Kernenergie ist keine Technologie zur Lösung der Klimakrise

Resumen

Ante la aceleración de la crisis climática, se discute la importancia de la energía nuclear, que actualmente representa alrededor del 10% de la producción mundial de electricidad, para la futura combinación energética. Algunos países, en particular los cinco países con asiento permanente en el Consejo de Seguridad de la ONU (EE.UU., Reino Unido, Francia, Rusia y China), también ven cierta importancia de la energía nuclear en el futuro y la incorporan a la construcción de escenarios de las organizaciones internacionales, sobre todo el Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA), la Agencia Internacional de la Energía (AIE), así como la Unión Europea („European Green Deal“). Estos escenarios prevén un aumento de la producción de electricidad a partir de la energía nuclear de aquí a 2050. La energía nuclear también desempeña un papel (a veces importante) en muchos de los escenarios del IPCC. Por otro lado, la experiencia de las últimas siete décadas con el uso comercial de la energía nuclear sugiere que esa vía está asociada a considerables riesgos técnicos, económicos y sociales. En su documento de debate „Suministro energético compatible con el clima para Alemania“, los Científicos para el Futuro 2021 llegaron a la conclusión de que la energía nuclear está plagada de grandes riesgos, no puede construirse con suficiente rapidez y, por tanto, no es una opción para el suministro energético compatible con el clima de Alemania.

Con el trasfondo de estos debates en Alemania, esta contribución al debate trata el tema de „la energía nuclear y el clima“. Sólo se trata la producción de energía mediante la fisión nuclear, mientras que no se aborda la fusión nuclear, para la que se desarrollará un primer reactor de demostración, como muy temprano,x en la segunda mitad del siglo. El documento de debate analiza los argumentos en las áreas de „tecnología y potencial de riesgo“, „eficiencia económica“, „disponibilidad temporal“, así como „la energía nuclear en la transformación socio-ecológica“, y a continuación extrae una breve conclusión. Además del resumen, esta versión abreviada ofrece todos los resultados en forma de resumen; se basa en una versión larga, que contiene explicaciones en profundidad y referencias bibliográficas detalladas. (Ver también 1)

Tecnología y peligros potenciales

1.          El sistema de fisión nuclear

Los principales pasos para convertir la fisión nuclear en grandes cantidades de energía tuvieron lugar en los años 30/40 en el contexto de la Segunda Guerra Mundial para el desarrollo de bombas atómicas. En las centrales nucleares actuales, la fisión de los núcleos de uranio-235 y plutonio-239 y la descomposición de los productos de fisión en el reactor generan calor, que se utiliza para producir vapor para a su vez, generar electricidad. Las centrales nucleares requieren una amplia infraestructura de abastecimiento y eliminación de residuos, que está asociada a considerables riesgos potenciales. Al principio está la extracción de uranio, seguida de su procesamiento. A continuación, la conversión en hexafluoruro de uranio y el enriquecimiento, luego la conversión en dióxido de uranio y, por último, la fabricación de los elementos combustibles. Tras su uso en el reactor, los elementos combustibles se almacenan primero en las balsas de desintegración de las centrales nucleares y, posteriormente, en instalaciones especiales de almacenamiento provisional. Una vez que la radiactividad y, por tanto, la generación de calor en el combustible gastado ha disminuido, los elementos de combustible, que siguen siendo altamente radiactivos, tienen que ser empaquetados y encerrados permanentemente. Dado que no todos estos pasos se llevan a cabo en el mismo lugar, el funcionamiento de las centrales nucleares está siempre asociado a un gran número de transportes de residuos, algunos de ellos altamente radiactivos, lo que supone un riesgo potencial para la seguridad. En algunos casos, el combustible se reprocesa tras su uso en la central. El plutonio se utiliza para la producción de nuevos elementos combustibles de óxido mixto (MOX). Estos procesos, principalmente químicos, dan lugar a otros flujos de residuos radiactivos, residuos de baja y media actividad, así como residuos altamente radiactivos. La última etapa es la eliminación de los residuos radiactivos. (Véase también 1.1)

2.          Los accidentes con liberación de contaminantes radiactivos siempre son posibles a pesar de la mejora de los métodos

Los accidentes catastróficos con grandes emisiones de contaminantes radiactivos son posibles en cualquier momento en las centrales nucleares. Una amplia gama de eventos puede conducir a esto, fallas técnicas, impactos naturales, influencias humanas accidentales o maliciosas, y muchos más. Estos accidentes tienen efectos espaciales y temporales de gran alcance. Así lo demuestran no sólo los grandes accidentes, como las catástrofes de Chernóbil y Fukushima, sino también el gran número de accidentes que se han producido en cada década y en todas las regiones que utilizan la energía nuclear desde 1945. Aunque los métodos modernos de cálculo de modelos sugieren a veces bajas probabilidades de ocurrencia de accidentes en las centrales nucleares, sólo representan de forma incompleta los riesgos reales y no pueden tener en cuenta riesgos técnicos y humanos desconocidos hasta ahora, por ejemplo, deficiencias en la cultura de la seguridad o acontecimientos naturales poco frecuentes, por lo que subestiman sistemáticamente los peligros. Además, existe un peligro permanente de uso indebido de material fisionable de grado armamentístico, como el uranio o el plutonio altamente enriquecidos, para fines terroristas y otros tipos de proliferación. Tampoco se puede esperar que los conceptos de SMR („Small Modular Reactors“, es decir, plantas con una capacidad inferior a 300 MW_el), que se están desarrollando actualmente, proporcionen una fiabilidad significativamente mayor. Si se realizara un gran número de plantas de RME, esto significaría también un gran número de emplazamientos diferentes y transportes asociados. (Véase también 1.2)

3.           Alto potencial de peligro también en el suministro y la eliminación.

También pueden surgir peligros considerables durante el suministro de elementos combustibles a las centrales nucleares y después de su uso en el reactor. Se trata de la extracción de uranio (formación de sobrecarga, contaminación del agua, polvo), de los residuos de las plantas de concentración de uranio (los llamados „Tailings“), así como de los productos residuales del enriquecimiento en el proceso de centrifugación de gas (el llamado uranio „empobrecido“), que tienen que ser almacenados temporalmente en grandes cantidades y cuyo almacenamiento a largo plazo a menudo todavía no está claro. El reprocesamiento de las barras de combustible usadas es un proceso químico complejo para separar el uranio y el plutonio, es propenso a fallas y produce residuos radiactivos de varias categorías. En la actualidad, la mayor parte del combustible gastado del mundo se almacena relativamente desprotegido en balsas de desintegración o en instalaciones de almacenamiento húmedo y seco destinadas a ser una solución provisional, en su mayoría fuera de la cubierta protectora (“Containment”). Es posible que se produzcan emisiones radiactivas graves e incontroladas de las piscinas, especialmente en caso de incendio. El almacenamiento provisional en contenedores (“Castoren”) también es peligroso y puede ser objeto de ataques externos; sólo en Alemania hay 26 instalaciones de almacenamiento provisional, algunas de las cuales alcanzarán el límite de sus períodos de licencia en los próximos años. La eliminación final de los residuos radiactivos de alta actividad debe garantizarse de forma segura durante más de un millón de años debido a sus elevadas vidas medias. Los riesgos asociados a largo plazo no son manejables desde la perspectiva actual y sitúan cargas considerables a las generaciones futuras. (Véase también 1.3)

4.          Problemas persistentes de la ambivalencia civil-militar de la energía nuclear

El uso de la energía nuclear tiene su origen en los programas científicos-tecnológicos militares de armamento nuclear de los años 40 y 50. Esta iba a ser la base de la tecnología nuclear para fines „civiles“, es decir, económicamente utilizables, no militares, que se preparó a partir de los años 50 y dio lugar a varios cientos de centrales nucleares en unos 30 países en la actualidad. Por lo tanto, gran parte de las tecnologías y materiales nucleares utilizados en los programas de energía nuclear son ambivalentes en términos civiles y militares. Por lo tanto, los esfuerzos para la posesión de armas nucleares o incluso los programas de armamento secretos podrían y pueden tener lugar bajo la cobertura de programas nucleares declarados como civiles. El Tratado de No Proliferación (TNP), que entró en vigor en 1970 y se prorrogó indefinidamente en 1995, se considera un instrumento internacional esencial para, al menos, frenar la expansión de los Estados que poseen armas nucleares. Sin embargo, las posibilidades y poderes de la autoridad supervisora (OIEA) no llegan a anular la ambivalencia civil-militar intrínseca del uso de la energía nuclear. Otro aspecto es el potencial de peligro radiológico que suponen las instalaciones de energía nuclear en los conflictos armados, que pueden dar lugar a emisiones masivas de radiactividad que superan con creces las consecuencias radiológicas del uso de armas nucleares. (Véase también 1.4)

5.          Conclusión provisional: la energía nuclear es demasiado peligrosa

Las centrales nucleares no son instalaciones convencionales de generación de energía, sino que se construyeron como un subproducto de los programas de desarrollo militar y todavía hoy están sujetas a la ambivalencia civil-militar. Una consideración técnica de la energía nuclear como activo del sistema revela una multitud de riesgos e incertidumbres que no pueden controlarse totalmente. Además, los peligros que emanan de las centrales nucleares no pueden determinarse de forma fiable en términos cuantitativos. Los peligros para las personas y el medio ambiente en las áreas de suministro y eliminación (especialmente la extracción y el procesamiento del uranio, el transporte, el almacenamiento provisional y la eliminación final) hacen que la energía nuclear no sea adecuada para un sistema energético sostenible. Los peligros de la proliferación de material fisible apto para armas nucleares son considerables. Especialmente graves son los problemas no resueltos del almacenamiento final, que requieren consideraciones de seguridad durante un millón de años. Frente a las numerosas fuentes de energía renovables disponibles, la energía nuclear es demasiado peligrosa para ser utilizada en la industria energética comercial y para desempeñar un papel en la lucha contra el cambio climático. (Véase también 1.5)

Eficiencia económica

6.          La energía nuclear no es rentable

Desde el principio, es decir, en la década de 1950, la generación de energía nuclear comercial era más cara que otras tecnologías. Este hecho, que se observó por primera vez con motivo de los costos excesivos del primer reactor comercial estadounidense en Shippingport (Pensilvania, EE.UU.) en 1957, no ha cambiado hasta hoy. Al contrario, hoy, como entonces, las centrales nucleares no pueden financiarse de forma privada y requieren financiación estatal o condiciones marco específicas, como monopolios territoriales o garantías de compra. En la última década, los costos de producción de electricidad de la energía nuclear han aumentado otro tercio, mientras que los de las tecnologías clave del sector renovable han disminuido drásticamente. La construcción de nuevas centrales nucleares de la actual tercera generación debe suponer pérdidas de varios miles de millones de dólares o euros. Incluso durante su funcionamiento, las centrales nucleares son cada vez más inferiores a otras fuentes de energía en términos de costos. El cambio climático también está empeorando la competitividad. Por ejemplo, el aumento de la temperatura del agua provocado por el cambio climático está reduciendo la eficiencia de las centrales nucleares. En el futuro, también cabe esperar cortes más frecuentes debido a fenómenos extremos relacionados con el cambio climático (por ejemplo, estiaje, inundaciones, tornados). Prolongar la vida útil de las centrales nucleares no sólo es arriesgado, sino que además suele requerir un costoso reequipamiento, que no puede garantizar que las centrales nucleares en cuestión no sean retiradas de la red antes de tiempo por motivos económicos, como se ha observado en varias ocasiones en Estados Unidos en la última década. (Véase también 2.1)

7.          Costos elevados e inciertos de desmantelamiento y eliminación final

Los costos adicionales de desmantelamiento, almacenamiento final y también los costos sociales de los accidentes ni siquiera se tienen en cuenta en estos cálculos de eficiencia económica. Faltan fundamentos empíricos para las estimaciones de costos tanto para el proceso de desmantelamiento como para el almacenamiento final. A mediados de 2020, 169 reactores de todo el mundo se encontraban en diversas fases de desmantelamiento, pero un total de sólo 20 reactores han completado técnicamente el desmantelamiento. En los casos en los que se dispone de experiencia inicial, como en Alemania, los costos de desmantelamiento son enormes y, al mismo tiempo, están asociados a una gran incertidumbre. Para el almacenamiento final, en 2017 se pagaron 24.100 millones de euros a un llamado fondo de eliminación en Alemania. Mediante las inversiones correspondientes, los fondos disponibles en él deberían aumentar posteriormente hasta unos 170.000 millones de euros. Desde la perspectiva actual, no es previsible que se puedan alcanzar los rendimientos aconsejados, ni que estas sumas sean finalmente suficientes. (Véase también 2.2)

8.          El análisis del sistema energético sugiere la disminución de la importancia de la energía nuclear.

Los análisis del sistema energético muestran que cumplir el objetivo de 1,5 – 2° sin energía nuclear no sólo es posible, sino también más rentable con las energías renovables si se tienen en cuenta los costos del sistema. En contraste con el grado de realización realmente observado en las últimas décadas, algunas organizaciones internacionales como la AIE o el OIEA siguen asumiendo en sus previsiones futuras un aumento considerable de la capacidad de energía nuclear. En este contexto, las consideraciones de costos son sistemáticamente poco transparentes o -en el caso de los escenarios para el IPCC- no cabe esperar escenarios realistas en el ámbito de la energía nuclear como consecuencia de unas hipótesis de costos considerablemente distorsionadas. En general, los escenarios que suponen un aumento significativo de la generación de electricidad a partir de la energía nuclear suelen presentar al menos una de las siguientes características: costos de inversión irrealmente bajos para la energía nuclear, supuestos de costos anticuados y, por tanto, demasiado elevados para las energías renovables, y costoes de integración del sistema significativamente demasiado altos para las energías renovables. (Véase también 2.3)

9.          Los riesgos de accidente no son asegurables y se socializan.

Los riesgos de la energía nuclear para las personas y el medio ambiente no son asegurables en todo el mundo. Aunque los riesgos de accidente durante la fase de construcción y los riesgos de fallo de funcionamiento son asegurables, el riesgo esencial de accidentes de funcionamiento y daños por radiación no lo son. Debido a los enormes daños potenciales, el seguro no sería asequible, por lo que todos los daños potenciales, más allá de las sumas globales relativamente pequeñas, corren a cargo de la empresa. Estas cantidades son marginales en comparación con los costoes (difíciles de calcular) asociados a un accidente nuclear. La responsabilidad de los operadores de centrales nucleares tiene un carácter más bien simbólico. En 2019, por ejemplo, los costos totales del accidente de Fukushima sólo en el lugar, así como fuera del recinto de la central nuclear, se estimaron en 330.000 – 760.000 millones de dólares. (Véase también 2.4)

10.        Conclusión provisional: la energía nuclear es demasiado cara

La energía nuclear es demasiado cara para contribuir positivamente a un sistema energético sostenible. El análisis microeconómico muestra que, a corto plazo, incluso durante su funcionamiento, las centrales nucleares son cada vez más inferiores a otras fuentes de energía en términos de costos. Prolongar la vida útil de las centrales nucleares no sólo es arriesgado, sino también caro, y no ofrece ninguna garantía de que la central no sea retirada de la red antes de tiempo por motivos económicos. Las inversiones en nuevas centrales nucleares no son rentables. Incluso la ampliación de la vida útil de los reactores a 60 años no mejora los resultados de forma significativa. Los costos adicionales de desmantelamiento y almacenamiento final, así como los costos de los accidentes para el conjunto de la sociedad, ni siquiera se tienen en cuenta en los costos totales de construcción. El análisis económico de la energía muestra que alcanzar el objetivo de 1,5° sin fuentes de energía fósiles y sin energía nuclear no sólo es posible, sino también rentable si se tienen en cuenta los costos del sistema de energías renovables. (Véase también 2.5)

Disponibilidad en el tiempo

11.        Pocas construcciones de centrales nucleares en el mundo

El número de nuevas centrales nucleares ha disminuido considerablemente desde 1976. Actualmente, sólo se construyen 52 centrales nucleares en todo el mundo, 15 de ellas en China, siete en India y tres en Rusia. En las economías de mercado occidentales, con algunas excepciones (como Francia, Gran Bretaña, Finlandia y Estados Unidos), no se construyen nuevas centrales nucleares. Cada año se cierran más centrales nucleares que las que se ponen en marcha. Hay muy pocos países que se están introduciendo en la energía nuclear. Tras la entrada de la República Popular China en 1991 con la puesta en marcha de la primera central nuclear, sólo otros tres países han puesto en marcha un reactor por primera vez. Rumanía (1996), Emiratos Árabes Unidos (2020) y Bielorrusia (2020). Otros dos países han empezado a construir centrales nucleares, pero aún no han puesto en marcha ningún reactor. Bangladesh (construcción iniciada en 2017) y Turquía (construcción iniciada en 2018). No está claro si estos reactores inyectarán electricidad a la red y, en caso afirmativo, cuándo lo harán. (Ver también 3.1)

12.        Fuertes retrasos en la planificación y la construcción.

Dado el bajo nivel de expansión en las últimas décadas, es poco probable que se multiplique la expansión de la energía nuclear en las próximas dos décadas. Además, los plazos de construcción previstos para las centrales nucleares se subestiman sistemáticamente. A mediados de 2020, los 52 reactores en construcción habían tardado en promedio 7,3 años desde el inicio de su construcción y muchos estaban aún lejos de su finalización. En la última década se completaron 63 reactores en nueve países (37 de ellos sólo en China), con un tiempo medio de construcción de casi 10 años. Si las tres centrales nucleares que se están construyendo actualmente en Estados Unidos, Francia y Finlandia comenzaran a funcionar a mediados de la década de 2020, habrían estado en construcción durante más de 15 años, más del triple de lo previsto inicialmente. Estos largos plazos no incluyen los tiempos de planificación, desarrollo y concesión de licencias, que todavía hay que tener en cuenta antes de que comience la construcción. (Ver también 3.2)

13.        Concentración de proveedores de reactores

Sin embargo, una expansión masiva de la energía nuclear también fracasa debido a la viabilidad industrial. El gran número de fabricantes de reactores de los primeros tiempos de la energía nuclear se redujo inicialmente por la reestructuración industrial de los años 70, ya que el mercado no era lo suficientemente grande. El descenso de la actividad de la construcción en la década de 1980 fomentó una mayor consolidación. Fabricantes tradicionales como Westinghouse (EE.UU.) y Framatome (Francia) tienen dificultades financieras y no pueden lanzar un gran número de nuevos proyectos de construcción en la próxima década. Es cierto que Rusia se ha convertido en un actor emergente a nivel internacional desde el año 2000, y que China también ha entrado en este mercado con su propio diseño de reactor. Sin embargo, es dudoso que Rusia o China estén en condiciones de abastecer cualquier demanda internacional de centrales nucleares que pueda surgir. Además, esta evolución tampoco sería deseable por consideraciones geopolíticas relativas a la dependencia del sistema energético de estos países. (Véase también 3.3)

14.        Los conceptos de SMR („Small Modular Reactors“) no están disponibles en un futuro previsible.

En el contexto de la lucha contra la crisis climática, los conceptos de SMR (los llamados „Small Modular Reactors“) y las centrales nucleares de la llamada cuarta generación se plantean cada vez más como posibles soluciones. Ninguno de los dos grupos de conceptos es nuevo, al contrario, ambos se remontan a los primeros tiempos de la energía nuclear, en la década de 1950. Pero también aquí la viabilidad industrial y los largos plazos son un problema. No se espera un uso comercial en las próximas dos o tres décadas. Los conceptos de SMR que se están debatiendo actualmente están todavía muy lejos de su posible uso comercial. Las observaciones actuales muestran que los tiempos de planificación, desarrollo y construcción suelen superar considerablemente los horizontes temporales previstos inicialmente. Los conceptos de SMR que se discuten actualmente prevén una potencia eléctrica prevista de 1,5 a 300 megavatios. Esto significa que habría que construir varios miles de centrales SMR sólo para sustituir el parque de centrales actuales. Además, el despliegue mundial también requeriría la normalización internacional de los requisitos reglamentarios. Sin embargo, aún no se dispone de normas de seguridad nacionales o internacionales específicas. (Véase también 3.4)

15.        Conclusión provisional: la energía nuclear está disponible con demasiada lentitud

Desde la perspectiva de la urgencia del cambio climático, la energía nuclear no puede contribuir de forma significativa a la reducción de las emisiones porque su disponibilidad sería demasiado lenta. Si, como en Alemania, se parte de un corredor objetivo hacia la neutralidad climática de 2035 – 2045, la nueva construcción o incluso el desarrollo de nuevas líneas de reactores no puede desempeñar un papel debido a los largos tiempos de desarrollo o construcción de las centrales nucleares. Lo mismo ocurre con los objetivos europeos y mundiales de protección del clima. (Véase también 3.5)

La energía nuclear en la transformación socio-ecológica

16.        La energía nuclear crea bloqueos de innovación e inversión

La continuación de la energía nuclear o incluso la construcción de nuevas centrales nucleares pone en peligro el proceso de la „gran transformación“, es decir, las reformas socio-ecológicas hacia un sistema energético socialmente apoyado, sostenible y neutro desde el punto de vista climático. En el centro de todo esto está la eliminación progresiva de toda la energía fósil (carbón, petróleo y gas natural) y la transformación simultánea del sistema energético hacia fuentes de energía renovables. Los mayores retos son superar los efectos de bloqueo (Efecto Lock-In) que nos han hecho depender de una infraestructura fósil basada en centrales eléctricas centralizadas a gran escala para la producción de electricidad y una lógica de carga base. La generación de energía por parte de la energía nuclear y de las energías renovables variables compiten entre sí, tanto en la comercialización de la electricidad generada como en la competencia por adquirir fondos de investigación para desarrollar innovaciones. Al mismo tiempo, los operadores de las centrales nucleares tratarán de limitar severamente las inversiones en energías renovables competidoras por razones comerciales, es decir, para asegurarse la compra de su electricidad producida. Por lo tanto, las inversiones en energía nuclear, privadas o estatales, siempre representan un bloqueo de la inversión para la necesaria expansión radical de las energías renovables. Un apoyo sustancial a la investigación y el desarrollo de la energía nuclear constituiría, por así decirlo, en un bloqueo de la innovación para las tecnologías de protección del clima de mínimo riesgo, como las energías renovables y la eficiencia energética, por lo que tiene un efecto de resistencia a la transformación. (Véase también 4.1)

17.        Resistencia a la transformación con el ejemplo de Alemania y Japón

En Alemania, la Ley de Energía Atómica de 2011 inició el fin de la generación comercial de energía nuclear. Esta decisión fue precedida por un conflicto de décadas iniciado en los años 70 por los ecologistas, la sociedad civil y otros críticos de la energía nuclear; esto fue también, por así decirlo, el pistoletazo de salida de la „transición energética“ en Alemania, que se aceleró de forma decisiva en 2011. Esta es una de las razones por las que el sistema energético de Alemania se encuentra en una situación en la que la transformación hacia un sistema energético neutro desde el punto de vista climático no sólo es técnicamente posible, sino que también tiene sentido desde el punto de vista económico en comparación con la continuidad del sistema energético fósil y nuclear del pasado. Esto se contrasta con el ejemplo de Japón, que como país insular, entre otras cosas por razones de seguridad de suministro tras las crisis del petróleo de los años 70, se ha situado en una dependencia aparentemente segura de la energía nuclear. El nuevo objetivo fijado por el gobierno japonés a finales de 2020 de „cero emisiones netas en 2050“ sólo puede alcanzarse, en primer lugar, con una expansión masiva de la generación de energía renovable y, en segundo lugar, con la enorme inversión anual necesaria para ello (para tecnologías de eficiencia, renovables e hidrógeno a partir de renovables). Sin embargo, mientras no se fije una fecha definitiva para la eliminación de las capacidades de las centrales nucleares existentes, pero no utilizadas – actualmente 24 unidades -, la inclinación de los operadores de centrales nucleares a innovar e invertir en alternativas más respetuosas con el clima y de menor riesgo seguirá siendo escasa.

