftwerke. Solche Zertifikate müssen beileibe keine Eintagsfliegen sein. So konnte der Kabellieferant Ducab inzwischen sogar Kabel für das Kernkraftwerk Shin Hanul in Korea liefern. Es ist kein Zufall, daß hier keine Rede mehr von DIN und sonstigen deutschen Regelwerken ist. Keine Exporte von Kernkraftwerken, keine Verbreitung von deutscher Spitzentechnik. Wer seinen Betrieb einmal aufwendig auf die US-Maßsysteme und ihre Technik-Philosophie eingestellt hat, wird nur sehr unwillig alles ändern. Dies gilt auch für andere Produkte.

Die Folgeaufträge

Ein solches Projekt ergibt eine gegenseitige Verknüpfung der Wirtschaftsbeziehungen für Jahrzehnte. Für den Lieferanten ergeben sich unzählige lukrative Folgeaufträge. So hat die Korea Hydro und Nuclear Power (KHNP) mit der Betriebsgesellschaft Nawah ein ≫Operating Support Service Agreement (QSSA)≪ abgeschlossen. Für 10 Jahre nach Fertigstellung sollen 400 Fachkräfte von KHNP den Betrieb vor Ort unterstützen. Der Auftragswert: 880 Millionen USD. Hinzu kam 2017 ein weiteres Abkommen zwischen KHNP und Nawah über den gemeinsamen Einkauf von Ersatzteilen für die koreanischen und VAE Kraftwerke vom Typ APR1400. Im März 2019 hat Nawah einen fünfjährigen Wartungsvertrag mit Kepco und Doosan Heavy Industries abgeschlossen. Man muß nicht nur unzählige „Elektro-Golfs“ verkaufen, bis man einen Umsatz von 20 Milliarden erzielt hat, sondern bei einem Kernkraftwerk fallen einem auch noch weitere Milliardenaufträge quasi ins Haus. Nicht zu unterschätzen, welche ganz anderen Aufträge man durch solch enge Kontakte einwerben kann. So haben sich die Koreaner schon vorher durch den Bau von Gaskraftwerken und Meerwasserentsalzungsanlagen einen Namen in den VAE gemacht. So wie einst Siemens – jedenfalls sind nicht immer höhere Lohnkosten in Deutschland eine Ausrede für alles. Politischer Wille spielt auch eine nicht ganz unwichtige Rolle. Wenn man jedenfalls sein Heil in der Neuerfindung mittelalterlicher Techniken sucht, sollte man sich über keinen Stellenabbau wundern.

Der steinige Weg

Es ist eine nicht zu unterschätzende Leistung, ein bitterarmes Volk aus einer nahezu unbewohnbaren Salzwüste in das 21. Jahrhundert zu katapultieren. Inzwischen setzt sich in allen Ölförderländern die Erkenntnis durch, daß nur durch eine konsequente Industrialisierung dauerhaft gut bezahlte und anspruchsvolle Arbeitsplätze geschaffen werden können. Davor steht wiederum Bildung und Ausbildung. So ist die Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC) buchstäblich aus dem Nichts 2008 entstanden. Heute hat die ENEC über 2900 Mitarbeiter. Der Anteil der Emiratis ist inzwischen auf 60% angestiegen und der Anteil der Frauen beträgt 20%, was vielleicht viele „Gender-GaGa-Anhänger“ erstaunen mag. Hier wächst eine Generation hoch qualifizierter Frauen heran, von denen bereits einige Führungspositionen – ganz ohne Quote, sondern durch Fleiß (Kerntechnik-Studium) und Befähigung – erklommen haben.

Der Weg ist durchaus eine Orientierung für andere Schwellen- oder gar Entwicklungsländer die Kernenergie nutzen wollen. Auch Wissen kann importiert werden. Man hat Fachleute aus aller Welt mit mindestens 25-jähriger einschlägiger Berufserfahrung angeworben. Der eigene Nachwuchs lernt durch die unmittelbare Zusammenarbeit an dem konkreten Projekt. Für die Grundausbildung sind vier Züge vorgesehen:

  1. Weiterbildung von erfahrenem Personal aus anderen Industriezweigen des Landes.
  2. Studium von besonders qualifizierten Studenten der eigenen Hochschulen zur Erlangung eines „Nuclear Masters“ an renommierten Universitäten im Ausland.
  3. Aufbau eines „Bachelors der Kerntechnik“ an den Hochschulen des Landes.
  4. Techniker für Wartung und Betrieb im eigenen Kraftwerk.