18.        El hidrógeno nuclear no es una alternativa

El papel del hidrógeno y sus derivados también es actualmente objeto de controversia. Está claro que el hidrógeno es importante para el almacenamiento estacional a largo plazo en un sistema de energía renovable, y que ciertos procesos industriales dependerán del hidrógeno. Sin embargo, también está claro que sólo el hidrógeno producido a partir de energías renovables instaladas adicionalmente puede calificarse de neutro para el clima. Desde un punto de vista técnico, la electricidad procedente de la energía nuclear puede hacer funcionar la electrólisis y producir así hidrógeno nuclear. Sin embargo, para que un electrolizador funcione de forma económica, necesita una alta tasa de utilización (horas de carga completa), que una central nuclear no puede proporcionar sólo con el excedente de electricidad. Al mismo tiempo, el hidrógeno nuclear siempre estará en competencia con el hidrógeno producido a partir de fuentes renovables, que será la opción más barata debido a los costos de producción de electricidad significativamente más bajos. Las nuevas tecnologías, como la electrólisis de vapor a alta temperatura o la división termoquímica del agua, aún no son punteras y no pueden realizarse en la década actual. Por lo tanto, independientemente de los demás problemas socio-técnicos, estas opciones no ofrecen una solución, simplemente por la urgencia temporal del proceso de transformación. (Véase también 4.3)

19.        El giro nuclear como condición para el éxito del almacenamiento final

El fin del uso comercial de la energía nuclear, y por lo tanto el fin de la generación de residuos radiactivos adicionales, también es necesario para gestionar con éxito el proceso socio-técnico del almacenamiento definitivo. En Alemania, el giro de la política nuclear coincide, por así decirlo, con el giro energético, este último surgido principalmente del movimiento antinuclear de los años 60-70. El giro nuclear va mucho más allá del inminente cierre de las centrales nucleares y de la búsqueda de un repositorio definitivo e incluye, entre otras cosas, el cierre de las fábricas nucleares de Lingen y Gronau, el cierre de filas de los países críticos con la energía nuclear, la campaña contra la ampliación de la vida útil y el fin de las subvenciones a las centrales nucleares en la UE y fuera de ella. La Oficina Federal para la Seguridad de la Gestión de los Residuos Nucleares en Alemania (BASE), autoridad reguladora del procedimiento de selección del emplazamiento, también ha señalado el giro nuclear como condición para el éxito en la búsqueda de un repositorio definitivo, por lo que ha descartado la ampliación de la vida útil o incluso la construcción de nuevas centrales nucleares. (Véase también 4.4)

20.        Conclusión provisional: la energía nuclear es demasiado resistente a la transformación

Para los escenarios de descarbonización global hasta el año 2050, se establecen como estrategias principales una expansión fuertemente acelerada de la generación de energía renovable y un aumento masivo de la eficiencia energética. Para este cambio estructural fundamental, el sistema nuclear y la producción de energía nuclear constituyen un enorme obstáculo para la innovación y la inversión en términos de tiempo, economía y orientación del sistema. Japón es un ejemplo negativo especialmente vívido de este efecto de bloqueo estructural, mientras que Alemania es un ejemplo positivo tras la decisión final de eliminar la energía nuclear en 2011, porque ha hecho posible – con el apoyo de la Ley de Fuentes de Energía Renovables (EEG), entre otras cosas – crear un impulso para la expansión de la electricidad renovable. Sin embargo, incluso después del fin del uso comercial de la energía nuclear en Alemania, el reto de crear un depósito final para el legado altamente radiactivo representa una enorme tarea para toda la sociedad. (Véase también 4.5)

Conclusión

En esta contribución al debate, se examinan un gran número de argumentos y se comparan con el estado actual de la investigación. Confirma la valoración de Scientists for Future del documento de debate „Climate-compatible energy supply for Germany“ de que la energía nuclear no es capaz de hacer una contribución significativa a la transformación hacia un suministro de energía compatible con el clima en el tiempo que queda. La energía nuclear es demasiado peligrosa, demasiado cara y demasiado lenta para estar disponible; además, la energía nuclear es demasiado resistente a la transformación, es decir, bloquea el necesario proceso de transformación socio-ecológica, sin el cual no se pueden alcanzar los ambiciosos objetivos de protección del clima. Esto también se aplica a los debates actuales sobre la ampliación de la vida útil y los esfuerzos de investigación sobre los conceptos de reactores que aún no se han establecido. Ante la perspectiva de un abastecimiento total técnica y económicamente factible con energías renovables, la energía nuclear no sólo no es una opción sensata para combatir la crisis climática, sino que debe señalarse de forma proactiva el potencial de bloqueo de la energía nuclear para la transformación socio-ecológica.

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        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Kernenergie und Klima

(Version 1.0, Deutsch, 27. Okt. 2021)

Ben Wealer (TU Berlin, DIW Berlin), Christian Breyer (LUT University), Peter Hennicke (Wuppertal-
Institut), Helmut Hirsch (cervus nuclear consulting), Christian von Hirschhausen (TU Berlin, DIW
Berlin), Peter Klafka (Scientists for Future), Helga Kromp-Kolb (BoKu Wien), Fabian Präger (TU
Berlin), Björn Steigerwald (TU Berlin, DIW Berlin), Thure Traber (Energy Watch Group), Franz
Baumann (New York University), Anke Herold (Öko-Institut), Claudia Kemfert (DIW Berlin, SRU),
Wolfgang Kromp (BoKu Wien), Wolfgang Liebert (BoKu Wien) und Klaus Müschen (Scientists for
         1
Future)


Danksagungen: Wir danken Pietro Altermatt, Christoph Gerhards, Wolfgang Lucht, Gregor Hagedorn, Nikolaus
Müllner, Franz Ossing, Mycle Schneider und Petra Seibert für inhaltliche und sprachliche Verbesserungsvorschläge.
Dieser Text wurde von Mitgliedern der „Scientists for Future” verfasst und durch Kollegen und Kolleginnen hinsicht-
lich der wissenschaftlichen Qualität (insbesondere der Belegbarkeit von Argumenten) ausführlich geprüft (peer
reviewed).
Scientists for Future (S4F) ist ein überparteilicher und überinstitutioneller Zusammenschluss von Wissenschaft-
ler*innen, die sich für eine nachhaltige Zukunft engagieren. Scientists for Future bringt als Graswurzelbewegung den
aktuellen Stand der Wissenschaft in wissenschaftlich fundierter und verständlicher Form aktiv in die gesellschaftli-
che Debatte um Nachhaltigkeit und Zukunftssicherung ein. Mehr Informationen unter de.scientists4future.org.
                                                                                  Veröffentlicht unter CC BY-SA 4.0


Zitationsvorschlag / Suggested citation: Wealer, B. Breyer, C., Hennicke, P., Hirsch, H., von
Hirschhausen, C., Klafka, P. Kromp-Kolb, H. … Müschen, K. (2021). Kernenergie und Klima.
Diskussionsbeiträge der Scientists for Future, 9, 98 pp. doi: 10.5281/zenodo.5573719

Zusammenfassung
Angesichts der sich beschleunigenden Klimakrise wird die Bedeutung der Kernkraft,
die derzeit ca. 10 % der weltweiten Stromproduktion ausmacht, für den zukünftigen
Energieträgermix diskutiert. Einige Länder, internationale Organisationen, private
Unternehmen sowie Forscher:innen messen der Kernenergie auf dem Weg zur Kli-
maneutralität und zum Ende fossiler Energien eine gewisse Bedeutung bei. Dies geht
auch aus Energie- und Klimaszenarien des IPCC hervor. Dagegen legen die Erfahrun-
gen mit der kommerziellen Nutzung der Kernkraft der letzten sieben Jahrzehnte
nahe, dass ein solcher Pfad mit erheblichen technischen, ökonomischen und gesell-
schaftlichen Risiken verbunden ist. Der vorliegende Diskussionsbeitrag erörtert Ar-



1
Rolle der Autor:innen: Wealer (korrespondierender Autor, bw@wip.tu-berlin.de), Breyer, Hennicke, Hirsch,
von Hirschhausen, Klafka, Kromp-Kolb, Präger, Steigerwald und Traber haben überwiegende Teile des Textes
geschrieben und die Beiträge der übrigen Autor:innen koordiniert. Die übrigen in alphabetischer Reihenfolge
aufgeführten Autor:innen haben themenspezifisch fachliche Beiträge geleistet sowie den Text im Hinblick auf
Stimmigkeit und Korrektheit geprüft.


                                                          1


       Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



gumente in den Bereichen „Technologie und Gefahrenpotenziale“, „Wirtschaftlich-
keit“, „zeitliche     Verfügbarkeit“       sowie „Kompatibilität mit der              sozial-ökologischen
Transformation“ und zieht dann ein Fazit.
Technologie und Gefahrenpotenziale: In Kernkraftwerken sind jederzeit katastrophale
Unfälle mit großen Freisetzungen radioaktiver Schadstoffe möglich. Dies zeigen
nicht nur die Großunfälle, z. B. die Katastrophen von Tschernobyl und Fukushima,
sondern auch eine Vielzahl von Unfällen, die sich seit 1945 in jedem Jahrzehnt und
in jeder Region, die Kernenergie nutzt, ereignet haben. Von in Planung befindlichen
SMR-Reaktorkonzepten („Small Modular Reactors“) ist keine wesentlich größere
Zuverlässigkeit zu erwarten. Darüber hinaus besteht permanent die Gefahr des Miss-
brauchs von waffenfähigem Spaltmaterial (hochangereichertes Uran bzw. Pluto-
nium) für terroristische Zwecke oder andere Proliferation. Die Endlagerung hoch-
radioaktiver Abfälle muss aufgrund hoher Halbwertszeiten für über eine Million
Jahre sicher gewährleistet werden; die damit verbundenen Langfristrisiken sind aus
heutiger    Perspektive       nicht   überschaubar        und    weisen     zukünftigen       Generationen
erhebliche Lasten zu.
Wirtschaftlichkeit: Die kommerzielle Nutzung von Kernenergie war in den 1950er
Jahren ein Nebenprodukt militärischer Entwicklungen und hat seit dieser Zeit nie-
mals den Sprung zu einer wettbewerbsfähigen Energiequelle geschafft. Selbst der
laufende Betrieb von älteren Kernkraftwerken wird heute zunehmend unwirtschaft-
lich. Laufzeitverlängerungen sind technisch und wirtschaftlich riskant. Beim Neubau
von Kernkraftwerken der aktuellen 3. Generation muss mit Verlusten in Höhe meh-
rerer Milliarden US-$ bzw. € gerechnet werden. Zusätzlich fallen erhebliche und der-
zeit weitgehend unbekannte Kosten für den Rückbau von Kernkraftwerken und die
Endlagerung radioaktiver Abfälle an. Energiewirtschaftliche Analysen zeigen, dass
die Einhaltung ambitionierter Klimaschutzziele (globale Erwärmung 1,5° bis unter
2 °C) ohne Kernenergie nicht nur möglich, sondern auch unter Berücksichtigung von
Systemkosten mit erneuerbaren Energien kostengünstiger ist. Hierzu kommt, dass
Unfallrisiken von Kernkraftwerken nicht versicherbar sind und Schäden daher immer
sozialisiert werden müssen. Die in aktuellen Diskussionen genannten SMR-Konzepte
(„Small Modular Reactors“) und die Konzepte der sogenannten „Kernkraftwerke der
4. Generation“ (nicht-Leichtwasser-gekühlt) sind technisch unausgereift und weit
von kommerziellen Einsätzen entfernt.
Zeitliche Verfügbarkeit: Angesichts des stagnierenden bzw. in allen Kernkraftstaaten
(außer China) rückläufigen Kernkraftwerksbaus, Planungs- und Bauzeiten von zwei
Jahrzehnten (und mehr) sowie absehbar geringen technischen Innovationen kann
Kernkraft in den für die Bekämpfung der Klimakrise relevanten Zeiträumen von zwei
bis maximal drei Jahrzehnten keine Rolle spielen. Die Anzahl des Baubeginns von
Kernkraftwerken ist bereits seit 1976 rückläufig. Aktuell befinden sich lediglich 52
Kernkraftwerke im Bau und nur wenige Länder versuchen den Einstieg in die Kern-
energie. Traditionelle Hersteller wie Westinghouse (USA) und Framatome (Frank-
reich) sind finanziell angeschlagen und nicht in der Lage, im nächsten Jahrzehnt eine
große Anzahl an Neubauprojekten in Angriff zu nehmen.




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       Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Kernkraft in der sozial-ökologischen Transformation: Die größte Herausforderung der
großen Transformation, d. h. von sozial-ökologischen Reformen in Richtung zu einem
gesellschaftlich gestützten zukunftsfähigen, klimaneutralen Energiesystem, liegt in
der Überwindung der Widerstände („Lock-in“) des alten, von fossilen Kraftwerken
dominierten Energiesystems. Kernenergie ist nicht geeignet, diesen Transforma-
tionsprozess zu unterstützen, sondern blockiert diesen sogar: durch Innovations-
und Investitionsblockaden. Nuklearer Wasserstoff ist weder aus technischen noch
aus ökonomischen Gründen eine Option zur Steigerung der Auslastung von Kern-
kraftwerken.       Japan    ist ein    plastisches     Beispiel     für Transformationsresistenz.             In
Deutschland schreitet die Atomwende zwar durch die Abschaltung der letzten sechs
Kernkraftwerke (2021 bzw. 2022) voran, jedoch sind weitere Schritte zu einem voll-
ständigen Atomausstieg notwendig, u. a. die Schließung der Atomfabriken in Lingen
und Gronau. Die Atomwende ist auch eine notwendige Bedingung für eine erfolg-
reiche Endlagersuche.
Fazit: Im vorliegenden Diskussionsbeitrag wird eine Vielzahl von Argumenten ge-
prüft und am bestehenden Stand der Forschung abgeglichen. Dabei bestätigt sich
die Einschätzung der Scientists for Future aus dem Diskussionsbeitrag „Klimaver-
trägliche Energieversorgung für Deutschland“ vom Juli 2021, dass Kernenergie nicht
in der Lage ist, in der verbleibenden Zeit einen sinnvollen Beitrag zum Umbau zu
einer klimaverträglichen Energieversorgung zu leisten. Kernkraft ist zu gefährlich, zu
teuer und zu langsam verfügbar; darüber hinaus ist Kernkraft zu transformationsresis-
tent, d. h. sie   blockiert    den    notwendigen        sozial-ökologischen         Transformationspro-
zess, ohne den ambitionierte Klimaschutzziele nicht erreichbar sind.
Schlagwörter: Klimakrise, Kernenergie, Klimaschutz, Klimapolitik,
Energiepolitik, EU-Taxonomie, Deutschland, Endlagersuche, Energiewende,
Große Transformation

English Summary
In light of the accelerating climate crisis, nuclear energy and its place in the future
energy mix is being debated once again. Currently its share of global electricity gen-
eration is about 10 percent. Some countries, international organizations, private
businesses and scientists accord nuclear energy some kind of role in the pursuit of
climate neutrality and in ending the era of fossil fuels. The IPCC, too, includes nuclear
energy in its scenarios. On the other hand, the experience with commercial nuclear
energy generation acquired over the past seven decades points to the significant
technical, economic, and social risks involved. This paper reviews arguments in the
areas of “technology and risks,” “economic viability,” ’timely availability,” and “com-
patibility with social-ecological transformation processes.”

Technology and risks: Catastrophes involving the release of radioactive material are
always a real possibility, as illustrated by the major accidents in Three Mile Island,
Chernobyl, and Fukushima. Also, since 1945, countless accidents have occurred
wherever nuclear energy has been deployed. No significantly higher reliability is to
be expected from the SMRs (“small modular reactors”) that are currently at the plan-
ning stage. Even modern mathematical techniques, such as probabilistic security



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analyses (PSAs), do not adequately reflect important factors, such as deficient secu-
rity arrangements or rare natural disasters and thereby systematically underestimate
the risks. Moreover, there is the ever-present proliferation risk of weapon-grade,
highly enriched uranium, and plutonium. Most spent fuel rods are stored in scarcely
protected surface containers or other interim solutions, often outside proper con-
tainment structures. The safe storage of highly radioactive material, owing to a half-
live of individual isotopes of over a million years, must be guaranteed for eons. Even
if the risks involved for future generations cannot be authoritatively determined to-
day, heavy burdens are undoubtedly externalized to the future.

Nuclear energy and economic efficiency: The commercial use of nuclear energy was,
in the 1950s, the by-product of military programmes. Not then, and not since, has
nuclear energy been a competitive energy source. Even the continued use of existing
plants is not economical, while investments into third generation reactors are pro-
jected to require subsidies to the tune of billions of $ or €. The experience with the
development of SMR concepts suggests that these are prone to lead to even higher
electricity costs. Lastly, there are the considerable, currently largely unknown costs
involved in dismantling nuclear power plants and in the safe storage of radioactive
waste. Detailed analyses confirm that meeting ambitious climate goals (i. e. global
heating of between 1.5° and below 2° Celsius) is well possible with renewables
which, if system costs are considered, are also considerably cheaper than nuclear
energy. Given, too, that nuclear power plants are not commercially insurable, the
risks inherent in their operation must be borne by society at large. The currently
hyped SMRs and the so-called Generation IV concepts (not light-water cooled) are
technologically immature and far from commercially viable.

Timely availability: Given the stagnating or – with the exception of China – slowing
pace of nuclear power plant construction, and considering furthermore the limited
innovation potential as well as the timeframe of two decades for planning and con-
struction, nuclear power is not a viable tool to mitigate global heating. Since 1976,
the number of nuclear power plants construction starts is declining. Currently, only
52 nuclear power plants are being built. Very few countries are pursuing respective
plans. Traditional nuclear producers, such as Westinghouse (USA) and Framatome
(France) are in dire straits financially and are not able to launch a significant number
of new construction projects in the coming decade. It can be doubted whether Russia
or China have the capacity to meet a hypothetically surging demand for nuclear en-
ergy but, in any event, relying on them would be neither safe nor geopolitically de-
sirable.

Nuclear energy in the social-ecological transformation: The ultimate challenge of the
great transformation, i. e. kicking off the socio-ecological reforms that will lead to a
broadly supported, viable, climate-neutral energy system, lies in overcoming the drag
(“lock-in”) of the old system that is dominated by fossil fuel interests. Yet, make no
mistake, nuclear energy is of no use to support this process. In fact, it blocks it. The
massive R&D investment required for a dead-end technology crowds out the devel-
opment of sustainable technologies, such as those in the areas of renewables, energy
storage and efficiency. Nuclear energy producers, given the competitive environ-
ment they operate in, are incentivized to prevent – or minimize – investments in


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renewables. For obvious technical as well as economic reasons, nuclear hydrogen
– the often-proclaimed deus ex machina – cannot enhance the viability of nuclear
power plants. Japan is an exhibit A of transformation resistance. In Germany the end
of the atomic era proceeds, and the last six nuclear power stations will be switched
off in 2021 and 2022, but further steps are still needed, most importantly the search
for a safe storage facility for radioactive waste.
By way of conclusion: The present analysis reviews a whole range of arguments based
on the most recent and authoritative scientific literature. It confirms the assessment
of the paper Climate-friendly energy supply for Germany – 16 points of orientation, pub-
lished on 22 April 2021 by Scientists for Future (doi.org/10.5281/zenodo.4409334)
that nuclear energy cannot, in the short time remaining before the climate tips,
meaningfully contribute to a climate-neutral energy system. Nuclear energy is too
dangerous, too expensive, and too sluggishly deployable to play a significant role in
mitigating the climate crisis. In addition, nuclear energy is an obstacle to achieving
the     social-ecological              transformation,               without         which        ambitious          climate        goals       are
elusive.
Key      words:         climate         crisis,      nuclear         energy,         climate         protection,           EU-taxonomy,
Germany, final waste depository, great transformation.










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Inhaltsverzeichnis

Kurzfassung .............................................................................................................................. 8
  Technologie und Gefahrenpotenziale ............................................................................... 8
  Wirtschaftlichkeit ................................................................................................................ 11
  Zeitliche Verfügbarkeit ....................................................................................................... 13
  Kernkraft in der sozial-ökologischen Transformation .................................................. 14
  Fazit ........................................................................................................................................ 17

Langfassung ............................................................................................................................ 18
  1.   Technologie und Gefahrenpotenziale ........................................................................ 19
       1.1      Das System der Kernspaltung ............................................................................ 19
       1.2      Kernkraftwerke – Gefahren und Probleme ..................................................... 22
                1.2.1       Überblick über die Probleme in Kernkraftwerken ............................. 22
                1.2.2       Sicherheitsanforderungen ....................................................................... 23
                1.2.3       Möglichkeiten und Grenzen probabilistischer
                            Sicherheitsanalysen .................................................................................. 24
                1.2.4       Alterung von Kernkraftwerken .............................................................. 25
                1.2.5       Unfälle und Störungen ............................................................................. 26
                1.2.6       Fukushima und danach ............................................................................ 27
                1.2.7       Klimawandel und Risiken ........................................................................ 30
                1.2.8       Ausbreitung von radioaktiven Schadstoffen ....................................... 32
                1.2.9       SMR-Reaktorkonzepte („Small Modular Reactors“) ........................... 33
       1.3      Gefahren und Probleme der Ver- und Entsorgung ........................................ 35
                1.3.1       Vom Uranbergwerk zum Brennelement .............................................. 35
                1.3.2       Zwischenlagerung, Wiederaufarbeitung, Abfallströme..................... 37
                1.3.3       Transporte radioaktiver Stoffe ............................................................... 38
                1.3.4       Endlagerung von hochradioaktiven Abfällen ...................................... 39
       1.4      Zivil-militärische Ambivalenz der Kerntechnologie ....................................... 41
       1.5      Zwischenfazit ......................................................................................................... 43
  2.   Wirtschaftlichkeit ........................................................................................................... 44
       2.1      Einzelwirtschaftliche (betriebswirtschaftliche) Sicht ..................................... 45
                2.1.1       Kurzfristig (Betrieb) .................................................................................. 45
                2.1.2       Mittelfristig (Laufzeitverlängerungen) .................................................. 47
                2.1.3       Langfristig (Neubauinvestitionen).......................................................... 49
       2.2      Kosten für Rückbau und Endlagerung .............................................................. 53
                2.2.1       Rückbau ...................................................................................................... 53
                2.2.2       Endlager ...................................................................................................... 54
       2.3      Energiewirtschaftliche Sicht und Energiesystemmodellierung ................... 55
                2.3.1       Vergleich internationaler Energieszenarien ......................................... 55
                2.3.2       Kernkraft Projektionen der IEA von 1993 bis 2021 .......................... 62
                2.3.3       Energieeffizienz („efficiency first“) ........................................................ 62
       2.4      Gesamtwirtschaftliche Betrachtung und ethische Perspektive .................. 63
                2.4.1       Kernkraftrisiken und Versicherbarkeit ................................................. 63
                2.4.2       Ethik ............................................................................................................. 64
       2.5      Zwischenfazit ......................................................................................................... 65
  3.   Zeitliche Verfügbarkeit.................................................................................................. 66


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       3.1      Kraftwerksneubauten .......................................................................................... 67
       3.2      Bauzeiten ................................................................................................................ 70
       3.3      Konzentration von Reaktoranbietern ............................................................... 71
       3.4      SMRs          und       nicht-Leichtwasser-basierte                            Reaktorkonzepte                    sind      auf
                absehbare Zeit nicht verfügbar .......................................................................... 71
       3.5      Zwischenfazit ......................................................................................................... 73
  4.   Kernkraft in der sozial-ökologischen Transformation ............................................. 74
       4.1      Innovationsblockaden und Investitionsblockaden ......................................... 75
                4.1.1       Innovationsblockaden .............................................................................. 75
                4.1.2       Investitionsblockaden .............................................................................. 76
       4.2      Grad der Transformationsresistenz .................................................................. 78
                4.2.1       Das Beispiel Deutschland ........................................................................ 79
                4.2.2       Das Beispiel Japan .................................................................................... 80
       4.3      Nuklearer Wasserstoff ........................................................................................ 82
       4.4      Atomwende                als     Bedingung             für     erfolgreiche             Endlagerung               atomarer
                Abfälle ..................................................................................................................... 85
       4.5      Zwischenfazit ......................................................................................................... 86
  5.   Fazit ................................................................................................................................... 87
Literatur ................................................................................................................................... 88











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Kurzfassung

Angesichts der sich beschleunigenden Klimakrise wird die Bedeutung der Kernkraft,
die derzeit ca. 10 % der weltweiten Stromproduktion ausmacht, für den zukünftigen
Energieträgermix diskutiert. Einige Länder, insbesondere die fünf Länder mit perma-
nentem Sitz im UN-Sicherheitsrat (USA, Vereinigtes Königreich, Frankreich, Russ-
land, China) sehen auch in der Zukunft eine gewisse Bedeutung der Kernenergie und
bringen das auch in die Szenarienbildung internationaler Organisationen ein, vor al-
lem in die Internationale Atomenergie-Organisation (IAEO, englisch: International
Atomic Energy Agency IAEA), die Internationale Energie Agentur (IEA) sowie die Eu-
ropäische Union („European Green Deal“). Diese Szenarien sehen bis 2050 steigende
Stromproduktion aus Kernenergie vor. In vielen Szenarien des IPCC spielt Kernkraft
ebenfalls eine (teilweise erhebliche) Rolle. Andererseits legen die Erfahrungen der
letzten sieben Jahrzehnte mit der kommerziellen Nutzung der Kernkraft nahe, dass
ein solcher Pfad mit erheblichen technischen, ökonomischen und gesellschaftlichen
Risiken verbunden ist. So kamen die Scientists for Future 2021 in ihrem Diskussions-
beitrag „Klimaverträgliche Energieversorgung für Deutschland“ zu dem Ergebnis,
dass die Kernenergie mit großen Risiken belastet ist, nicht hinreichend schnell auf-
gebaut     werden       kann    und     somit    für   die    klimaverträgliche        Energieversorgung
Deutschlands keine Option ist.
Vor dem Hintergrund dieser Diskussionen in Deutschland geht dieser Diskussions-
beitrag auf die Thematik „Kernenergie und Klima“ ein. Darin wird nur die Energieer-
zeugung durch Kernspaltung („Fission“) behandelt, während die Kernfusion, zu der
ein erster Demonstrationsreaktor frühestens in der zweiten Hälfte des Jahrhunderts
entwickelt wird, nicht thematisiert wird. Der Diskussionsbeitrag erörtert Argumente
in den Bereichen „Technologie und Gefahrenpotenziale“, „Wirtschaftlichkeit“, „zeit-
liche Verfügbarkeit“ sowie „Kernkraft in der sozial-ökologischen Transformation“
und zieht dann ein kurzes Fazit. Neben der Zusammenfassung liefert diese Kurzfas-
sung sämtliche Ergebnisse in Übersichtsform; sie beruht auf einer Langfassung, wel-
che vertiefende Erläuterungen und ausführliche Literaturverweise beinhaltet. (Siehe
auch 1)

Technologie und Gefahrenpotenziale

1. Das System der Kernspaltung
Die wesentlichen Schritte zur Umsetzung von Kernspaltung in große Mengen Ener-
gie erfolgten in den 1930er/40er Jahren im Kontext des Zweiten Weltkriegs zur Ent-
wicklung von Atombomben. In heutigen Kernkraftwerken wird durch die Spaltung
der Kerne von Uran-235 und Plutonium-239 sowie durch den Zerfall der Spaltpro-
dukte im Reaktor Wärme erzeugt und damit Wasserdampf zur Stromerzeugung her-
gestellt. Kernkraftwerke erfordern eine umfangreiche Infrastruktur der Ver- und Ent-
sorgung, die mit erheblichen Gefahrenpotenzialen verbunden sind. Am Anfang steht
der Abbau von Uran, gefolgt von dessen Aufbereitung. Es folgt die Umwandlung in
Uranhexafluorid        und    die Anreicherung,         dann    die   Konversion       in Urandioxid       und
schließlich die Fertigung der Brennelemente. Nach ihrem Einsatz im Reaktor werden


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die Brennelemente zunächst in den Abklingbecken der Kernkraftwerke, später in
speziellen Zwischenlagern aufbewahrt. Nachdem die Radioaktivität und damit auch
die Wärmeentwicklung im ausgedienten Brennstoff abgenommen haben, müssen
die immer noch hochradioaktiven Brennelemente dauerhaft verpackt und einge-
schlossen werden. Da nicht alle diese Schritte am selben Ort durchgeführt werden,
sind mit dem Betrieb von Kernkraftwerken immer auch eine Vielzahl von Transpor-
ten mit teils hochradioaktiven Abfällen verbunden, die ein potenzielles Sicherheits-
risiko darstellen. Vereinzelt wird der Brennstoff nach dem Einsatz im Kraftwerk wie-
deraufgearbeitet. Das Plutonium wird dabei für die Herstellung neuer, sogenannter
Mischoxid-Brennelemente (MOX) eingesetzt. Bei diesen primär chemischen Vorgän-
gen entstehen zusätzliche radioaktive Abfallströme, schwach- und mittelradioaktive
Abfälle ebenso wie hochradioaktive Reststoffe. Die letzte Station ist die Endlagerung
radioaktiver Abfälle. (Siehe auch 1.1)

2. Unfälle mit Freisetzung radioaktiver Schadstoffe trotz
verbesserter Methoden immer möglich

In Kernkraftwerken sind jederzeit katastrophale Unfälle mit großen Freisetzungen
radioaktiver Schadstoffe möglich. Ein weites Spektrum von Ereignissen kann dazu
führen: technische Ausfälle, naturbedingte Einwirkungen, unfallbedingte oder bös-
willige menschliche Einflüsse u. v. m. Derartige Unfälle haben räumlich und zeitlich
weitreichende Auswirkungen. Dies zeigen nicht nur die Großunfälle, z. B. die Kata-
strophen von Tschernobyl und Fukushima, sondern auch eine Vielzahl von Unfällen,
die sich seit 1945 in jedem Jahrzehnt und in jeder Region, die Kernenergie nutzt,
ereignet haben. Moderne Modellrechenverfahren legen zwar teilweise niedrige Ein-
trittswahrscheinlichkeiten für Unfälle in Kernkraftwerken nahe, jedoch bilden sie die
tatsächlichen Risiken nur unvollständig ab und können bisher unbekannte technische
und menschliche Risiken nicht berücksichtigen, z. B. Mängel in der Sicherheitskultur
oder seltene Naturereignisse; somit unterschätzen sie die Gefahren systematisch.
Darüber hinaus besteht permanent die Gefahr des Missbrauchs von waffenfähigem
Spaltmaterial, wie hochangereichertes Uran bzw. Plutonium, für terroristische Zwe-
cke und andere Proliferation. Auch von SMR-Konzepten („Small Modular Reactors“,
d. h. Anlagen mit einer Leistung unter 300 MWel), welche derzeit entwickelt werden,
kann keine signifikant höhere Zuverlässigkeit erwartet werden. Würde tatsächlich
eine große Zahl von SMR-Anlagen realisiert, bedeutete dies auch eine große Zahl
verschiedener Standorte und damit verbundener Transporte. (Siehe auch 1.2)

3. Hohes Gefahrenpotenzial auch bei der Ver- und Entsor-
gung

Auch bei der Versorgung von Kernkraftwerken mit Brennelementen und nach dem
Einsatz im Reaktor können erhebliche Gefahren entstehen. Dies betrifft den Uran-
abbau (Abraumbildung, Wasserverschmutzung, Staub), die Rückstände der Urankon-
zentrationsanlagen (sogenannte „Tailings“) sowie die Abfallprodukte der Anreiche-
rung im Gaszentrifugenverfahren (sogenanntes „abgereichertes“ Uran), welche in
großen Mengen zwischengelagert werden müssen und deren langfristige Lagerung
bis heute oftmals ungeklärt ist. Die Wiederaufarbeitung benutzter Brennstäbe ist ein


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komplexes chemisches Verfahren zur Abtrennung von Uran und Plutonium; sie ist
störanfällig und es entstehen radioaktive Abfälle verschiedener Kategorien. Der
weltweit größte Teil der abgebrannten Brennelemente lagert derzeit relativ unge-
schützt in Abklingbecken oder in als Zwischenlösung gedachten Nass- und Trocken-
lagern, meistens     außerhalb    des   Schutzmantels      („Containment“).     Unkontrollierte,
schwere radioaktive Freisetzungen aus den Becken, insbesondere bei einem Brand,
sind möglich. Auch die Zwischenlagerung in Behältern („Castoren“) ist gefährlich und
kann Ziel externer Angriff sein; allein in Deutschland gibt es 26 Zwischenlager, von
denen einige in den kommenden Jahren an die Grenze der Genehmigungszeiten
kommen. Die Endlagerung hochradioaktiver Abfälle muss aufgrund hoher Halb-
wertszeiten für über eine Millionen Jahre sicher gewährleistet werden. Die damit
verbundenen Langfristrisiken sind aus heutiger Perspektive nicht überschaubar und
weisen zukünftigen Generationen erhebliche Lasten zu. (Siehe auch 1.3)

4. Dauerhafte Probleme zivil-militärischer Ambivalenz der
Kernenergie

Die Nutzung der Kernenergie wurzelt in den militärischen wissenschaftlich-techno-
logischen Kernwaffenprogrammen der 1940er und 1950er Jahre. Darauf sollte die
Kerntechnologie für „zivile“, d. h. wirtschaftlich nutzbare, nicht-militärische Zwecke
aufbauen, die ab den 1950er Jahren vorbereitet wurde und zu mehreren hundert
Kernkraftwerken in heute etwa 30 Ländern führte. Weite Bereiche der in Kernener-
gieprogrammen genutzten Nukleartechnologien und Materialien sind daher zivil-mi-
litärisch ambivalent. So konnten und können Bestrebungen in Richtung auf Kernwaf-
fenbesitz oder sogar regelrechte geheime Waffenprogramme unter dem Deckmantel
zivil deklarierter Nuklearprogramme stattfinden. Als ein wesentliches internationales
Instrumentarium, um zumindest die Ausweitung der Kernwaffen besitzenden Staa-
ten einzudämmen, wird der Nichtverbreitungsvertrag (NVV) angesehen, der 1970 in
Kraft trat und 1995 auf unbegrenzte Zeit verlängert wurde. Die Möglichkeiten und
Befugnisse der Kontrollbehörde (IAEO) gehen allerdings nicht so weit, dass die intrin-
sische zivil-militärische Ambivalenz der         Kernenergienutzung außer         Kraft   gesetzt
werden könnte. Ein weiterer Aspekt ist das radiologische Gefahrenpotential durch
Anlagen im Bereich der Kernenergienutzung in kriegerischen Auseinandersetzungen,
welche zu massiven Radioaktivitätsfreisetzungen führen können, die radiologischen
Folgewirkungen eines Kernwaffeneinsatzes bei weitem übertreffen. (Siehe auch 1.4)

5. Zwischenfazit: Kernkraft ist zu gefährlich
Kernkraftwerke sind keine konventionellen Stromerzeugungsanlagen, sondern wur-
den als Nebenprodukt militärischer Entwicklungsprogramme gebaut und unterliegen
bis heute der zivil-militärischen Ambivalenz. Eine technische Betrachtung des Sys-
temguts Kernkraft legt eine Vielzahl von nicht vollständig beherrschbaren Risiken
und Unsicherheiten offen. Die Gefahren, die von Kernkraftwerken ausgehen, sind
außerdem nicht zuverlässig quantitativ zu ermitteln. Gefahren für Menschen und
Umwelt in den Bereichen der Ver- und Entsorgung (insbesondere Urangewinnung
und –verarbeitung, Transport, Zwischenlagerung, Endlagerung) machen die Kern-
kraft für ein nachhaltiges Energiesystem untauglich. Die Gefahren der Proliferation



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von kernwaffentauglichem Spaltmaterial sind erheblich. Besonders schwerwiegend
sind die ungelösten Probleme der Endlagerung, die Sicherheitsbetrachtungen über
eine   Million   Jahre    erfordern.    Vor    dem     Hintergrund     zahlreich    verfügbarer
erneuerbarer Energiequellen ist Kernkraft zu gefährlich, um in der kommerziellen
Energiewirtschaft     eingesetzt    zu   werden    und    eine Rolle    zur Bekämpfung        des
Klimawandels zu spielen. (Siehe auch 1.5)

Wirtschaftlichkeit

6. Kernkraft ist unwirtschaftlich

Die kommerzielle Kernenergieerzeugung war von Anfang an, d. h. den 1950er Jah-
ren, teurer als andere Technologien. An dieser Tatsache, die anlässlich der überhöh-
ten Kosten des ersten kommerziellen US-Reaktors in Shippingport (Pennsylvania,
USA) im Jahr 1957 erstmals beobachtet wurde, hat sich bis heute nichts geändert.
Im Gegenteil: Heute wie damals sind Kernkraftwerke nicht privatwirtschaftlich fi-
nanzierbar und benötigen staatliche Finanzierung oder spezifische Rahmenbedin-
gungen,   wie z. B. Gebietsmonopole        oder Abnahmegarantien. Im         letzten Jahrzehnt
sind die Stromgestehungskosten für Kernenergie noch einmal um etwa ein Drittel
gestiegen, während jene der Schlüsseltechnologien im erneuerbaren Bereich drama-
tisch gesunken sind. Beim Neubau von Kernkraftwerken der aktuellen 3. Generation
muss   mit Verlusten    in Höhe     mehrere    Milliarden   US-$   bzw. €   gerechnet    werden.
Kernkraftwerke sind selbst im laufenden Betrieb zunehmend anderen Energieträ-
gern kostenseitig unterlegen. Auch der Klimawandel verschlechtert die Wettbe-
werbsfähigkeit. So senkt zum Beispiel der klimawandelbedingte Anstieg der Wasser-
temperaturen      den   Wirkungsgrad       der   Kernkraftwerke.      Auch    sind   in Zukunft
häufigere Ausfällen durch klimawandelbedingte Extremereignisse (z. B. Niedrigwas-
ser, Überschwemmungen, Tornados) zu erwarten. Laufzeitverlängerungen sind nicht
nur riskant, sondern erfordern i. d. R. auch teure Nachrüstungen, die aber auch nicht
garantieren können, dass die betreffenden Kernkraftwerke nicht doch aus wirt-
schaftlichen Gründen vorzeitig vom Netz gehen, wie im letzten Jahrzehnt mehrfach
in den USA beobachtet. (Siehe auch 2.1)

7. Hohe und unsichere Kosten bei Rückbau und
Endlagerung

Zusätzliche Kosten für den Rückbau, die Endlagerung sowie auch die gesellschaftli-
chen Kosten von Unfällen werden in diesen Wirtschaftlichkeitsrechnungen noch
nicht einmal berücksichtigt. Sowohl für den Rückbauprozess als auch die Endlage-
rung fehlen empirische Unterlegungen für die Kostenschätzungen. Mitte 2020 be-
fanden sich weltweit 169 Reaktoren in verschiedensten Phasen des Rückbaus, ins-
gesamt haben jedoch nur 20 Reaktoren den Rückbau technisch abgeschlossen. Wo
erste Erfahrungen vorliegen, wie etwa in Deutschland, sind die Kosten für den Rück-
bau enorm und gleichzeitig mit hohen Unsicherheiten verbunden. Für die Endlage-
rung wurden in Deutschland 2017  24,1 Milliarden € in einen sogenannten Entsor-
gungsfonds eingezahlt. Durch entsprechende Anlagen sollen die darin zur Verfügung
gestellten Mittel später auf rund 170 Milliarden Euro ansteigen. Aus heutiger Sicht



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ist weder absehbar, ob die avisierten Renditen erreicht werden können, noch ob
diese Summen letztendlich ausreichen werden. (Siehe auch 2.2)

8. Energiesystembetrachtung legt rückläufige Bedeutung
von Kernkraft nahe
Energiewirtschaftliche Analysen zeigen, dass die Einhaltung des 1,5 – 2 °-Ziels ohne
Kernenergie nicht nur möglich, sondern auch unter Berücksichtigung von System-
kosten mit erneuerbaren Energien kostengünstiger ist. Im Gegensatz zum in den ver-
gangenen Jahrzehnten tatsächlich beobachteten Realisierungsgrad gehen einige in-
ternationale Organisationen wie die IEA oder IAEO bei ihren Zukunftsprognosen
nach wie vor von einem erheblichen Kapazitätszubau der Kernenergie aus. Dabei
sind durchweg intransparente Kostenbetrachtungen festzustellen bzw. – im Falle
von Szenarien für den IPCC – infolge erheblich verzerrter Kostenannahmen keine
realistischen Szenarien im Bereich der Kernkraft zu erwarten. Insgesamt weisen Sze-
narien, die von einem deutlichen Anstieg der Stromerzeugung aus Kernkraft ausge-
hen, im Regelfall mindestens eines der folgenden Merkmale auf: unrealistisch nied-
rige Investitionskosten für Kernkraft, veraltete und damit zu hohe Kostenannahmen
bei erneuerbaren Energien und deutlich zu hohe Systemintegrationskosten von er-
neuerbaren Energien. (Siehe auch 2.3)

9. Unfallrisiken sind nicht versicherbar und werden soziali-
siert
Risiken der Kernkraft für Menschen und Umwelt sind weltweit nicht versicherbar.
Zwar sind Unfallrisiken während der Bauphase und Betriebsausfallrisiken versicher-
bar, nicht jedoch das wesentliche Risiko von Betriebsunfällen und der Schädigung
durch Verstrahlung. Aufgrund der potenziell riesigen Schadenssummen wäre die
Versicherung nicht bezahlbar, wodurch sämtliche potenzielle Schäden, jenseits von
relativ geringen Pauschalbeträgen, von der Gesellschaft getragen werden. Diese Be-
träge sind marginal im Vergleich zu den (schwer abschätzbaren) Kosten, die mit ei-
nem nuklearen Unfall verbunden sind. Die Haftpflicht der Kernkraftwerksbetreiber
trägt einen eher symbolischen Charakter. So wurden 2019 die Gesamtkosten des
Unfalls von Fukushima nur am Standort sowie außerhalb des Geländes des Kern-
kraftwerks auf 330 – 760 Mrd. US $ geschätzt. (Siehe auch 2.4)

10. Zwischenfazit: Kernkraft ist zu teuer
Kernkraft ist zu teuer, um in einem nachhaltigen Energiesystem einen positiven Bei-
trag leisten zu können. Die einzelwirtschaftliche Analyse zeigt, dass Kernkraftwerke
in der kurzen Frist, selbst im laufenden Betrieb, zunehmend anderen Energieträgern
kostenseitig unterlegen sind. Laufzeitverlängerungen sind nicht nur riskant, sondern
auch teuer und liefern keine Garantie, dass das Kernkraftwerk nicht doch aus wirt-
schaftlichen Gründen vorzeitig vom Netz geht. Investitionen in neue Kernkraftwerke
sind nicht profitabel. Auch eine Verlängerung der Reaktorlaufzeiten auf 60 Jahre
verbessert die Ergebnisse nicht wesentlich. Zusätzliche Kosten für den Rückbau, die
Endlagerung, wie auch die gesamtgesellschaftlichen Kosten von Unfällen werden in
den Gesamtbaukosten noch nicht einmal berücksichtigt. Die energiewirtschaftliche