KHNP und ENEC haben 2016 einen Vertrag über die Entsendung von 50 Fachkräften für die Ausbildung in Korea abgeschlossen. Daraus sind unter anderem 10 voll ausgebildete und zertifizierte Reaktorfahrer hervorgegangen. Seit 2010 läuft das ≫Energy Pioneers Program≪ mit den USA. Bisher wurden 500 Emiratis ausgebildet. Weiter werden 200 Emiratis durch die USA zu Reaktorfahrern ausgebildet. Im July 2019 wurden die ersten 15 Reaktorfahrer nach 3-jähriger praktischer Ausbildung in Korea, Südafrika und USA von der ENEC zugelassen. Für den Betrieb des Kraftwerks geht ENEC von etwa 2000 Dauerarbeitsplätzen aus.

Zwangsläufige Verzögerungen

Die Kernenergie in den VAE wurde praktisch auf einem weißen Blatt begonnen. Von Anfang an hat man die Kooperation mit dem Ausland angestrebt um aus Erfahrungen und Fehlern zu lernen. Auf Transparenz gegenüber allen internationalen Institutionen wurde stets großer Wert gelegt. Die Federal Authority for Nuclear Regulation (FANR) der VAE ging nie allein vor.

Bereits im Mai 2017 wurden vertragsgemäß die Brennelemente für den ersten Reaktor geliefert und im Kraftwerk bis zur Erlangung einer Betriebsgenehmigung eingelagert. Im Oktober 2017 hat ein ≫Pre-Operational Safety Review Team (Pre-OSART)≪ der ≫World Association of Nuclear Operators (WANO)≪ die Anlage auf ihre Betriebssicherheit überprüft. 15 internationale Fachleute aus 7 Ländern haben 18 Tage vor Ort das Kraftwerk begutachtet. Hierbei geht es vor allen Dingen um die Einhaltung der Sicherheitsstandards der ≫International Atomic Energy Agency (IAEA)≪. Der Bericht schloß mit einem Lob für die Bildung der „Multi-Kulti“ Betriebsmannschaft, aber auch mit einiger Kritik ab. Es wurde für die Behebung der Mängel ein Zeitraum von 18 Monaten vorgegeben.

Im März 2018 wurde der erste Reaktor offiziell fertig gestellt und dem Kunden übergeben. Damit sind alle Tests und Prüfungen unter Fremdenergie abgeschlossen und die Betriebsfähigkeit nachgewiesen. Der Reaktor durfte aber erst mit Kernbrennstoff beladen werden, nachdem die Betriebsgesellschaft Nawah eine Betriebserlaubnis erhalten hatte.

Im November 2019 führte die WANO eine ≫Pre-Start Up Review≪ durch und erklärte den Reaktor 1 für betriebsbereit. Am 17.02.2020 erteilte die FANR als zuständige Institution der Nawah eine Betriebsgenehmigung für 60 Jahre. Dies geschah nachdem über 14 000 eingereichte Seiten technische Dokumentation geprüft, 255 Inspektionen durchgeführt, 2000 ergänzende Anfragen bearbeitet und 40 internationale Inspektionen durch WANO und IAEA durchgeführt worden waren. Damit konnte Reaktor 1 mit Kernbrennstoff beladen werden. Die Erstbeladung konnte bereits durch ein Team aus 90% Emitatis eigenverantwortlich durchgeführt werden. Trotz Corona konnte nun endlich zum 1. August der erste Block seine Kettenreaktion einleiten. Es beginnen jetzt die üblichen Garantietests in verschiedenen Leistungsstufen. Man strebt eine vollständige Übergabe bis Ende des Jahres an. Gleichwohl wird schon in dieser Inbetriebnahmephase elektrische Energie in das Verteilnetz der VAE eingespeist.