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Analyse zeigt, dass die Einhaltung des 1,5 °-Ziels ohne fossile Energieträger und ohne
Kernenergie nicht nur möglich ist, sondern auch unter Berücksichtigung von System-
kosten der erneuerbaren Energien kostengünstig ist. (Siehe auch 2.5)

Zeitliche Verfügbarkeit

11. Wenige KKW-Neubauten weltweit
Die Anzahl von Kernkraftwerksneubauten ist bereits seit 1976 stark rückläufig. Ak-
tuell werden weltweit lediglich 52 Kernkraftwerke gebaut, davon 15 in China, sieben
in Indien und drei in Russland. In westlichen Marktwirtschaften findet mit wenigen
Ausnahmen (u. a. Frankreich, Großbritannien, Finnland und USA) kein Bau von neuen
Kernkraftwerken mehr statt. Jährlich werden mehr Kernkraftwerke abgeschaltet als
neue in Betrieb genommen werden. Es gibt sehr wenige Länder, die neu in die Kern-
energie einsteigen. Nach dem Einstieg der Volksrepublik China im Jahr 1991 mit der
Inbetriebnahme des ersten Kernkraftwerks haben lediglich drei weitere Länder zum
ersten Mal einen Reaktor in Betrieb genommen: Rumänien (1996), die Vereinigten
Arabischen Emirate (2020) und Belarus (2020). Zwei weitere Länder haben mit dem
Bau von Kernkraftwerken begonnen, aber noch keinen Reaktor in Betrieb genom-
men: Bangladesch (Baubeginn in 2017) und die Türkei (Baubeginn 2018). Ob, und
wenn ja, wann diese Reaktoren Strom ins Netz einspeisen werden, ist unklar. (Siehe
auch 3.1)

12. Starke Verzögerungen bei Planung und Bau
Angesichts des geringen Ausbaus in den vergangenen Jahrzehnten ist eine Verviel-
fachung des Kernkraftausbaus in den nächsten beiden Jahrzehnten unwahrschein-
lich. Dazu kommt, dass die geplanten Bauzeiten für Kernkraftwerke systematisch
unterschätzt werden. Mitte 2020 waren für die 52 im Bau befindlichen Reaktoren
durchschnittlich 7,3 Jahre seit Baubeginn vergangen und viele waren noch weit von
der Fertigstellung entfernt. Im letzten Jahrzehnt wurden in neun Ländern 63 Reak-
toren fertiggestellt (davon 37 alleine in China), mit einer durchschnittlichen Bauzeit
von fast 10 Jahren. Sollten die aktuell gebauten drei Kernkraftwerke in den USA,
Frankreich und Finnland Mitte der 2020er Jahre ihren Betrieb aufnehmen, waren
diese mehr als 15 Jahre im Bau, mehr als drei Mal so lang wie ursprünglich geplant.
Nicht enthalten in diesen langen Zeiträumen sind Planungs-, Entwicklungs- und Li-
zenzierungszeiten, die noch vor einem etwaigen Baustart einzuplanen sind. (Siehe
auch 3.2)

13. Konzentration von Reaktoranbietern
Ein massiver Ausbau der Kernkraft scheitert aber auch an der industriellen Durch-
führbarkeit. Die große Anzahl von Reaktorherstellern in der Anfangszeit der Kern-
energie wurde zunächst durch eine industrielle Umstrukturierung in den 1970er Jah-
ren reduziert, da der Markt nicht groß genug war. Der Rückgang der Bautätigkeit in
den 1980er Jahren förderte eine weitere Konsolidierung. Traditionelle Hersteller wie
Westinghouse (USA) und Framatome (Frankreich) sind finanziell angeschlagen und
nicht in der Lage, im nächsten Jahrzehnt eine große Anzahl an Neubauprojekten in


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Angriff zu nehmen. Zwar ist Russland seit 2000 international zu einem aufstreben-
den Anbieter geworden; daneben ist China mit einem eigenen Reaktordesign auch
in diesen Markt eingetreten. Jedoch ist zu bezweifeln, dass Russland oder China in
der Lage sind, eine eventuell auftretende internationale Nachfrage nach Kernkraft-
werken zu versorgen. Darüber hinaus wäre diese Entwicklung auch aus geopoliti-
schen Überlegungen bzgl. der Abhängigkeit des Energiesystems von diesen Ländern
nicht anstrebenswert. (Siehe auch 3.3)

14. SMR-Konzepte („Small Modular Reactors“) auf
absehbare Zeit nicht verfügbar
Vor dem Hintergrund der Bekämpfung der Klimakrise werden vermehrt SMR-Kon-
zepte (sog. „Small Modular Reactors“) und Kernkraftwerke der sogenannten vierten
Generation als mögliche Lösungen angebracht. Beide Konzeptgruppen sind nicht
neu; im Gegenteil beide gehen auf die Frühzeit der Kernkraft in den 1950er Jahre
zurück. Aber auch hier scheitert es an der industriellen Umsetzbarkeit und langen
Zeiträumen. In den kommenden zwei bis drei Jahrzehnten ist nicht mit einem kom-
merziellen Einsatz zu rechnen. Die aktuell diskutierten SMR-Konzepte sind noch sehr
weit von einem möglichen kommerziellen Einsatz entfernt. Aktuelle Beobachtungen
zeigen, dass Planungs-, Entwicklungs- und Bauzeiten die ursprünglich geplanten
Zeithorizonte in der Regel auch hier erheblich übersteigen. Aktuell diskutierte SMR-
Konzepte sehen eine geplante elektrische Leistung von 1,5 – 300 Megawatt vor. Dies
bedeutet, dass alleine zum Ersatz des aktuellen Kraftwerksparks mehrere tausend
SMR-Anlagen gebauten werden müssten. Außerdem würde ein weltweiter Einsatz
auch eine internationale Standardisierung der regulatorischen Anforderungen erfor-
derlich machen. Jedoch liegen bislang keine spezifischen nationalen oder internatio-
nalen Sicherheitsstandards vor. (Siehe auch 3.4)

15. Zwischenfazit: Kernkraft ist zu langsam verfügbar
Aus der Dringlichkeitsperspektive des Klimawandels kann die Kernenergie somit kei-
nen wesentlichen Beitrag zur Emissionsminderung leisten, weil sie zu langsam verfüg-
bar wäre. Wenn, wie in Deutschland, ein Zielkorridor bis zur Klimaneutralität 2035 –
 2045 vorausgesetzt wird, können der Neubau oder gar die Entwicklung neuer Reak-
torlinien wegen der      langen   Entwicklungs-     bzw.   Bauzeiten von      Kernkraftwerken
keine Rolle spielen. Selbiges gilt auch für europäische bzw. globale Klimaschutzziele.
(Siehe auch 3.5)

Kernkraft in der sozial-ökologischen Transformation

16. Kernkraft schafft Innovations- und
Investitionsblockaden
Die Weiterführung der Kernkraft bzw. sogar evtl. der Bau neuer Kernkraftwerke ge-
fährden den Prozess der „großen Transformation“, d. h. der sozial-ökologischen Re-
formen in Richtung zu einem gesellschaftlich gestützten, zukunftsfähigen, klimaneut-
ralen Energiesystem. Im Mittelpunkt steht hierbei der Ausstieg aus allen fossilen



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Energieträgern (Kohle, Öl und Erdgas) und dem gleichzeitigen Umbau des Energie-
systems hin zu erneuerbaren Energieträgern. Die größeren Herausforderungen sind
die Überwindung von Lock-In-Effekten, die uns von fossil-fissiler Infrastruktur ab-
hängig gemacht haben, welche auf zentralen Großkraftwerken zur Stromproduktion
und einer Grundlastlogik beruht. Die Stromerzeugung durch Kernkraft und durch va-
riable erneuerbare Energien stehen in Konkurrenz zueinander, sowohl bei der Ver-
marktung des erzeugten Stromes als auch im Wettbewerb um die Akquise von For-
schungsgeldern zur Entwicklung von Innovationen. Gleichzeitig werden die Betrei-
ber von Kernkraftwerken aus betriebswirtschaftlichen Gründen, also der Sicherstel-
lung der Abnahme ihres produzierten Stromes, Investitionen in konkurrierende er-
neuerbare Energien stark zu beschränken versuchen. Kernkraftinvestitionen, privat-
oder staatlich, stellen daher immer eine Investitionsblockade für den benötigten ra-
dikalen Ausbau der erneuerbaren Energien dar. Eine erhebliche Förderung von Kern-
energieforschung und -entwicklung würde gleichsam eine Innovationsblockade für
risikominimale Klimaschutztechnologien wie erneuerbare Energien und Energieeffi-
zienz darstellen und wirkt dadurch transformationsresistent. (Siehe auch 4.1)

17. Transformationsresistenz am Beispiel von Deutschland
und Japan

In Deutschland wurde im Jahre 2011 mit dem Atomgesetz die Beendigung der kom-
merziellen Erzeugung von Kernenergiestrom eingeleitet. Vorausgegangen war dieser
Entscheidung ein jahrzehntelanger Konflikt, der in den 1970er Jahren von Umwelt-
schützer:innen, der Zivilgesellschaft und weiteren Kritiker:innen der Kernkraft be-
gonnen wurde; dies war gleichsam auch der Startschuss für die „Energiewende“ in
Deutschland, welche 2011 entscheidend beschleunigt wurde. Auch deswegen be-
findet sich das Energiesystem im Deutschland in einer Situation, in welcher die
Transformation hin zu einem klimaneutralen Energiesystem nicht nur technisch mög-
lich ist, sondern sich auch als ökonomisch sinnvoll gegenüber einem Weiterbetrieb
des fossil und kerntechnisch geprägten Energiesystems der Vergangenheit darstellt.
Dem gegenüber steht das Beispiel von Japan, das sich als Inselland u. a. aus Gründen
der Versorgungssicherheit nach den Ölkrisen der 1970er Jahre in die scheinbar ver-
sorgungssichere Abhängigkeit von Kernenergie begeben hat. Das Ende 2020 von der
japanischen Regierung gesetzte, neue Ziel „netto Nullemissionen in 2050“ ist erstens
nur mit massivem Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung und zweitens dem dafür
notwendigen enormen jährlichen Investitionsaufwand (für Effizienztechnologien, Er-
neuerbare und Wasserstoff aus Erneuerbaren) erreichbar. Solange jedoch ein end-
gültiges Ausstiegsdatum für die bestehenden, aber nicht genutzten nuklearen Kraft-
werkskapazitäten – derzeit 24 Blöcke – ungeklärt bleibt, wird die Innovations- und
Investitionsneigung für klimaverträglichere und risikoärmere Alternativen bei den
Kernkraftwerksbetreibern gering bleiben.

18. Nuklearer Wasserstoff ist keine Alternative

Die Rolle des Wasserstoffes bzw. dessen Derivate wird aktuell ebenfalls kontrovers
diskutiert. Fest steht, dass Wasserstoff für eine saisonale Langzeitspeicherung in ei-



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nem erneuerbaren Energiesystem wichtig ist, und dass bestimmte industrielle Pro-
zesse auf Wasserstoff angewiesen sein werden. Es ist jedoch auch klar, dass nur sol-
cher Wasserstoff als klimaneutral bezeichnet werden kann, der aus zusätzlich instal-
lierten erneuerbaren Energien hergestellt wird. Aus technischer Sicht kann Strom aus
Kernkraft die Elektrolyse betreiben und damit nuklearen Wasserstoff produzieren.
Um einen Elektrolyseur wirtschaftlich betreiben zu können, braucht dieser jedoch
eine hohe Auslastung (Volllaststunden), welche ein Kernkraftwerk nur durch Über-
schussstrom nicht bereitstellen kann. Gleichzeitig wird der nukleare Wasserstoff im-
mer in Konkurrenz zu erneuerbar erzeugtem Wasserstoff stehen, welcher aufgrund
der deutlich geringeren Stromgestehungskosten die günstigere Variante sein wird.
Neue Technologien, wie zum Beispiel die Hochtemperaturdampf-Elektrolyse oder
die thermochemische Wasserspaltung sind noch nicht Stand der Technik und kön-
nen nicht im laufenden Jahrzehnt realisiert werden. Damit bieten diese Optionen,
ungeachtet der weiteren sozio-technischen Problematiken, allein schon aufgrund
der zeitlichen Dringlichkeit des Transformationsprozesses keine Lösung. (Siehe auch
4.3)

19. Atomwende als Bedingung für erfolgreiche
Endlagerung

Die Beendigung der kommerziellen Nutzung von Kernkraft, und damit die Beendi-
gung der Erzeugung zusätzlicher radioaktiver Abfälle, ist auch notwendig, um den
sozio-technischen Prozess der Endlagerung erfolgreich zu bewältigen. In Deutsch-
land fällt die atompolitische Wende gleichsam originär mit der Energiewende zusam-
men, entstand letztere doch vor allem aus der Anti-Atombewegung der 1960er/70er
Jahre. Die Atomwende reicht weit über die bevorstehende Schließung von Kern-
kraftwerken und der Endlagersuche hinaus und beinhaltet u. a. die Schließung der
Atomfabriken in Lingen und Gronau, den Schulterschluss der atomkritischen Staaten,
das Eintreten gegen Laufzeitverlängerungen sowie die Beendigung der Subventio-
nen von Kernkraftwerken in der EU und darüber hinaus. Auch das Bundesamt für die
Sicherheit der nuklearen Entsorgung in Deutschland (BASE), die Regulierungsbe-
hörde für das Standortauswahlverfahren, hat die Atomwende als eine Erfolgsbedin-
gung für die Endlagersuche identifiziert und Laufzeitverlängerungen oder gar den
Neubau von Kernkraftwerken damit ausgeschlossen. (Siehe auch 4.4)

20. Zwischenfazit: Kernenergie ist zu transformationsresis-
tent
Für die weltweiten Dekarbonisierungsszenarien bis 2050 sind ein stark forcierter
Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung und eine massive Steigerung der Energieeffi-
zienz als Hauptstrategien gesetzt. Für diesen fundamentalen Strukturwandel ist das
Nuklearsystem und die Kernkraftproduktion in zeitlicher, ökonomischer und system-
orientierter Hinsicht ein massives Innovations- und Investitionshemmnis. Japan ist
für diesen strukturellen Lock-in-Effekt bisher ein besonders plastisches Negativbei-
spiel, Deutschland nach dem endgültigen Ausstiegsbeschluss 2011 insofern ein Po-
sitivbeispiel, weil dadurch – u. a. gestützt auf das EEG – Dynamiken für einen erneu-
erbaren Stromausbau möglich wurden. Doch auch nach der Beendigung der kom-


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merziellen Nutzung der Kernkraft in Deutschland stellt die Herausforderung der
Schaffung eines Endlagers für die hochradioaktiven Hinterlassenschaften eine ge-
waltige gesamtgesellschaftliche Aufgabe dar. (Siehe auch 4.5)
Fazit
Im vorliegenden Diskussionsbeitrag wird eine Vielzahl von Argumenten geprüft und
am Stand der Forschung abgeglichen. Dabei bestätigt sich die Einschätzung der
Scientists           for        Future           aus        dem          Diskussionsbeitrag                    „Klimaverträgliche
Energieversorgung für Deutschland“, dass Kernenergie nicht in der Lage ist, in der
verbleibenden Zeit einen sinnvollen Beitrag zum Umbau zu einer klimaverträglichen
Energieversorgung zu leisten. Kernkraft ist zu gefährlich, zu teuer und zu langsam
verfügbar; darüber hinaus ist Kernkraft zu transformationsresistent, d. h. sie blockiert
den        notwendigen                sozial-ökologischen                   Transformationsprozess,                       ohne          den
ambitionierte           Klimaschutzziele               nicht     erreichbar          sind.     Dies     gilt   auch       für    aktuelle
diskutierte         Laufzeitverlängerungen                    und      Forschungsbemühungen                        um      noch      nicht
etablierte         Reaktorkonzepte.                 Angesichts           der      Perspektive            einer      technisch          und
ökonomisch darstellbaren Vollversorgung mit erneuerbaren Energien ist Kernkraft
nicht nur keine sinnvolle Option zur Bekämpfung der Klimakrise, sondern es sollte
proaktiv        auf     das     Blockadepotenzial                 von      Kernkraft          für    die     sozial-ökologischen
Transformation hingewiesen werden.










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Langfassung

Angesichts der sich beschleunigenden Klimakrise wird die Bedeutung der Kernkraft,
die derzeit ca. 10 % der weltweiten Stromproduktion ausmacht, für den zukünftigen
Energieträgermix diskutiert. Sowohl in Deutschland als auch international gibt es ei-
nen breiten Konsens zur raschen Beendigung der Nutzung fossiler Energieträger und
den Übergang zu einem weitgehend auf erneuerbaren Energien beruhendem Sys-
tem. Jedoch gibt es hinsichtlich der Kernkraft unterschiedliche Einschätzungen.

Einige Länder, insbesondere die fünf Länder mit permanentem Sitz im UN-Sicher-
heitsrat (USA, Vereinigtes Königreich, Frankreich, Russland, China) sehen auch in der
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Zukunft eine gewisse Bedeutung der Kernenergie                  und bringen das auch in die Sze-
narienbildung     internationaler     Organisationen ein,       vor   allem   in die   Internationale
Atomenergie-Organisation (IAEO, engl.: International Atomic Energy Agency IAEA),
die Internationale Energie Agentur (IEA) sowie die Europäischen Union („European
Green    Deal“);   diese   Szenarien     sehen    bis 2050     steigende     Stromproduktion        aus
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Kernenergie vor.       In vielen Szenarien des IPCC spielt Kernkraft ebenfalls eine (teil-
weise erhebliche) Rolle (IPCC, 2014b, 2018). Neben traditionellen Forschungsinsti-
tuten gib es seit einigen Jahren auch zunehmend privatwirtschaftliche Unternehmen,
die sich um staatlich finanzierte Forschungsaufträge bewerben, z. B. TerraPower, an
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der Bill Gates beteiligt ist.      Auch im Bereich der Grundlagenforschung werden in
Deutschland, der EU und weltweit noch erhebliche Forschungs- und Entwicklungs-
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aktivitäten finanziert, u. a. im Bereich der Reaktorentwicklung              sowie der Partitionie-
rung und Transmutation. Zwar erfolgt in Deutschland das Ende der kommerziellen
Nutzung entsprechend der 13. Novelle des Atomgesetzes (2011) zum Ende 2022,
jedoch gibt es auch hierzulande eine Diskussion zur Kernkraft und zur Beteiligung
deutscher     Unternehmen        sowie    des   Staates    an   Kerntechnik      wie   Anreicherung
(Urenco    in Gronau),    Brennelementeherstellung           (Lingen)   und   Forschung      (z. B. KIT
Karlsruhe).

Andererseits legen die Erfahrungen der letzten sieben Jahrzehnte mit der kommer-
ziellen Nutzung der Kernkraft nahe, dass ein solcher Pfad mit erheblichen techni-
                                                                                   6
schen, ökonomischen und gesellschaftlichen Risiken verbunden ist.                    Darüber hinaus
weisen Entwicklungen in der Energiesystemanalyse und der Praxis darauf hin, dass
eine Vollversorgung mit erneuerbaren Energien sowohl technisch als auch ökono-
misch darstellbar ist und auch gesellschaftlich eine höhere Akzeptanz aufweist. So
kamen die Scientists for Future in ihrem Diskussionsbeitrag „Klimaverträgliche Ener-
gieversorgung für Deutschland“ zu dem Ergebnis: „Die Kernenergie ist mit großen



2
Vgl. die umfassenden Länderberichte der IAEA (www.iaea.org/) sowie des World Nuclear Industry Status
Report (www.worldnuclearreport.org/) (online verfügbar, abgerufen am 29. 09.2021. Dies gilt auch für alle
anderen Online-Quellen dieses Berichts, sofern nicht anders vermerkt).
3
European Commission, 2020; IAEA, 2020b; IEA, 2020, 2021.
4
www.terrapower.com/ sowie Gates, 2021.
5
www.gen-4.org/gif/ (zuletzt geprüft am 29.09.21), bzw. Frieß et al. (2021).
6
Bracken, 2012; Davis, 2012; Pistner & Englert, 2017.



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Risiken belastet und kann nicht hinreichend schnell aufgebaut werden“, sodass sie
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für die klimaverträgliche Energieversorgung Deutschlands keine Option ist.

Vor dem Hintergrund dieser Diskussionen sowohl in Deutschland als auch in Europa
und weltweit legen die Scientists for Future Deutschland die vorliegende Stellung-
nahme zu „Kernenergie und Klima“ vor. Nach einer eingehenden Diskussion hat sich
Ende 2020 eine Arbeitsgruppe gebildet, die im Juni 2021 einen Entwurf vorgelegt
hat. Nach einem Review-Prozess wird dieser Beitrag nunmehr veröffentlicht. Die
Stellungnahme fokussiert auf Kernspaltung, die im Mittelpunkt der Diskussionen
steht; auf Kernfusion, die noch Jahrzehnte von ernsthaften Demonstrationsanlagen
                                                         8
entfernt ist, wird nicht eingegangen.                      In dem Diskussionsbeitrag werden die Argu-
mente in vier Bereichen vertieft: Technologie und Gefahrenpotenziale (Abschnitt 1),
Wirtschaftlichkeit (Abschnitt 2), zeitliche Verfügbarkeit (Abschnitt 3) sowie Kompa-
tibilität mit dem sozial-ökologischen Transformationsprozess, ohne den ambitio-
nierte Klimaschutzziele nicht erreichbar sind (Abschnitt 4). Abschnitt 5 zieht das Ge-
samtfazit.

1.    Technologie und Gefahrenpotenziale

Es gibt zwei grundsätzlich verschiedene Möglichkeiten der Nutzung von Kernener-
gie. Bei der Kernspaltung („Fission“) zerbricht ein schwerer Atomkern in leichtere Ele-
mente und gibt dabei Energie ab; bei der Kernfusion verschmelzen dagegen leichte
zu schwereren Kernen und geben dabei Energie ab. Da Kernfusion als industriell
                                                                                                              9
nutzbare Energiequelle auf absehbare Zeit nicht zur Verfügung steht,                                            betrachten
wir an dieser Stelle nur die Kernspaltung sowie die vor- und nachgelagerten Stufen.
Dabei wird insbesondere auf Probleme und Gefahrenpotenziale entlang der Pro-
zesse eingegangen, die durch technische und menschliche Risiken bei der Kernener-
gie auftreten.

1.1      Das System der Kernspaltung

Die wesentlichen Schritte zur Umsetzung von Kernspaltung in große Mengen Ener-
gie erfolgten in den 1930er/40er Jahren im Kontext des Zweiten Weltkriegs zur Ent-
wicklung von Atombomben. Im Juli 1945 fand der erste Atombombentest statt, ge-
folgt von den Atombombenabwürfen auf die japanischen Städte Hiroshima und Na-



7
Gerhards et al., 2021.
8
Die   immer    kostspieliger   werdende      Erforschung    von   Fusionsreaktoren      könnte   frühestens    in der   zweiten
Hälfte dieses Jahrhunderts zu ersten Fusionskraftwerken führen, wenn die Demonstration eines funktions-
tüchtigen Reaktors in einigen Jahrzehnten gelingen sollte (Grunwald et al., 2002). Derzeit läuft ein Langfrist-
projekt ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor), welches die Grundlage eines in Zukunft zu
entwickelnden Folgeprojekts legen soll, das DEMO (Demonstration Fusion Powerplant). Selbst bei optimisti-
scher Betrachtung wäre eine Demonstrationsanlage erst in der zweiten Hälfte des 21. Jahrhunderts verfügbar
(EUROfusion et al., 2018; Reinders, 2021). Von einer breiten Diffusion sowie einer evtl. ökonomischen Nut-
zung wäre man selbst dann noch weit entfernt. Die Kernfusion wird daher in diesem Text nicht weiter unter-
sucht, da sie für eine ausreichend schnelle Transformation hin zu einer klimaverträglichen Energieversorgung
nicht rechtzeitig zur Verfügung steht (Entler et al., 2018).
9
Neles & Pistner, 2012, S. 22.


                                                               19


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                                  10
gasaki im August 1945.                Nach dem Ende des Zweiten Weltkriegs und im sich anbah-
nenden Kalten Krieg zwischen den USA und der Sowjetunion, in dem Atomwaffen
eine strategische Bedeutung erhielten, wurden neben den militärischen auch kom-
merzielle Anwendungen der Kernspaltung entwickelt, vor allem für Stromerzeugung
und medizinische Anwendungen. Heute trägt die Kernenergie mit ca. 10 % zur welt-
                                                                                                         11
weiten Stromerzeugung und ca. 4 % zur Primärenergieversorgung bei.                                           Dies ist we-
                                                                                               12
niger als in den 90er Jahren und der Trend ist leicht rückläufig.

In heutigen Kernkraftwerken wird durch die Spaltung der Kerne von Uran-235 und
Plutonium-239 sowie durch den Zerfall der Spaltprodukte im Reaktor Wärme er-
zeugt und damit Wasserdampf hergestellt. Dieser treibt in einer Turbine einen Ge-
nerator zur Elektrizitätserzeugung an. Der Wirkungsgrad solcher Anlagen liegt dabei
meist    bei    etwa     35 %.     Die   heute      weltweit       betriebenen         Kernkraftwerke           sind    zum
Großteil mit Leichtwasserreaktoren (LWR) ausgerüstet (Druck- und Siedewasserre-
aktoren); es kommen aber auch andere Reaktortypen zum Einsatz, z. B. Schwerwas-
                                                                13
serreaktoren und gasgekühlte Reaktoren.                             Sie verwenden mit dem Isotop U-235
überwiegend schwach angereichertes Uran als Brennstoff. Gleichzeitig entsteht in
den Brennelementen während des Betriebs auch Plutonium. Dieses wird teilweise
im Reaktorbetrieb gespalten, verbleibt aber auch in den abgebrannten Brennelemen-
ten. Ebenso entstehen Spaltprodukte, sowie durch die Spaltneutronen auch weitere
Transurane.

Kernkraftwerke erfordern eine umfangreiche Infrastruktur der Ver- und Entsorgung,
                                                                                      14
die mit erheblichen Gefahrenpotenzialen verbunden sind.                                  Am Anfang steht der Ab-
bau von Uran, gefolgt von dessen Aufbereitung. Es folgt die Umwandlung in Uran-
hexafluorid und die Anreicherung, dann die Konversion in Urandioxid und schließlich
die Fertigung der Brennelemente.

Nach ihrem Einsatz im Reaktor werden die Brennelemente zunächst in den Abkling-
becken der Kernkraftwerke, später in speziellen Zwischenlagern aufbewahrt. Nach-
dem die Radioaktivität und damit auch die Wärmeentwicklung im ausgedienten
Brennstoff abgenommen haben, müssen die immer noch hochradioaktiven Brenn-
elemente dauerhaft verpackt und eingeschlossen werden. Da nicht alle diese Schritte
am selben Ort durchgeführt werden, sind mit dem Betrieb von Kernkraftwerken im-
mer auch eine Vielzahl von Transporten mit teils hochradioaktiven Abfällen verbun-
den, die ein potenzielles Sicherheitsrisiko darstellen.

Neben dem ausgedienten Brennstoff entstehen auch andere Arten radioaktiver Ab-
       15
fälle.    So entstehen beim Uranabbau radioaktiver Abraum und Schlamm. Insbeson-



10
  Groves, 1983.
11
  BP, 2020.
12
  Schneider et al., 2020.
13
  Eine detaillierte technische Übersicht geben u. a. Neles & Pistner (2012).
14
  Die Schritte der Ver- und Entsorgung insgesamt werden manchmal als Brennstoffkreislauf bezeichnet. Die-
ser Begriff ist jedoch irreführend, da, wenn überhaupt, nur ein geringer Teil der abgebrannten Brennstoffe
tatsächlich rezykliert wird (Brunnengräber & Di Nucci, 2019).
15
  Eine detaillierte Übersicht findet sich in Der Welt-Atommüll-Bericht (2019).



                                                              20


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dere beim Betrieb der Kernkraftwerke fallen schwach- und mittelradioaktive Be-
triebsabfälle an, die ebenfalls endgelagert werden müssen.

Nach der Kernspaltung enthält der ausgediente Brennstoff noch spaltbare Stoffe
(insbesondere U-235 und Pu-239). Vereinzelt wird der Brennstoff nach dem Einsatz
im Kraftwerk wiederaufgearbeitet. Das Plutonium wird dabei für die Herstellung
neuer, sogenannter Mischoxid-Brennelemente (MOX) eingesetzt. Bei diesen primär
chemischen Vorgängen entstehen zusätzliche radioaktive Abfallströme, schwach-
und mittelradioaktive Abfälle ebenso wie hochradioaktive Reststoffe, deren Strah-
lung mit jener von ausgedienten Brennelementen vergleichbar ist Neben den tech-
nischen Anlagen zur Bewältigung dieser Abfallströme wird zusätzliche Infrastruktur
in Form von Aufbereitungsanlagen und Brennelementefabriken benötigt.

Nach Ablauf der Betriebszeit werden die Kernenergie-Anlagen stillgelegt und rück-
gebaut. Auch dabei entstehen erhebliche Mengen von Abfällen, die teilweise radio-
               16
aktiv sind.

Letzte Stationen sind die Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle. Die Zwi-
schenlagerung findet heutzutage in den meisten Fällen am Standort der Kernkraft-
werke oder in größeren überregionalen Zwischenlagern statt. Ein Teil lagert in Tro-
ckenlagern in Behältern, die die Umwelt vor dem größten Teil der von den Brennele-
menten ausgehenden Strahlung schützen und die zudem einen Schutz gegen Stö-
rungen von außen bieten sollen. Der Großteil der abgebrannten Brennelemente la-
gert aber relativ ungeschützt in sogenannten Nasslagern, in Abklingbecken oder ähn-
lichen mit Wasser gefüllten Lagern, die kontinuierlich überwacht werden müssen.
Allein in Europa lagern noch rund 80 % der abgebrannten Brennelemente in Nassla-
        17
gern.      Da diese Nasslagerung – im Gegensatz zur trockenen Zwischenlagerung –
                                                                                                        18
keine Sicherheitsbehälter vorsieht, fehlt hier eine Sicherheitsebene.                                       Derzeit gibt es
in fast allen Staaten, die Kernkraftwerke betreiben, das Bestreben, langfristig abge-
brannte Brennelemente und hochradioaktive Abfälle in tiefengeologische Endlager
zu verbringen. Mittel- und schwachradioaktive Abfälle werden teils oberflächennah
entsorgt, teils ebenfalls in großer Tiefe eingelagert. Jedoch ist weltweit noch kein
einziges tiefengeologisches Endlager für hochradioaktiven Müll aus Kernkraftwer-
ken in Betrieb. In Finnland wird zurzeit das weltweit erste tiefengeologische Endla-
ger errichtet, dessen Ausbau auch während des Betriebes weitergeführt werden soll.
Aktuell fehlt noch die Betriebsgenehmigung, die Aufnahme des Betriebs soll 2025
              19
erfolgen.






16
  Wealer et al., 2019.
17
  Der Welt-Atommüll-Bericht, 2019.
18
  BASE, 2021.
19
  Lehtonen, 2021.


                                                               21


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1.2      Kernkraftwerke – Gefahren und Probleme

1.2.1      Überblick über die Probleme in Kernkraftwerken
                                                                                                                     20
Für den Bau und den Betrieb von Kernkraftwerken müssen drei Schutzziele                                                  beach-
tet werden: a) der sichere Einschluss der radioaktiven Brennelemente und anderer
Gefahrstoffe, b) die Kontrolle der Leistung („Reaktivität“), sowie c) die Abführung der
im Reaktorkern entstehenden Wärme und die Kühlung der Brennelemente. Weitere
Probleme in vor- bzw. nachgelagerten Bereichen werden im Anschluss diskutiert.

Die Wärmeerzeugung im Reaktor lässt sich nicht sofort vollständig zurückfahren.
Etwa     93 %     der   Wärmeleistung             kommen         aus der Kettenreaktion der                   Kernspaltung
und können durch Abschalteinrichtungen mit hoher Zuverlässigkeit gestoppt wer-
den. Die restlichen 7 % liefert jedoch der radioaktive Zerfall von Spalt- und Aktivie-
                                                                                                               21
rungsprodukten, der auch nach einer Reaktor-Abschaltung weiterläuft.

Wird daher der Brennstoff im Reaktor nach dem Abschalten nicht dauernd angemes-
sen gekühlt, überhitzt er sich. Exotherme chemische Reaktionen verstärken ab einer
gewissen Temperatur die Aufheizung. Im Extremfall kommt es zur Kernschmelze,
verbunden mit dem Freiwerden großer Mengen radioaktiver Stoffe im Reaktorge-
bäude innerhalb des Sicherheitseinschlusses (Containment). Versagt das Contain-
ment, werden radioaktive Nuklide in die Umwelt freigesetzt, wobei die Menge ab-
hängig von Zeitpunkt und Art des Versagens ist. Bei flüchtigen Substanzen kann dies
ein erheblicher Anteil des Gesamtinventars der Radioaktivität sein.

Ausgediente          Brennelemente             in   Abklingbecken            müssen        gekühlt       werden,        um     ein
Schmelzen der Brennelemente zu vermeiden. Im Verlauf der Abklingzeit des Brenn-
stoffs werden die Anforderungen an die Kühlung geringer und Kühlungsausfälle kön-
nen für begrenzte Zeiträume noch aufgefangen werden. Zu beachten ist allerdings:
Da die Abklingbecken oft auch als Zwischenlager genutzt werden, sind die in ihnen
liegenden Mengen langlebiger radioaktiver Stoffe erheblich größer als im Reaktor.
Da sich die Abklingbecken zudem nur in wenigen Fällen innerhalb des Containments
befinden, sind unkontrollierte, schwere Freisetzungen von Radioaktivität aus den
                                                                           22
Becken möglich, insbesondere bei einem Brand.

Ein weites Spektrum von Ereignissen, kann zu derartigen Unfällen führen:
–   Technische Ausfälle (z. B. Versagen von Pumpen, Ventilen, Rohrleitungen, Behäl-
    tern …) aufgrund von Mängeln bei Auslegung, Fertigung, Wartung, Reparatur oder
    Prüfungen.
–   Übergreifende Einwirkungen von innen (z. B. Brände, interne Überflutung) auf-
    grund von technischen Ausfällen oder menschlichem Fehlverhalten.
–   Einwirkungen von außen mit natürlichen Ursachen (z. B. Erdbeben, Extremwetter,
    externe Überflutung).


20
  Neles & Pistner, 2012.
21
  Dieser Teil der Wärmeproduktion nimmt nach einer Stunde auf ca. 1,5 % ab und nach einem Tag auf knapp
1 %. Danach geht er nur allmählich zurück, weswegen auch der ausgediente Brennstoff in der Regel jahrelang
aktiv gekühlt werden muss.
22
  von Hippel et al., 2019, Kapitel 5.


                                                                22


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–   Anthropogene, unfallbedingte Einwirkungen von außen (z. B. Unfälle in nahegele-
    genen Fabriken oder auf Transportwegen, Flugzeugabstürze).
–   Böswilliges menschliches Eingreifen in Form von Sabotageakten oder Terror-
    angriffen.
–   Kriegseinwirkungen.

Ein Kernkraftwerk wird bei seiner Errichtung für eine bestimmte Betriebszeit ausge-
legt und bewilligt. Eine Verlängerung über die ursprünglich geplante Betriebszeit hin-
aus kann wegen der Alterung der Materialien von Strukturen, Systemen und Kom-
ponenten und wegen veränderter klimatischer Bedingungen zu erhöhter Gefahr von
Aus- und Unfällen führen. Während der sehr langen Betriebszeiten der meisten in
Betrieb befindlichen Kernkraftwerke hat sich der Stand von Wissenschaft und Tech-
nik so grundlegend weiterentwickelt, dass es oft nicht möglich ist, die Sicherheits-
konzepte auf den neuesten Stand nachzurüsten. Abgesehen davon kann das Veral-
ten    von      Technologien           die     Beschaffung           von     Ersatzteilen         erschweren          oder
verunmöglichen (siehe auch Abschnitt 1.2.4).

1.2.2     Sicherheitsanforderungen

Den mit dem Betrieb von Kernkraftwerken verbundenen Risiken und Gefahrenpo-
tenzialen soll mit einem System gestaffelter Sicherheitsebenen im Schadensfall be-
gegnet werden. Ziel ist, sämtliche Anlagenzustände vom Normalbetrieb bis zu Kern-
schmelzunfällen (einschl. Brennstoffschmelze im Lagerbecken, üblicherweise aber
nicht Brände) abzudecken. Auf jeder dieser Zustandsebenen sind Einrichtungen und
Maßnahmen vorgesehen, welche die Situation beherrschen und ein Übergreifen auf
                                                                       23
die nächste Sicherheitsebene verhindern sollen.

Viele Unfälle entwickeln sich schrittweise und schreiten von Ebene zu Ebene fort,
d. h. erst nach Versagen mehrerer Sicherheitsebenen kann es zu großen Freisetzun-
gen von Radioaktivität kommen. Es gibt jedoch auch Unfallabläufe, bei denen Ebe-
nen übersprungen werden können, etwa das Versagen des Reaktordruckbehälters.

Diesem versucht die EU-Richtlinie 2014/87/Euratom zur nuklearen Sicherheit Rech-
nung zu tragen. Sie unterscheidet zunächst zwei Unfallkategorien: (1) Unfälle, bei
denen es frühzeitig zu Freisetzung von Radioaktivität kommt und die eigentlichen
Maßnahmen des Katastrophenschutzes erfordern würden, bei denen aber aufgrund
des Unfallablaufs keine Zeit zum Ergreifen solcher Maßnahmen zur Verfügung steht;
(2) Unfälle mit großen Freisetzungen radioaktiver Stoffe, die Schutzmaßnahmen
erfordern würden, welche in Raum und Zeit nicht begrenzt sind. Die EU-Richtlinie
fordert, dass solche Ereignisse bei Entwurf und Bau neuer Kernkraftanlagen vermie-
den werden. Diese Forderung gilt auch als Referenz für bestehende Anlagen, aller-
dings mit der wesentlichen Einschränkung, dass solche Maßnahmen „vernünftig um-
setzbar“ seien müssen, d. h. der Aufwand ist im Vergleich zum sicherheitsmäßigen
                                                        24
Nutzen nicht unverhältnismäßig groß.


23
  WENRA, 2013; Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit & Cloosters, 2015;
Hirsch, Becker & Nünighoff, 2018.
24
  WENRA, 2017; The Council of the European Union, 2014.


                                                             23


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Dafür muss nachgewiesen werden, dass sämtliche Szenarien, die zu derartigen Frei-
setzungen führen, praktisch ausgeschlossen werden können. Praktisch ausgeschlos-
sen bedeutet: solche Unfallszenarien sind entweder physikalisch unmöglich oder sie
sind mit hoher Zuverlässigkeit äußerst unwahrscheinlich. Meist wird versucht, die
Nachweise über das zweite dieser Kriterien zu führen. Für diesen Fall des Nachwei-
ses nach dem zweiten Kriterium („mit hoher Zuverlässigkeit äußerst unwahrschein-
lich“) muss dieser sowohl deterministische als auch probabilistische Anforderungen
            25
erfüllen.

1.2.3     Möglichkeiten                         und              Grenzen                   probabilistischer

          Sicherheitsanalysen

Befürworter der Kernenergie argumentieren häufig mit Wahrscheinlichkeiten, um zu
belegen, dass die Risiken der Kernenergie gering sind, keinesfalls aber höher als die
anderen Formen der Elektrizitätserzeugung. Dies bezieht sich insbesondere auf den
Vergleich mit fossilen Energieträgern wie Kohle, die pro Megawattstunde erzeugtem
                                                                                     26
Strom mehr statistische Todesfälle zur Folge haben soll.                                 Auch das “Technical as-
sessment of nuclear energy“ des Joint Research Centre der Europäischen Kommis-
sion beruft sich auf Ergebnisse von sogenannten probabilistischen Sicherheitsanaly-
               27
sen (PSA).        Diesen Analysen und den damit verbundenen probabilistischen Anfor-
derungen kommt somit eine zentrale Rolle in der Diskussion um die Kernenergie zu.

Eine PSA ist gemäß der Definition der Internationalen Atomenergie-Organisation
(IAEO) eine umfassende, strukturierte Vorgehensweise zur Identifizierung von Ver-
sagens-Szenarien und deren Folgen, die ein konzeptionelles und mathematisches
                                                                                                                       28
Werkzeug zur Ableitung numerischer Schätzwerte für das Risiko darstellen soll.                                            In
der Folge wird erörtert, inwieweit dieser Anspruch zutreffend ist.

Der wichtigste Nutzen einer PSA besteht darin, Schwachstellen einer Anlage zu er-
                                                                                        29
kennen und daraus ein Verbesserungspotenzial abzuleiten.                                   Die in einer PSA ermit-
telten Eintrittswahrscheinlichkeiten von Unfällen sowie die damit verbundenen Frei-
setzungen dagegen sind wenig belastbar, weil die Schätzungen notwendigerweise
                                                                                                          30
mit einem hohen Maß an subjektiven Einschätzungen verbunden sind.                                            Die Ergeb-
nisse mögen darstellen, dass große Freisetzungen äußerst unwahrscheinlich sind –
die Zuverlässigkeit derartiger Aussagen ist jedoch nicht hoch. PSA können die Reali-
tät nicht vollständig abbilden, und es ist aus heutiger Sicht offen, in welchem Ausmaß
die Zuverlässigkeit tatsächlich gesteigert werden kann. U. a. zeigen die tatsächlich


25
  Deterministische Anforderungen sind Festlegungen, welche sich auf die Auslegung der Anlage, Maßnah-
men zur Beherrschung von Unfällen, Analysen von Unfallabläufen und ähnlichem beziehen. Probabilistische
Anforderungen beziehen sich auf die Unterschreitung quantitativ festgelegter Unfallwahrscheinlichkeiten
(RHWG, 2019).
26
  ourworldindata.org/grapher/death-rates-from-energy-production-per-twh (zuletzt geprüft am 29.9.2021).
27
  JRC, 2021, S. 175.
28
  IAEA, 2019, S. 7 (Es gibt drei PSA-Stufen: PSA Level 1 analysiert Unfallabläufe, die zur Kernschmelze führen
können. Level 2 baut auf den Ergebnissen von Level 1 auf und ermittelt das Verhalten des Sicherheitsein-
schlusses (Containment) sowie die resultierenden radioaktiven Freisetzungen bei Kernschmelzunfällen. In
Level 3 werden die radiologischen Folgen ermittelt.).
29
  Bundesamt für Strahlenschutz (BfS), 2005.
30
  Hirsch & Indradiningrat, 2012; Pistner, Englert, & Wealer, 2021.



                                                             24


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



aufgetretenen Ereignisse in Kernkraftwerken die Grenzen von PSA. So können etwa
komplexes menschliches Fehlverhalten, gemeinsam verursachte Ausfälle oder Alte-
rungsvorgänge in derartigen Studien nur unvollkommen erfasst werden, weitere
Faktoren überhaupt nicht, wie zum Beispiel neue, bisher unbekannte physikalische
und    chemische         Phänomene           (etwa     Korrosionserscheinungen                 beim     Einsatz      neuer
Werkstoffe oder Ansammlung von Wasserstoffgas an unerwarteten Stellen) sowie
unerwartete Ereignisse. Ferner ist es unmöglich, Terror- oder Sabotagehandlungen
in PSA zu berücksichtigen.

Im Jahrzehnt vor dem Fukushima-Unfall 2011 traten Ereignisse ein, die in dieser
Form nicht vorhergesehen, und daher in PSA nicht berücksichtigt worden waren.
Einige hatten das Potenzial zu Unfällen mit frühen und/oder großen Freisetzungen
zu führen, aber glückliche Zufälle haben dies verhindert:
–   Davis     Besse     (USA)    1999 – 2002         – Mangelhafte          Sicherheitskultur:          Korrosion       des
    Reaktordruckbehälterdeckels blieb unbemerkt, bis die Restwandstärke fast nur
    noch aus Plattierung bestand. Diese war nicht dafür ausgelegt, dem Innendruck
                          31
    standzuhalten.
–   Forsmark (Schweden) 2006 – Ausfall der Gleich- und Wechselrichter in zwei von
    insgesamt vier Notstromanlagen während eines Störfalls. Ursache waren ungüns-
    tig gesetzte Schutzkriterien bei allen vier Strängen. Es war reiner Zufall, dass zwei
                                       32
    Stränge nicht ausfielen.
–   Biblis (Deutschland) 2006 – Mängel an der Schnittstelle von Anlagen- und Bau-
    technik: In beiden Blöcken waren insgesamt 7 500 Dübel fehlerhaft montiert, mit
    denen      u. a.   sicherheitstechnisch            wichtige       Rohrleitungen          befestigt      waren.      Die
    Dübelverbindungen waren 2002 nachgerüstet worden, um die seismische Wider-
                                                                            33
    standsfähigkeit des Kernkraftwerks zu erhöhen.
–   Cruas (Frankreich) 2009 – unvorhergesehene Einwirkung von außen: Schnell
    ansteigender Wasserstand der Rhône führte dazu, dass eine große Menge von
    Wasserpflanzen in die Einlaufbauwerke des Kernkraftwerks gespült wurde. In
    einem der vier Blöcke kam es zu Totalausfall der Kühlwasserversorgung, in zwei
                                                                                                           34
    weiteren zum Teilausfall. Es war Zufall, dass kein Totalausfall eintrat.

All diese Ereignisse wurden nachträglich genau analysiert, und haben den Erfah-
rungsschatz erweitert. Das ändert aber nichts daran, dass unvorhergesehene Ereig-
                                                                                                                           35
nisse und Fehlerketten weiterhin möglich und infolge der Komplexität der Systeme
auch nicht auszuschließen sind.

1.2.4 Alterung von Kernkraftwerken

Bei einer Laufzeitverlängerung, also der Verlängerung der Betriebszeit älterer Kern-
kraftwerke, die über die bei der Genehmigung geplante Betriebszeit hinaus geht,


31
  Office of Nuclear Reactor Regulation U.S. Nuclear Regulatory Commission, 2014.
32
  Eidgenössische Kommission für die Sicherheit von Kernanlagen, 2007.
33
  energie-chronik.eu/061006.htm         (zuletzt geprüft    am 29.09.2021)      bzw. Wealer,    von   Hirschhausen,    et al.
(2021).
34
  Hirsch & Indradiningrat, 2012.
35
  Perrow, 1992.



                                                             25


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                                                                            36
können sich die Sicherheitsproblem verschärfen.                                 Die Wahrscheinlichkeit, dass un-
erwartete Probleme auftauchen, steigt, weil herstellungsbedingte Fehler erst durch
neue Prüftechniken entdeckt werden (wie im Falle von Doel-3/Tihange-2 in Belgien),
Alterungsphänomene                 oder      nicht     berücksichtigte           Extremwetterereignisse                 auftre-
      37
ten.     Durch ein umfassendes Alterungsmanagement soll gewährleistet werden, dass
ein sicherer Betrieb weiterhin möglich ist. Dieses Thema war in den letzten Jahren
Gegenstand erhöhter Aufmerksamkeit. Die EU-Richtlinie 2014/87/EURATOM zur
nuklearen Sicherheit schreibt vor, dass im Abstand von sechs Jahren EU-weite Peer
Reviews zu einem Fragenkomplex der nuklearen Sicherheit durchgeführt werden
          38
sollen.      Der erste dieser Peer Reviews betraf das Alterungsmanagement; es betei-
ligten sich alle 16 EU-Mitglieder, die Kernkraftwerke oder Forschungsreaktoren be-
treiben, sowie Norwegen, die Schweiz und die Ukraine. Im Endbericht wird zusam-
menfassend          betont,      dass     an    den     betrachteten          Kernkraftwerken              keine     größeren
Mängel festgestellt worden wären. Tatsächlich wurden jedoch im Einzelnen durch-
aus verschiedene ernste Probleme identifiziert, etwa bei der Inspektion verdeckter
Rohrleitungen und der Festlegung von Akzeptanzkriterien für die Degradation von
                           39
Betonstrukturen.

Der EU-Peer Review konzentrierte sich auf die physische Alterung von ausgewähl-
ten Strukturen, Systemen und Komponenten. Um ein umfassendes Bild zu erhalten,
müssten allerdings noch zwei weitere Komponenten der Alterung einbezogen wer-
den: Veralten (konzeptionelle und technologische Alterung) sowie Kompetenz- bzw.
Know-how-Verlust durch Ausscheiden von Erfahrungsträgern. Im Zusammenhang
mit der Laufzeitverlängerung gealterter Kernkraftwerke ist weiterhin zu berücksich-
tigen, dass neue Bedrohungsszenarien hinzukommen, die im ursprünglichen Design
der Anlagen beim Bau noch nicht angemessen berücksichtigt werden konnten. (z. B.
                                                                                                               40
Terrorangriffe sowie Natureinwirkungen als Folgen des Klimawandels).

Insgesamt ist davon auszugehen, dass Alterungsprozesse das Risiko von Störungen
und Störfällen erhöhen und insbesondere Laufzeitverlängerungen die Risiken deut-
lich erhöhen. Die ursprünglich vorhandenen Sicherheitsreserven von Kernkraftwer-
ken bauen sich durch Alterung der Anlagen ab, zugleich sind die Möglichkeiten von
                                           41
Nachrüstungen vermindert.                      In der Praxis ist es nicht möglich, physische Alterungs-
vorgänge und die anderen hier genannten Komponenten in umfassender und ange-
messener Form in PSA abzubilden.

1.2.5      Unfälle und Störungen

Seit Beginn der Nutzung der Kernenergie kam es immer wieder zu Störungen mit
teilweise erheblichen Auswirkungen auf Menschen und Umwelt. Zwar sind die als


36
  Laufzeitverlängerungen gehen über die ursprünglich vorgesehene Genehmigungsdauer hinaus. Sie unter-
scheiden sich i. d. R. von Restlaufzeiten, die in Deutschland (und anderswo) für verbleibende Kernkraftwerke
politisch verhandelt werden können.
37
  INRAG et al., 2021.
38
  Rat der Europäischen Union, 2014.
39
  ENSREG, 2018.
40
  INRAG et al., 2021.
41
  INRAG et al., 2021.



                                                                26


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719




katastrophal klassifizierten Unfälle selten, jedoch gibt es eine Vielzahl von Zwischen-
                                                                                                                        42
fällen und von Ereignissen, die nur durch Zufall nicht zu Unfällen geführt haben.

Neben Fukushima ist auch der Unfall im sowjetischen Kernkraftwerk Tschernobyl
von der IAEO als katastrophal klassifiziert (INES-Skala 7). Dort kam es am 26. April
1986 während der Durchführung eines vorgeschriebenen Tests zu einem drasti-

schen Leistungsanstieg, der zur Explosion des Reaktors Nr. 4 und anschließenden,
                                                 43
langanhaltenden Bränden führte.                     Tausende von als „Liquidatoren“ bezeichnete Ar-

beiter wurden bei den Rettungsarbeiten stark verstrahlt. Die entstandene radioak-
tive Wolke breitete sich über die Nord-Ukraine, Weißrussland bis nach Mittel- und
                         44
Westeuropa aus.

Im Kernkraftwerk Three Mile Island in Harrisburg (TMI, Pennsylvania, USA) fielen
1979 zwei Hauptspeisepumpen aus. Durch Bedienungsfehler bei der Reaktorküh-

lung kam es zu einer Teil-Kernschmelze und der Freisetzung großer Mengen radio-
aktiver Gase, das Versagen des Reaktordruckbehälters konnte gerade noch verhin-
                   45
dert werden.

In einer statistischen Analyse von 216 kerntechnischen Zwischenfällen wurde fest-
gestellt, dass es in jeder Dekade seit den 1970er Jahren schwere Unfälle und eine
                                                       46
Vielzahl kleinerer Zwischenfälle gab.                      Dieser Analyse zufolge kommt es, bezogen
auf den weltweiten Kraftwerkspark, mit einer 50-prozentigen Wahrscheinlichkeit
alle 60 bis 150 Jahre zu einem Zwischenfall mit Ausmaßen des Fukushima-Unglücks.

Ein Vorfall wie im US-Kernkraftwerk Three Mile Island bei Harrisburg (Pennsylvania,
USA) würde demnach alle zehn bis 20 Jahre auftreten.

Besonders besorgniserregend ist, dass den Unfällen, Beinahe-Unfällen und Ereignis-
sen dieselben strukturellen Probleme zugrunde liegen, die zwar nicht kernenergie-
spezifisch sind, sondern vielen komplexen, technologischen Systemen inhärent sind,

aber im Bereich der Kernenergie besonders dramatische Auswirkungen haben kön-
      47
nen.      Zu diesen zählen fehlende unabhängige Kontrollen (checks and balances), In-

transparenz, Vertuschung und Geheimhaltung, ökonomische Rücksichten und man-
gelnde Berücksichtigung schwerer Unfälle bei Genehmigungen sowie Fehler in der
                    48
Einschätzung.           Als spezifisch für die Nuklearindustrie wird eine internationale „nuk-
leare Allianz“ beobachtet, deren primäres Interesse nicht Sicherheit, sondern das Ab-
                                                                                 49
wenden von Schaden für die nuklearen Interessen sei.

1.2.6     Fukushima und danach

Dass unerwartete Ereignisse nicht immer mit glücklichen Zufällen verbunden sind,
die das Schlimmste verhindern, zeigte sich im März 2011 im Kernkraftwerk Daiichi



42
  Liebert et al., 2016 bzw. Wealer, von Hirschhausen Christian, et al. (2021).
43
  Müllner, 2016, 57 – 74.
44
  Petryna, 2011.
45
  Walker, 2005.
46
  Wheatley et al., 2017, bzw. zu statistischen Analysen: Rose & Sweeting (2016).
47
  Perrow, 1992.
48
  Kromp & Kromp-Kolb, 2016; NAIIC et al., 2012; Perrow, 1992.
49
  Nucleonics Week, 1991; Renneberg, 2015.



                                                             27


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



in Fukushima. Ein schweres Erdbeben, gefolgt von einem Tsunami, führte zu einer
dreifachen Kernschmelze, verbunden mit großen Freisetzungen von Radioaktivität.

Die Blöcke 1 bis 4 waren gegen eine Tsunamihöhe von ca. 6 m geschützt – auf Basis
von Berechnungen aus 2002, die im Bereich dieser Blöcke eine Höhe von maximal
5,7 m voraussagten. Erneute Untersuchungen in den Jahren 2006 bis 2009 ergaben
eine maximal mögliche Höhe von 9,3 m. Der Jogan-Tsunami im Jahr 869 hatte nach
den Rekonstruktionen noch größere Ausmaße erreicht, doch ist umstritten, inwie-
                                                                                                                     50
weit das als ausreichende Basis zur Vorhersage weiterer Tsunami geeignet ist.                                            Bis
März 2011 wurden noch weitere Auswertungen durchgeführt, die jedoch zu keinen
konkreten Ergebnissen führten: Es wurden jedenfalls keine Maßnahmen ergriffen,
um den Schutz gegen Tsunami zu verbessern. Ähnlich verhält es sich mit den Ausle-
gungswerten für Erdbeben: Es wurden „worst case“-Szenarien nicht berücksichtigt.
Eine wissenschaftliche Studie, die darlegte, dass wesentlich stärkere Erdbeben auf-
treten könnten als angenommen, wurde im Frühjahr 2010 dem zuständigen Head-
quarter of Earthquake Research Promotion übermittelt, erregte auch in japanischen
Medien viel Aufsehen, veranlasste aber weder Kernkraftwerksbetreiber noch die
Aufsichtsbehörde, Maßnahmen – und sei es auch nur zur Information der Bevölke-
                             51
rung – zu ergreifen.

Das tatsächliche Tsunami- Ereignis am 11. März übertraf dann auch noch die neue-
ren Ergebnisse – mit einer Auflaufhöhe von 14 – 15 m direkt im Bereich der Blöcke 1
                                   52
bis 4 des KKW Daiichi.                 Hier waren also zwei Faktoren wirksam, die in PSA nicht
berücksichtigt        werden können:             Zum einen zögerliches                 Handeln beim Umsetzen
neuer Ergebnisse über Gefahren, zum anderen ein Naturereignis, das über die vor-
liegenden Schätzungen hinausging. Es bleibt offen, inwieweit ein rasches Umsetzen
der neuen Ergebnisse den Unfallablauf zumindest abgemildert hätte.

PSA Level 1 und 2 betrachten darüber hinaus jeweils nur einzelne Kernkraftwerks-
blöcke, die gleichzeitige Betroffenheit von zwei oder mehr Blöcken, die wesentlich
höhere       Anforderungen              an    Katastrophenschutzmaßnahmen                         stellen,      war      bis
Fukushima in den Risikoanalysen nicht üblich.

Der Unfall von Fukushima löste internationale Bestrebungen zur Verbesserung der
Sicherheit von Kernkraftwerken aus. Beim EU-Stresstest für Kernkraftwerke im da-
rauffolgenden Jahr wurden Naturereignisse als Auslöser sowie Folgen des Ausfalls
von Sicherheitsfunktionen und Maßnahmen des anlageninternen Notfallschutzes
betrachtet. Besondere Aufmerksamkeit galt Ereignissen bzw. Ereigniskombinatio-
nen, die bisher als zu weit hergeholt galten und daher nicht bzw. nicht systematisch
betrachtet wurden. Der Stresstest, der im Wesentlichen aus einer Selbstevaluierung
der Kernkraftwerksbetreiber zusammen mit den jeweils zuständigen Aufsichtsbe-
hörden bestand, führte zu Einsichten und Empfehlungen zu Nachrüstungen. Aller-
dings verzögerte sich die Umsetzung der Nachrüstungen erheblich. So waren zum



50
  Sugawara et al., 2012.
51
  Okamura, 2012.
52
  Internationale Atomenergie-Organisation, 2015.


                                                             28


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Zeitpunkt des Erscheinens des gegenständlichen Berichts, zehn Jahre nach dem Un-
fall, an manchen Kernkraftwerken wichtige Maßnahmen immer noch nicht umge-
        53
setzt.

Das Grundproblem der nuklearen Sicherheit im Allgemeinen und von PSA im Beson-
deren konnte dadurch nicht gelöst werden – es muss auch weiterhin mit unvorher-
gesehenen Problemen und Abläufen gerechnet werden.

Im Juni 2014 wurde im Kernkraftwerk Leibstadt (Schweiz) festgestellt, dass die Hal-
terungen zweier Feuerlöscher durch wanddurchdringende Bohrungen an der Stahl-
wand des Containments angebracht waren. Diese Halterungen waren 2008 von ex-
ternen Mitarbeitern montiert worden. Das Containment hat in allen Betriebszustän-
den vom Normalbetrieb bis zum schweren Unfall eine wichtige Barrierefunktion
beim Einschluss radioaktiver Stoffe. Dennoch blieb seine Beschädigung fast sechs
Jahre lang unentdeckt. Aus Sicht der schweizerischen Atomaufsichtsbehörde ENSI
zeigt das Vorkommnis bedeutende organisatorische Mängel. ENSI geht aber davon
aus, dass der Einschluss der Schadstoffe dennoch auch unter Störfallbedingungen
                                             54
gewährleistet gewesen wäre.                      Bei einem Kernschmelzunfall wäre jedoch – abhängig
vom Szenario – eine deutliche Erhöhung der radioaktiven Freisetzungen über das
Erwartete hinaus möglich gewesen.

2012 wurde bei Ultraschallprüfungen mit einer neu eingeführten Methode in den
Reaktordruckbehältern der belgischen Kernkraftwerke Doel-3 und Tihange-2 eine
große Anzahl von möglicherweise wasserstoffinduzierten Rissen festgestellt. Nach
umfangreichen weiteren Prüfungen und Analysen kam die belgische Atomaufsichts-
behörde FANC zu dem Schluss, dass es sich um herstellungsbedingte Risse handelte,
für die während des Betriebes kein Wachstum festgestellt worden sei. Laut FANC
konnten alle Sicherheitsbedenken zufriedenstellend gelöst werden; sie autorisierte
die Wiederaufnahme des Betriebes um die Jahreswende 2015/16. Die deutsche Re-
aktorsicherheitskommission stimmte FANC in vielen Punkten zu, wies jedoch darauf
hin, dass die Frage nach einer ausreichenden experimentellen Absicherung der Be-
rechnungsmethoden für Rissfelder noch offen sei und die Konservativität der Re-
                                                              55
chenmethoden nicht nachgewiesen sei.                             Noch weiter in der Kritik geht INRAG, ein
Netzwerk unabhängiger, internationaler Nuklearexpert:innen. Sie betonen, dass ein
Risswachstum während des Betriebs nicht ausgeschlossen werden könne, und kriti-
                                                                                                                             56
sieren die angewandte bruchmechanische Methodik als teilweise nicht validiert.

Es handelt sich hier um ein besonders kritisches Problem. Der Reaktordruckbehälter
eines Leichtwasserreaktors ist das Herzstück der Anlage und enthält den nuklearen
Brennstoff während des Betriebes bei hohem Druck und hoher Temperatur. Versagt
dieser Behälter großflächig, kommt es zu einem schweren Unfall mit großen, früh-
zeitigen Freisetzungen. Die verbleibende technische Ebene der gestaffelten Sicher-
heitsebenen, das Containment, ist für diesen Fall nicht ausgelegt. Die Severe Acci-
dent Management Guides, die letzte Sicherheitsebene, können den schweren Unfall

53
  Hirsch, 2016; Hirsch et al., 2018.
54
  ENSI, 2014a, 2014b.
55
  RSK/ESK-Geschäftsstelle, 2019.
56
  INRAG et al., 2018.



                                                                29


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



mit Freisetzung von Radioaktivität nur mehr verzögern und mildern, aber nicht ver-
hindern. Dennoch durfte die Anlage trotz fundierter fachlicher Zweifel wieder in Be-
trieb gehen.

Die angemessene Berücksichtigung von Naturereignissen bleibt auch nach Fukushi-
ma unzureichend. Bei dem geplanten ungarischen Kernkraftwerk Paks II etwa geht
die ungarische Atomaufsichtsbehörde HAEA davon aus, dass am Standort wesentli-
che Oberflächenverschiebungen durch seismische Ereignisse auf einer Zeitskala von
100 000 Jahren nicht zu erwarten sind. Eine kürzlich veröffentlichte Studie verweist
                                                                                                                           57
hingegen       auf   Verwerfungen,           die   in den     letzten     20 000     Jahren      eingetreten        sind.
Derartige Oberflächenverschiebungen haben das Potenzial, einen Unfall mit großen
und frühzeitigen Freisetzungen hervorzurufen. Ein solcher Unfall müsste gemäß den
derzeitigen        Sicherheitsanforderungen                 praktisch        ausgeschlossen            werden       (siehe
2.2.3). Selbst die Demonstration einer Wahrscheinlichkeit von 1:100 000 pro Jahr
hätte eine Genehmigung ausschließen müssen.

1.2.7     Klimawandel und Risiken

Neben Erdbeben stellen auch andere Naturereignisse wichtige Gefahrenmomente
dar. Diese werden durch den Klimawandel verschärft; es treten Veränderungen in
den meteorologischen Verhältnissen auf, die im Einzelnen nicht immer vorhersehbar
sind.

Die klimatischen Verhältnisse per se stellen – sieht man von einigen extremen Stand-
orten ab – keine Einschränkung für den Einsatz von Kernenergie dar. Probleme kön-
nen aber entstehen, wenn sich die klimatischen Verhältnisse während der Betriebs-
zeit von Kernkraftwerken derart verändern, dass die Genehmigungsvoraussetzun-
gen nicht mehr oder nicht mehr ohne Nachrüstungen erfüllt sind. Von den rund 70
natürlichen und menschengemachten Bedrohungen, die bei der Genehmigung von
Kernkraftwerken zu berücksichtigen sind, können etwa 75 % von Klimaänderungen
                       58
beeinflusst sein          . Der gegenwärtige, menschenverursachte Klimawandel kann die
Sicherheit von Kernkraftwerken durch extreme Wetterereignisse gefährden, die ent-
weder wesentlich häufiger oder in extremerer Form auftreten, als bei der Genehmi-
                                         59
gung angenommen wurde.                       Erhöhte Niederschlagsintensitäten, eventuell kombi-
niert mit unzureichend dimensionierten Rückhaltebecken und Stauräumen, heftige
Gewitter, kleinräumige Wetterereignisse wie Tornados und andere Extremwetter-
phänomene, können einzelne Anlagen betreffen. Großräumige Ereignisse, wie etwa
die Hitzewelle 2003 in Europa, können alle thermischen Kraftwerke, einschließlich
der Kernkraftwerke, in der Region betreffen. Dürren führten zu sinkenden Fluss-
wasserpegeln und nachfolgend Kühlwassermangel, wodurch Kernkraftwerke her-
untergefahren werden müssen. Die Versauerung der Ozeane, häufigere Sandstürme




57
  Decker et al., 2021.
58
  Kastchiev et al., 2007.
59
  WMO World Meteorological Organization et al., 2021


                                                             30


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



und Asche aus Waldbränden können die Lebensdauer von Komponenten beein-
trächtigen; im Fall von Ascheablagerungen auf Transformatoren kommt eine zusätz-
liche Sicherheitskomponente ins Spiel.

Auch Extremereignisse im Umland können indirekt auf die Sicherheit der Kernkraft-
werke      wirken,     wenn      sie   die   Zugänglichkeit          beschränken          (z. B. Waldbrände           oder
Überschwemmungen), die Zuleitung oder Abnahme von Strom betreffen (z. B. Stö-
rung der Hochspannungsleitungen durch umstürzende Bäume), oder wenn sie kas-
kadische Probleme auslösen (z. B. ein Dammbruch stromaufwärts). In Teilen Kanadas
führte z. B. 1998 ungewöhnlicher Eisregen zum mehrtägigen Zusammenbruch des
                   60
Stromnetzes.           Extrem niedrige Temperaturen in Texas im Winter 2021 führten zu
einem mehrtägigen Blackout, der rund 4,5 Millionen Menschen betraf und mehrere
Tage anhielt. Ein Kernkraftwerk musste wegen eingefrorener Wasserpumpen her-
                                  61
untergefahren werden.

Eine weitere besonders gefährliche Wirkung klimabedingter Extremereignisse auf
die Sicherheit der Kernkraftwerke kann durch Beschädigungen des länderübergrei-
fenden Stromnetzes (mit kaskadischer Ausbreitung von Stromausfall) und dadurch
erhöhtem Risiko eines langdauernden und weitreichenden Strom-Blackouts erwach-
sen. Zusätzlich zu den ohnehin bereits katastrophalen Auswirkungen eines derarti-
gen    „Mega“-Blackouts             –   d. h.   kaum      vorstellbares        Fehlen       jeglichen      elektrischen
Stroms aus dem Netz, auf schweizerisch „Strommangellage“ – ist hier mit zusätzli-
chen Verschärfungen durch im betroffenen Gebiet befindliche Kernkraftwerke zu
rechnen, die auf Blackout nach relativ kurzer Zeit von Stunden bis Tagen mit Kern-
schmelze reagieren können. Die meisten Kernkraftwerke würden nach plötzlichem
Netzverlust relativ bald, nach Ausfall der nur kurze Zeit einsetzbaren Diesel-Not-
stromaggregate, langfristige Stromversorgung für ihre Hauptkühlmittelpumpen zur
Nachzerfallswärmeabfuhr (MW-Bereich pro Reaktor) vom dann nicht zur Verfügung
stehenden Stromnetz benötigen. Das resultierende Risiko vielfacher Kernschmelzen
mit Gefahr massiver Radioaktivitätsfreisetzungen wäre dann abhängig von der Zahl
betroffener Kernkraftwerke. Zurückfahren auf Eigenversorgung ist nur einem gerin-
gen Prozentsatz von Reaktoren möglich und bei unerwartetem Netzverlust fraglich.
Dem Eintritt eines weitreichenden und langdauernden Blackouts wird zwar absolut
gesehen nach Meinung mit Netzsicherheit befasster Fachleute zurzeit noch geringe
Wahrscheinlichkeit zugemessen, sie nimmt jedoch zu, wie aus der steigenden Zahl,
der vom Netzüberwachungspersonal erforderlichen „händischen“ Eingriffe ins weit-
                                                                                       62
gehend automatisierte Stromnetz abgeleitet werden kann.

Küstennahe Standorte können durch den Anstieg des Meeresspiegels bedroht sein,
insbesondere wegen extremer Wasserstände bei Stürmen. Bis Ende dieses Jahrhun-
derts muss mit einem Anstieg des Meeresspiegels um 50 bis 90 cm gerechnet wer-
     63                                                                               64
den     , im ungünstigsten Fall sogar mit über 2 m bis 2070.


60
  Francis & Hengeveld, 1998.
61
  Faw, 2021.
62
  Bundesamt für Bevölkerungsschutz (BABS), 2020.
63
  IPCC, 2014a.
64
  Hansen et al., 2016.



                                                             31


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


Die Häufigkeiten seltener Ereignisse werden meist aus Daten der Vergangenheit
mittels statistischer Verfahren abgeleitet; diese Statistiken verlieren aber in Zeiten
des Klimawandels ihre Gültigkeit. Eine verlässliche Abschätzung des Risikos und –
im Falle längerer Laufzeiten – des Nachrüstbedarfes ist schwierig. Bei Laufzeiten und
Laufzeitverlängerungen für Kernkraftwerke von mehreren Jahrzehnten sind die zu
                                                                           65
erwartenden Änderungen jedenfalls bedeutsam.

1.2.8      Ausbreitung von radioaktiven Schadstoffen
Bei einem Unfall können ganze Landstriche stark betroffen sein. Das Risiko, vom ra-
dioaktiven Fallout infolge eines Unfalls in einem Kernkraftwerk betroffen zu sein,
hängt von der Entfernung des Standortes von Kernkraftwerken ab, von deren relati-
ver Sicherheit, Ausmaß und Form möglicher Freisetzungen, sowie von den meteoro-
logischen Verhältnissen, insbesondere der Niederschlagsverteilung zum Zeitpunkt
des Unfalles. Abbildung 1 gibt als Fallbeispiel die kumulierte Bodenbelastung durch
Cäsium (Cs-137) nach einem hypothetischen Unfall im Block 1 des KKW Neckar-
westheim am 5.1.1995 um 23 Uhr wieder – eine Wetterlage, bei welcher die radio-
                                                                                                                                 66
aktive Wolke zunächst nach Norden, dann nach Osten verfrachtet worden wäre.
In diesem konkreten (hypothetischen) Fall wären in Mainz und Wiesbaden Depositi-
                                                              2
onen von über 1000 kBq Cs-137 pro m                             aufgetreten, in Bremen, Hamburg und Kiel
wären die Werte noch deutlich höher gewesen. Nach dem Kernkraftwerksunfall von
                                                                                                             2
Tschernobyl wurde die Bevölkerung aus Zonen mit über 1480 kBq/m                                                ausgesiedelt,
                                     2
bei mehr als 185 kBq/m                  bestand ein Recht auf Aussiedlung.

                                                                    Abbildung          1:      Berechnete          kumulierte
                                                                    Deposition von Cs137 in Bq/m2, verursacht
                                                                    durch einen hypothetischen Unfall im Block 1
                                                                    des KKW Neckarwestheim am 5.1.1995 ab
                                                                              67
                                                                    23 Uhr.












65
  INRAG et al., 2021.
66
  Darstellung der interaktiven Webseite flexrisk.boku.ac.at/en/index.html (Seibert et al., 2013) entnommen.
67
  Der unmittelbare Nahbereich des KKWs ist ausgeblendet, Quelle: flexrisk.boku.ac.at/(zuletzt geprüft am
29.09.2021).


                                                                32


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



                                                                 Abbildung 2:           Berechnete            kumulierte
                                                                 Deposition von Cs137 in Bq/m2, verursacht
                                                                 durch einen hypothetischen Unfall im Block 1
                                                                 des KKW Neckarwestheim am 3.3.1995 ab
                                                                           68
                                                                 20 Uhr.











Als zweites Beispiel (Abbildung 2) ist die Belastungssituation bei dem gleichen hypo-
thetischen Unfall im KKW Neckarwestheim, aber am 3.3.1995 bei einer anderen
Wetterlage dargestellt. Diesmal wäre der Süden Deutschlands und Teile Österreichs
                                                                                                               69
von ähnlich hoher Radioaktivitätsbelastung am Boden betroffen gewesen.

1.2.9     SMR-Reaktorkonzepte („Small Modular Reactors“)
Schon vor der oben genannten EU-Richtlinie, seit den 1990er Jahren, gab es Bemü-
hungen, bestehende Reaktortypen weiterzuentwickeln, um frühzeitige und große
Freisetzungen unwahrscheinlicher zu machen. Die daraus resultierenden Reaktoren
der Generation III, wie z. B. der französische EPR (European Pressurized Water Reac-
tor) oder der russische VVER-1200/V4191, verfügen über einen sogenannten „Core
Catcher“ zur Abmilderung von Kernschmelzunfällen. Dies führte jedoch lediglich zu
begrenzten        Verbesserungen,            die    grundlegenden           Probleme        der    Reaktorsicherheit
                                                             70
bleiben auch bei Generation III bestehen.

In letzter Zeit erfährt das Konzept der SMR („Small Modular Reactors“) größere Auf-
                    71
merksamkeit.           Dabei handelt es sich um Anlagen, deren elektrische Leistung unter
300 MWel liegt. Im Gegensatz zu den Anlagen der Generation III sollen diese einen
qualitativen Sprung bei der Reaktorentwicklung darstellen und ein höheres Sicher-
heitsniveau erreichen. Die überwiegende Mehrzahl davon befindet sich jedoch noch
in der frühen Phase der Konzeptentwicklung, während andere Konzepte bereits eine
sehr lange Entwicklungshistorie aufweisen. Die Bandbreite, der durch den Begriff
SMR erfassten Konzepte ist sehr breit und reicht von wassergekühlten bis hin zu

68
  Der unmittelbare Nahbereich des KKWs ist ausgeblendet, Quelle: flexrisk.boku.ac.at/ (zuletzt geprüft am
29.09.2021).
69
  Die   zugehörigen    Schilddrüsendaten       und   effektiven   Dosen    sowie    weitere   Beispiele   finden   sich   auf
flexrisk.boku.ac.at/.
70
  Hirsch, 2009; Hirsch & Indradiningrat, 2015.
71
  IAEA, 2020a; Christoph Pistner, et al., 2021.


                                                             33


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



andersartigen Konzepten, für die bislang wenig oder keine industrielle Vorerfahrung
vorliegt      (wie     beispielsweise           Hochtemperatur-               oder      Salzschmelze-Reaktorkon-
          72
zepte).

Ein potenzieller sicherheitstechnischer Vorteil gegenüber großen Kraftwerken wäre
ein geringeres radioaktives Inventar pro Reaktor. Jedoch erhöht die hohe Anzahl an
Reaktoren, die für die gleiche Produktionsmenge an elektrischer Leistung notwendig
                                                                      73
ist, das Risiko wiederum um ein Vielfaches.                               Als weiterer sicherheitstechnischer
Vorteil von SMR wird die Möglichkeit genannt, in größerem Umfang als in heutigen
                                                                                                                               74
Kernkraftwerken passive Systeme zur Kühlung der Brennelemente einzusetzen.
Derartige Systeme haben einerseits theoretisch das Potenzial einer Verbesserung
der Sicherheit, da der Verzicht auf aktive Komponenten zu einer höheren Zuverläs-
sigkeit führen kann. Andererseits bestehen bei passiven Systemen spezifische Her-
                                                        75
ausforderungen und Wissenslücken:
–   Die Ingangsetzung der Systeme muss zuverlässig erfolgen – dies kann angesichts
    schwacher Antriebskräfte problematisch sein.
–   Die Ungewissheiten bei der Analyse der Funktion der Systeme können besonders
    groß sein.
–   Umgebungsbedingungen können besonders starken Einfluss haben; schon kleine
    Änderungen können die Funktion des Systems in Frage stellen.
–   In der Analyse aktiver Systeme bewährte Computermodelle können u. U. nicht
    angewandt werden; neue Modelle müssen erst entwickelt und validiert werden.
–   Das Skalieren von Tests könnte schwieriger sein.
–   Die Möglichkeiten für menschliches Fehlverhalten sind bei passiven Systemen re-
    duziert, jedoch könnten auch die Möglichkeiten für sinnvolles Eingreifen beein-
    trächtigt sein.
–   Passive Systeme stellen neue Anforderungen an PSA (z. B. Häufigkeit des Ausfalls
    eines Phänomens, das zur Ingangsetzung erforderlich ist).
–   Die Erfahrungen mit dem Betrieb passiver Systeme sind begrenzt. Wo sie bisher
    eingesetzt wurden, waren sie oft durch aktive Systeme ergänzt.

Daher kann aufgrund der Eigenschaften der Passivität noch nicht von einer erhöhten
Zuverlässigkeit ausgegangen werden. „Theoretische und experimentelle Nachweise
der tatsächlichen Zuverlässigkeit eines konkreten passiven Nachwärmeabfuhrsys-
tems sind ebenso erforderlich wie detaillierte Analysen der zu unterstellenden Ein-
                                                                                                                          76
satzrandbedingungen bei verschiedenen möglichen Stör- und Unfallszenarien“.



72
  Dieser Abschnitt bezieht sich weitgehend auf die Studie (Pistner, Englert, Küppers, et al., 2021).
73
  Pistner, Englert, Küppers, et al., 2021.
74
  Dieser   Begriff   wird im   internationalen     Rahmen     unterschiedlich     verstanden    und   gebraucht.    Die   in der
WENRA      zusammengeschlossenen           Europäischen     Nuklearaufsichtsbehörden         verstehen     darunter   Systeme,
deren Antriebskraft auf natürlichen Kräften beruht, also auf Schwerkraft, Unterschieden in der Dichte, Wär-
meaustausch u. a. Es ist für sie akzeptabel, wenn zum Ingangsetzen dieser Systeme eine einmalige Zustands-
änderung erforderlich ist, sofern diese nur von gespeicherter Energie abhängt und keine andauernde Funktion
unterstützender Systeme erfordert.
75
  WENRA, 2018.
76
  Pistner, Englert, Küppers, et al., 2021.



                                                               34


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Wird tatsächlich eine große Zahl von SMR-Anlagen realisiert, bedeutet dies auch
eine große Zahl verschiedener Standorte und damit verbundener Transporte. Aktuell
diskutierte SMR-Konzepte sehen eine geplante elektrische Leistung von 1,5 bis 300
Megawatt vor. Im Vergleich dazu: Heutige (neue) Kernkraftwerke verfügen in der
Regel über elektrische Leistungen im Bereich von 1 000 – 1 600 MW und sind somit
um einen Faktor 3 bis 1 000 größer. Bezieht man dies auf den aktuellen Kraftwerks-
park, müssten alleine viele tausend bis zehntausend SMR-Anlagen gebauten werden,
nur um den aktuellen Kraftwerkspark von 400 Reaktoren mit großer Leistung zu er-
           77
setzen.

Die Standorte rücken viel näher an Siedlungsgebiete heran. Proliferation und Einwir-
kungen von außen werden (beispielsweise in Form terroristischen Missbrauchs) zu
noch größeren Problemen, und im Fall eines Unfalles sind wegen der Siedlungsnähe
                                                                    78
möglicherweise mehr Menschen betroffen.                                 Somit ist aus heutiger Sicht von der
Einführung von SMR keine signifikante Verbesserung der Sicherheit zu erwarten.
Dazu kommt, dass auch bei den SMR die Gefahren nicht umfassend und belastbar
zahlenmäßig abgeschätzt werden. Sie erfordern eine Weiterentwicklung der Metho-
                                                                                                                         79
dik der PSA, die grundlegenden Schwächen dieser Analysen bleiben bestehen.

1.3      Gefahren und Probleme der Ver- und Entsorgung

1.3.1     Vom Uranbergwerk zum Brennelement

Unverzichtbar bei der Nutzung der Kernenergie sind Abbau und Aufbereitung von
        80                                                                  81
Uran.       Damit sind zahlreiche Risiken verbunden:                            Der Abbau erfolgt überwiegend
als Tagebau. Untertagebergwerke werden aus wirtschaftlichen Gründen in immer
geringerem Ausmaß genutzt – mit Ausnahme von Reicherz-Bergwerken, die aber
insgesamt nur einen kleinen Anteil an der Produktion haben. Typische Urankonzent-
rationen im Erz liegen im Bereich von 0,03 %, bei Reicherz bis 20 %. Der Trend geht
zu immer ärmeren Erzen (bis 0,01 %). Mit sinkender Konzentration sinkt die Effizienz
                                                                                               82
der Aufarbeitung und der Energiebedarf pro t Uran nimmt zu.

Beim Abbau entstehen große Volumina von Abraum, die an der Oberfläche gelagert
werden und teilweise auch Uran und andere radioaktive Stoffe enthalten. Um den
Jahresbedarf         eines     typischen        Kernkraftwerks           mit    Druckwasserreaktor               und     1 300
MWel Leistung (ca. 30 t Brennstoff) zu decken, fallen mehrere 100 000 t Abraum an.


77
  Steigerwald, 2021.
78
  Pistner, Englert, Küppers, et al., 2021.
79
  Dies trifft analog auch auf Reaktorkonzept der sogenannten „IV. Generation“ zu, an denen ebenfalls seit
mehreren Jahrzehnten gearbeitet wird und die evtl. in einigen Jahrzehnten als Demonstrationsanlagen zur
Verfügung stehen, siehe Pistner & Englert (2017). Eine ökonomische Einordnung von SMR-Konzepten erfolgt
in Abschnitt 2.1.3.2
80
  Theoretisch ist auch Thorium für Kettenreaktionen nutzbar und es liegt in noch höherer Intensität vor als
Uran; jedoch gibt es diesbezüglich bis heute keine industriellen Anwendungen und wird daher hier nicht wei-
terverfolgt.
81
  Diehl, 2016; W. Neumann, 2019). Auch erneuerbare Energien und Speichertechnologien erfordern Roh-
stoffe, deren Abbau mit Gefahren und Umweltzerstörung verbunden sein kann.
82
  Vergleiche den Uran-Atlas mit einer Übersicht über den Uranabbau und die Rolle der Europäischen Union,
siehe BUND (2019).



                                                               35


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Abdeckungen sind erforderlich, um die Umweltauswirkungen durch eindringendes
Wasser, verwehten Staub und das Gas Radon zu reduzieren.

Das Uranerz wird zuerst mechanisch, dann durch nasschemisches Herauslösen auf-
                                                                                                                     83
bereitet. Endprodukt ist Uranerzkonzentrat (U3O8, sogenannter „yellow cake“).                                           Bei
der Aufbereitung fallen Rückstände (sogenannte Tailings) an, die die gesamten Zer-
fallsprodukte des Urans enthalten und ebenfalls beträchtliche Volumina haben – auf
den Jahresbedarf eines Kernkraftwerks entfallen ca. 100 000 t Tailings. Diese weisen
einen hohen Wassergehalt auf und müssen hinter Dämmen gelagert werden. Sobald
sie getrocknet sind, droht das Verwehen von radioaktivem Staub. Abdeckungen oder
Begrünungen können auch hier die Belastung reduzieren, werden aber in manchen
Ländern (z. B. Südafrika) nicht eingesetzt.

Ein Verfahren, das zunehmend genutzt wird und auf das mittlerweile mehr als die
Hälfte der Uran-Produktion entfällt, ist der Lösungsbergbau. In Lagerstätten mit po-
rösem Gestein werden dabei saure oder alkalische Lösungen eingepresst und dann,
beladen mit gelöstem Uran, wieder an die Oberfläche gepumpt. Immer wieder treten
Leckagen auf, z. B. im Januar 2014 in Willow Creek, Wyoming, USA. Auch die Bohr-
löcher stellen, trotz Auskleidung, eine Schwachstelle dar – bei seitlichem Austritt der
                                                                 84
Lösungen wird das Grundwasser gefährdet.

In vielen     Staaten (USA, Kanada,               Deutschland,         Tschechien …)         gibt es     Altlasten      von
historischem Abbau. Einiges spricht dafür, dass die Probleme in Zukunft nicht gerin-
ger werden: Mehrere neue Projekte liegen in Ländern, die bisher keine Erfahrung mit
dem Uranbergbau hatten und daher mit den Risiken nicht vertraut sind – etwa in
                                                        85
Malawi und anderen Ländern Afrikas.

Für Leichtwasserreaktoren und auch die meisten anderen heutigen Reaktortypen ist
der nächste Schritt die Anreicherung im Isotop U-235 von 0,7 % im Natururan auf
etwa 3 – 6 %. Dazu ist es erforderlich, Uran in den gasförmigen Zustand zu überfüh-
ren. Die einzige Uranverbindung, die dafür in Frage kommt, ist Uranhexafluorid (UF6),
das bereits bei einer Temperatur von 56,5 °C aus dem festen direkt in den gasförmi-
gen Zustand übergeht.

Es gibt verschiedene Methoden der Anreicherung. International am weitesten ver-
breitet ist das Gaszentrifugenverfahren. Bei der Herstellung des typischen Jahresbe-
darfs eines Druckwasserreaktors fallen etwa 200 t abgereichertes Uran an. Teilweise
                                                                   86
wird dieses Material der Wiederanreicherung                            zugeführt; es wird auch als Bestand-
teil panzerbrechender Munition eingesetzt. Überwiegend wird es jedoch ohne eine
klare Perspektive der Weiterverwendung zwischengelagert.



83
  Es kommt regelmäßig zu Unfällen. So brachen etwa im Dezember 2013 je ein Laugungstank bei der Rössig-
mine in Namibia, und ein Tank bei der Ranger-Mine in Australien. Schwefelsaurer Erzschlamm ergoss sich auf
die Betriebsgelände.
84
  Alley & Alley, 2013.
85
  NEA & IAEA, 2020.
86
  Von Anreicherung und Wiederanreicherung spricht man in Zusammenhang mit der Erzeugung von Kern-
brennstoff aus Natururan. Wiederaufbereitung umschließt den gesamten Prozess mit den abgebrannten
Brennelementen zu MOX aufbereitet werden



                                                             36


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Das angereicherte UF6 wird in Urandioxid (UO2) umgewandelt, aus dem dann die
Brennelemente für Kernkraftwerke hergestellt werden.

1.3.2     Zwischenlagerung, Wiederaufarbeitung, Abfallströme

Nach dem Einsatz im Reaktor wird der abgebrannte Brennstoff zwischengelagert. In
Europa werden dabei drei Verfahren angewandt – Nasslagerung, Wasserbecken
oder Trockenlagerung in Behältern bzw. Betonblöcken. Der weltweit größte Teil der
abgebrannten Brennelemente lagert derzeit relativ ungeschützt in Abklingbecken
oder in als Zwischenlösung gedachten Nasslagern (zu damit verbundenen Problemen
siehe    Abschnitt       1.2.1).     Die    Behälterlagerung           ist sicherheitstechnisch              vorteilhaft.
Wichtig ist dabei aber ein angemessener Schutz gegen Einwirkungen von außen
durch zwei Barrieren (Behälter und umgebendes Bauwerk) sowie die Sicherstellung
der Integrität der gelagerten Materialien und der Behälter, bis ein Endlager zur Ver-
fügung steht.

Nach der Zwischenlagerung ist der abgebrannte Brennstoff, wenn er nicht zu Pluto-
nium aufgearbeitet wird, hochradioaktiver Abfall und muss konditioniert und endge-
                     87                                                                                      88
lagert werden.          Teilweise wird der Brennstoff auch wiederaufgearbeitet.                                 Die Wie-
deraufarbeitung ist ein komplexes chemisches Verfahren zur Abtrennung von Uran
und Plutonium. Sie ist störanfällig und es entstehen radioaktive Abfälle verschiede-
ner Kategorien: Hochradioaktive Abfälle, deren Gefahrenpotenzial dem des abge-
brannten Brennstoffs vergleichbar ist (und die ebenfalls über längere Zeiträume zwi-
schengelagert werden müssen), verschiedene Arten von mittelradioaktiven Abfällen
sowie auch große Volumina schwachradioaktiver Abfälle. Das rückgewonnene Plu-
tonium wird teilweise in speziellen Brennelementen (Mischoxid, MOX) wieder im Re-
aktor eingesetzt. Die Fertigung von MOX-Brennstoff ist aufwendiger und gefährli-
cher als die von gewöhnlichem Uranbrennstoff. Abgebrannter MOX-Brennstoff ist
toxischer als abgebrannter U-Brennstoff und für nochmalige Wiederaufarbeitung
kaum geeignet. Aufgrund der technischen Probleme sowie auch der hohen Kosten
ist das Volumen ziviler Wiederaufarbeitung und damit auch die MOX-Herstellung
international immer weniger genutzt. Der Betrieb der Wiederaufarbeitungsanlage
THORP in Großbritannien wurde 2018 beendet. Derzeit betreiben lediglich Frank-
reich und Russland Aufbereitungsanlagen; die japanische Anlage ist noch nicht in
Betrieb und China versucht, sich durch den Bau von eigenen Anlagen auch in diesem
                                                    89
Technologiesegment zu platzieren.

Seit einigen Jahrzehnten werden erhebliche Mittel für die Forschung zur Trennung
und    Umwandlung            (Partitioning       and    Transmutation,           P&T)     von    Radionukliden          aus
hochradioaktivem Abfall aufgewandt. Dabei sollen langlebige Nuklide in stabile oder
kurzlebige umgewandelt werden. Das ursprüngliche Ziel war, damit die Endlagerung
hochradioaktiver Abfälle zu reduzieren. Nach mehreren Jahrzehnten Forschung ist
inzwischen ist klar, dass dieses Ziel nicht erreicht werden kann. Die Prozesse sind


87
  Brunnengräber, 2016b, 29 – 33.
88
  von Hippel et al., 2019.
89
  Siehe   von Hippel    et al. (2019)    sowie   fissilematerials.org/blog/2021/03/china_starts_construction.html
(zuletzt geprüft am 29.09.2021).


                                                             37


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



zwar theoretisch bekannt, aber nicht großtechnisch umsetzbar, die Zeiträume stre-
cken sich über mehrere Jahrhunderte, die Kosten sind nicht abschätzbar und der
                                                                                                                 90
Prozess produziert seinerseits zusätzliche Mengen an radioaktivem Abfall.                                           Darüber
hinaus ist durch die Abtrennung von Plutonium und der Gefahr der Proliferation von
einer Erhöhung des Gefahrenpotenzials der Kernenergie durch die Nutzung von P&T
                   91
auszugehen.

Neben Abraum und Tailings, dem abgebrannten Brennstoff und ggf. den Abfällen
aus Wiederaufarbeitung und MOX-Fertigung entstehen an allen Schritten der Ver-
und Entsorgung noch weitere Abfallströme. Bedeutsam sind dabei die mittel- und
                                                                                                             3
schwachradioaktiven Betriebsabfälle der Kernkraftwerke, etwa 200 m                                             pro Jahr bei
einem Druckwasserreaktor.

Auch beim Abriss von Kernkraftwerken entstehen Abfälle. Von insgesamt etwa
600 000 t Abrissmaterial bei einem Druckwasserreaktor sind etwa 50 000 t radioak-
tiv kontaminiert. Etwa 10 % davon werden in Deutschland als radioaktive Abfälle be-
handelt, der Rest kann theoretisch für anderweitige Verwendung freigegeben wer-
      92
den.

1.3.3     Transporte radioaktiver Stoffe

Die verschiedenen Anlagen im System der Kernenergienutzung befinden sich i. A.
nicht am gleichen Standort. Dies betrifft Erzaufbereitung, Brennelementfertigung,
teilweise Zwischenlagerung und Abfallkonditionierung, sowie Endlagerung schwach-
radioaktiver Abfälle. Auch die Konversionsanlagen, in denen das aus dem Erz gewon-
nen U3O8 in Uranhexafluorid (UF6), bzw. dieses nach der Anreicherung in Uranoxid
(UO2) umgewandelt werden, befinden sich meistens nicht am gleichen Standort wie
die Anreicherungsanlagen. So wird Uran zur Wiederanreicherung aus der Europäi-
schen Union nach Russland transportiert.

Somit ist zum Betrieb von Kernkraftwerken ein umfangreiches Netzwerk von Trans-
                                                                                                            93
porten radioaktiver Stoffe erforderlich. Diese umfassen insbesondere:
–   Uran in verschiedenen chemischen Verbindungen und Anteilen von U-235 (ein-
    schließlich UF6)
–   unbestrahlte und bestrahlte Uran- und MOX-Brennelemente
–   verschiedene Kategorien hoch-, mittel- und schwachradioaktiver Abfälle
–   Abfälle vom Abriss von Kernkraftwerken, u. a. Großkomponenten

Besonders hohes Gefahrenpotenzial haben die Transporte von Uranhexafluorid. Die
Transportbehälter können bei schweren Unfällen versagen. Uranhexafluorid ist che-
misch und radiologisch hochtoxisch. Bei Freisetzungen reagiert es mit dem Wasser-
dampf der Luft. Dabei bildet sich Fluorwasserstoff (HF), eine der gefährlichsten und
giftigsten Substanzen, die es gibt. Bei Menschen in der Nähe des Unfallortes können


90
  Frieß et al., 2021, S. 202; Pigford & Rassmusen, 1996.
91
  Frieß et al., 2021; Kreusch et al., 2019.
92
  Allerdings ist in einigen Ländern die Freimessung für die Nutzung von Stoffen außerhalb des Nuklearsektors
noch verboten (Beispielsweise in Frankreich). In vielen Fällen scheitert die Freigabe aber auch an fehlenden
Märkten für die freigegebenen Stoffe. (W. Neumann, 2019; OECD/NEA, 2020).
93
  W. Neumann, 2011.



                                                               38


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



bereits geringe Mengen zu starken Verätzungen bis zum Tod führen. Beim Transport
von Plutoniumoxid (PuO2) oder frischen MOX-Brennstäben könnte z. B. ein Brand in
einem Tunnel zu beträchtlichen Freisetzungen führen. Großes Gefahrenpotenzial
besteht auch beim Transport hochradioaktiver abgebrannter Brennelemente. Diese
sind allerdings im Behälter relativ fest eingebunden, somit sind größere Freisetzun-
gen nur bei einem schweren Unfall mit länger anhaltendem Folgebrand möglich.

Schwach- und mittelradioaktive Abfälle werden in verschiedensten Formen trans-
portiert. Das Freisetzungspotenzial ist daher sehr unterschiedlich. Ein besonderes
Problem der Transporte radioaktiver Stoffe ist ihre weite Verbreitung, und damit
auch die weite Streuung der Gefährdung. Sie werden auf Autobahnen, Bahnstrecken
und auch per Schiff transportiert, über Straßenknoten und Rangierbahnhöfe, durch
Großstädte und Häfen, und über Grenzen. Die Transparenz bzgl. der Routen ist ge-
ring, auch werden zu den Transportwegen nur wenige Angaben veröffentlicht, um
Terroranschläge zu erschweren und Gegendemonstrationen zu verhindern, was aber
nicht immer gelingt.

Zur Bewertung der Strahlenbelastung nach Transportunfällen wird häufig der PSA-
Ansatz gewählt. Die Schwächen dieser Methodik wirken sich hier jedoch ebenso aus
wie bei der Analyse von Kernkraftwerksunfällen (siehe Abschnitt 1.2.3). Die Abläufe
sind z. T. sehr komplex und müssen vereinfacht werden. Üblicherweise werden über
Abschneidekriterien Bedingungen festgelegt, die noch in Betracht gezogen werden
und solche, die als zu unwahrscheinlich betrachtet und daher nicht mehr berücksich-
tigt werden. Dadurch besteht die Gefahr, dass seltene, aber mögliche Ereignisse mit
sehr großen Freisetzungen ausgeblendet werden. Darüber hinaus ist es sehr schwie-
rig, durchgängig ein vollständiges Inventar an radioaktiven Stoffen sowie die Anteile
des   radioaktiven         Inventars       festzulegen,        die   bei   bestimmten          Unfallsequenzen            im
                                                       94
schlimmsten Fall freigesetzt werden.

1.3.4 Endlagerung von hochradioaktiven Abfällen

Die letzte Station des nuklearen Brennstoffes stellt das sog. Endlager dar. Für hoch-
                                                                       95
radioaktive Abfälle aus zivilen Kernkraftwerken                           gibt es ein solches betriebsfähiges
                                        96
Lager weltweit noch nicht.                  Für hochradioaktive Abfälle – die 99 % der Gesamtra-
dioaktivität enthalten – wird international derzeit überwiegend eine Lagerung im tie-
                                                                97
fen   geologischen          Untergrund         angestrebt.           Teilweise      sind,    in   unterschiedlichem
Maße, Vorkehrungen zur Rückholung der Abfälle geplant.

Weltweit werden für hochradioaktive Abfälle drei Gesteinsarten als Wirtsgesteine
in Betracht gezogen: Salz, Ton und kristalline Gesteine wie Granit. In Deutschland



94
  INTAC, 2012.
95
  Für Nuklearabfälle aus militärischen Anlagen wird in den USA das Waste Isolation Pilot Plant (WIPP) in einer
Salzformation in der Nähe von Carlsbad im US-amerikanischen Bundesstaat New Mexico betrieben.
96
  Brunnengräber & Di Nucci, 2019.
97
  Siehe zu der Problematik die Ergebnisse des interdisziplinären Forschungsprojekts ENTRIA (www.irs.uni-
hannover.de/de/forschung/entria/entria/,          zuletzt   geprüft   am    29.09.2021)     sowie   die   Darstellung    von
Länderstudien und Querschnittsthemen in Brunnengräber & Di Nucci (2019); Di Nucci et al. (2015, 2018).



                                                             39


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



kommen dafür potenziell 90 sogenannte Teilgebiete in Frage, die im Laufe der End-
                                                            98
lagersuche weiter untersucht werden.                           Salz war für viele Jahre in Deutschland das
bevorzugte Wirtsgestein. Diese Festlegung wurde mit dem Standortauswahlgesetz
von 2017 aufgegeben, nunmehr werden auch die anderen Gesteinsarten in die
Standortsuche einbezogen.

In den meisten Staaten wird bei der Endlagerung von hochradioaktiven Abfällen ein
sogenannter „Sicherheitsnachweis“ für Zeiträume von 1 Million Jahren und mehr ge-
            99
fordert.       Das bedeutet den nach heutigem Wissensstand bestmöglichen Ausschluss
von Risiken für Millionen Jahre, u. a. die Vermeidung radioaktiver Freisetzungen aus
dem Lager bzw. die Unterschreitung vorgegebener Grenz- oder Richtwerte. Bei Salz
und Ton soll dies primär durch die geologische Barriere gewährleistet werden – er-
gänzt durch geotechnische Barrieren in den Hohlräumen und Zugangswegen. Bei
Granit, der Klüfte aufweist, in denen Grundwasser zirkulieren kann, müssen techni-
sche Barrieren für den Einschluss sorgen. Nach heutigem Kenntnisstand gibt es bei
                                                                                     100
allen drei favorisierten Optionen Vor- und Nachteile.                                     Die Festlegung möglicher
Standorte für die Endlagerung hängt neben naturwissenschaftlichen Kriterien auch
von politischen Auseinandersetzungen, wirtschaftlichen Interessen und unterschied-
                                                                          101
lichen Betroffenheiten im föderalen System ab.

Die Suche nach möglichen Standorten ist kompliziert und sehr langwierig. Frankreich
und die Schweiz erkunden Standorte mit Tonsteinvorkommen. In Schweden und
Finnland werden Standorte in kristallinem Wirtsgesteine erkundet. Eine wichtige
Rolle spielt die Wärmeentwicklung hochradioaktiver Abfälle. Je höher die Tempera-
turen im Endlager, desto komplizierter wird dessen Auslegung und desto höher sind
die Ungewissheiten – dies gilt für alle in Betracht gezogenen Wirtsgesteine.

In manchen Staaten (darunter Deutschland, Frankreich, Schweiz, USA) wird eine zeit-
lich befristete Rückholbarkeit der hochradioaktiven Abfälle vorgesehen, verbunden
mit einem Monitoring des Endlagers. So sollen unvorhergesehene und potenziell ge-
fährliche Entwicklungen frühzeitig erkannt werden und es besteht die Möglichkeit,
im schlimmsten Fall die Abfälle wieder auszulagern. Die Zeiträume, für die eine zu-
verlässige Überwachung durchgeführt werden kann, sind allerdings begrenzt, eben-
so die Zeit, für die eine Rückholung der Abfälle mit vertretbarem Aufwand noch mög-
lich ist. In Deutschland wird Rückholbarkeit lediglich für die Befüllungsphase des
Endlagers vorgesehen. Anschließend soll für 500 Jahre eine Bergung der Behälter
(ungeplantes Herausholen) möglich sein. In der Schweiz soll nach Ende der Einlage-
rung für einen längeren Zeitraum der Zugang ins Lager offengehalten werden, wobei
etwa 100 Jahre vorgesehen sind.

Das Konzept mit Monitoring und Rückholbarkeit weist spezielle Vor- und Nachteile
auf. Positiv fällt ins Gewicht, dass unerwartete Entwicklungen in der ersten Phase
der Endlagerung erkannt werden können und gegengesteuert werden kann. Neue


98
  Eine   Karte   mit   den   Teilgebieten     findet   sich unter:    (www.bge.de/de/endlagersuche/zwischenbericht-
teilgebiete/, zuletzt geprüft am 29.09.2021), bzw. (BGE, 2020b).
99
  Appel et al., 2015.
100
   Siehe für eine Zusammenfassung der Vor- und Nachteile der einzelnen Gesteinsarten BGE (2020a).
101
   Brunnengräber, 2019a, S. 76



                                                                40


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



wissenschaftliche Erkenntnisse können gewonnen werden. Dagegen spricht, dass
Monitoring die Barrieren schwächen und somit die Langzeitsicherheit gefährden
kann. Schadensereignisse wie Wassereinbruch über Schächte werden wahrscheinli-
                                                                                                 102
cher, wenn der Zugang zum Lager länger offengehalten wird.                                             Weiterhin spricht
dagegen, dass bei längerfristiger Rückholbarkeit Plutonium im Endlager in zuneh-
mendem Maße zugänglich wird, da die Strahlung von kurzlebigen Spaltprodukten,
die vor dem Zugriff abschreckt, mit der Zeit abnimmt (auch ziviles Plutonium ist für
den Bau von atomaren Sprengsätzen geeignet).

Letztlich handelt es sich bei der Endlagerung von hochradioaktiven Abfällen aber
nicht um ein rein technisches, sondern ein sozio-technisches Problem, das nur ge-
sellschaftlich ausverhandelt werden (siehe hierzu Abschnitt 4)

1.4      Zivil-militärische Ambivalenz der Kerntechnologie

Die Nutzung der Kernenergie wurzelt in den militärischen wissenschaftlich-techno-
                                                                                       103
logischen Programmen der 1940er und 1950er Jahre.                                           Für die Kernwaffenpro-
gramme waren insbesondere effektive Wege zur Urangewinnung und –bearbeitung,
zur Urananreicherung des spaltbaren Isotops Uran-235 zu entwickeln sowie erste
Kernreaktoren zur Plutoniumproduktion und eine chemische Abtrennung des Pluto-
niums aus abgebranntem hochradioaktivem Uranbrennstoff zu realisieren. Darauf
sollte die Kerntechnologie für „zivile“, d. h. wirtschaftlich nutzbare, nicht-militärische
Zwecke aufbauen, die ab den 1950er Jahren vorbereitet wurde und in den 1970er
und 1980er Jahren zum Bau und zur Inbetriebnahme von mehreren hundert Kern-
kraftwerken in heute etwa 30 Ländern führte.

Die Atomwaffen sind seit 1945 in der Welt. Die entscheidende Voraussetzung für
den Bau von Atomwaffen ist heute der Zugriff auf ausreichende Mengen an atom-
waffenrelevanten Materialien. Das sind insbesondere geeignete Spaltstoffe (wie
hochangereichertes Uran und Plutonium), aber auch fusionsfähiges Tritium (super-
schwerer Wasserstoff). Ihre Produktion wird durch Urananreicherungstechnologien,
durch („Wiederaufarbeitung“ genannte) Abtrenntechnologie aus Reaktorbrennstof-
fen, weitere Abtrennprozeduren oder durch Beschleunigeranlagen ermöglicht. Sol-
che „sensitiven“ oder „Dual-use“-Technologien finden sowohl im militärischen als
auch im zivilen Bereich ihre Anwendung bzw. sind dort erforderlich. Weite Bereiche
der in Kernenergieprogrammen genutzten Nukleartechnologien und Materialien sind
                                                    104
daher zivil-militärisch ambivalent.                       In den letzten zehn Jahren erfolgten acht der
zehn neu in Betrieb genommenen Kernkraftwerke durch Kernwaffenstaaten, bzw.
                                                                                   105
von diesen kontrollierten Firmen in anderen Ländern.                                    Der Zusammenhang der zi-
vilen Kerntechnologieentwicklung und -nutzung mit der andauernden Gefahr der
Kernwaffenverbreitung (nukleare Proliferation) wird seit dem Beginn der Ära der



102
   Kreusch et al., 2019.
103
   Groves, 1983; Lovins & Lovins, 1981.
104
   Liebert, 1991, 2002; Pistner et al., 1999, S. 134 ff..
105
   Schneider et al., 2020.


                                                               41


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



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Kernenergie diskutiert und ist in den 1970er Jahren vertieft worden.                                          Die Fortent-
wicklung von Technologien, die ursprünglich im militärischen Kontext entstanden
sind, hat zur zivilen Nutzung von Nukleartechnologien geführt, diese sind aber selbst
wieder Quelle für militärische Möglichkeiten oder entsprechende technische Optio-
nen geworden. So konnten und können Bestrebungen in Richtung auf Kernwaffen-
besitz oder sogar regelrechte geheime Waffenprogramme unter dem Deckmantel
zivil deklarierter Nuklearprogramme stattfinden. Beispiele betreffen einige der in-
zwischen neun Kernwaffenstaaten, in der Vergangenheit einige europäische Staa-
     107                                                     108
ten       und in jüngerer Zeit auch Libyen                       . Der damalige Generaldirektor der Inter-
nationalen Atomenergieorganisation (IAEO), Mohammed el-Baradei, sprach 2006
darüber hinaus von einer größeren Anzahl nukleartechnisch weit entwickelter „vir-
                                          109
tueller Kernwaffenstaaten“                    , die bereits Zugriff auf sensitive Technologien und
Materialien hätten, um quasi jederzeit in kürzester Zeit Kernwaffenstaaten zu wer-
                                                                                                             110
den, falls die Entscheidung dazu fallen sollte (z. B. in Japan oder Korea).

Als ein wesentliches internationales Instrumentarium, um zumindest die Ausweitung
                                                                                                    111
der   Kernwaffen          besitzenden          Staaten       (horizontale        Proliferation          ) einzudämmen,
wird der Nichtverbreitungsvertrag (NVV) angesehen, der 1970 in Kraft trat und 1995
auf unbegrenzte Zeit verlängert wurde. Unter anderem verpflichten sich darin die
Nichtkernwaffenstaaten, alle ihre kerntechnischen Anlagen, in denen mit sensitiven
Spaltstoffen umgegangen wird, unter Safeguards (Sicherungsmaßnahmen) der IAEO
zu stellen. Die Möglichkeiten und Befugnisse der IAEO gehen allerdings nicht so
weit, dass die intrinsische zivil-militärische Ambivalenz der Kernenergienutzung au-
ßer Kraft gesetzt werden könnte. Das hat auch damit zu tun, dass der Nichtverbrei-
tungsvertrag (NVV) allen Mitgliedsstaaten die Entwicklung der Kernenergie in all ih-
ren Aspekten als „unveräußerliches Recht“ garantiert. Manche Schwachstellen der
Safeguards wurden erkannt und seit 1997 können die Mitgliedsländer auf freiwilliger
Basis der IAEO erweiterte Überwachungsrechte über sogenannte Zusatzprotokolle
zu den Safeguards-Vereinbarungen geben.

Dennoch bleiben fundamentale Probleme. Durch Safeguard-Maßnahmen der IAEO
können nur erfolgte Abzweigungen von Waffenstoff mit hoher Wahrscheinlichkeit
– und dies nur im Nachhinein – entdeckt werden. Die internationale Konstellation
und die politischen Rahmenbedingungen in Mitgliedsländern können sich so ändern,
dass die erhoffte Wirkung von Safeguards, die auf wechselseitiger Kooperation und
Vertrauensbildung unter den Staaten setzen, außer Kraft gesetzt wird. Die einmal



106
   Acheson-Lilienthal, 1946 bzw. Ford Foundation, 1979; Lovins & Lovins, 1981; SIPRI, 1979.
107
   Beispielsweise Schweden, siehe Jonter (2010).
108
   Braut-Hegghammer, 2008.
109
   Als „break-out“-fähig bezeichnet Sholly (2007) Staaten, die innerhalb kürzester Zeit eine größere Zahl von
Kernwaffen herstellen könnten, und zählt dazu Argentinien, Belgien, Brasilien, Deutschland, Iran, Italien,
Japan, Kanada, Niederlande, Schweden, Schweiz, Spanien und die Tschechische Republik. Zu den kernwaf-
fenfähigen Ländern zählt er Armenien, Bulgarien Finnland, Kasachstan, Litauen, Mexiko, Rumänien, Slowakei,
Slowenien, Süd-Korea, die Ukraine und Ungarn. (Sholley & Steven, 2007, 156 – 77).
110
   Interview in Reuters (16.10.2006), zitiert in (Liebert, 2021).
111
   Horizontale Proliferation bezieht sich auf die Ausweitung der Staaten, die Kernwaffen besitzen, vertikale
auf die Weiterentwicklung und Anhäufung von Kernwaffen in diesen Staaten.



                                                               42


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



geschaffenen sensitiven technischen Möglichkeiten, die „unkontrolliert“ zum Kern-
waffenbesitz führen könnten, bleiben dann aber erhalten. So wird immer wieder be-
tont, dass beispielsweise Safeguards ein Mitgliedsland des Nichtverbreitungsvertra-
ges nicht davon abhalten könnten, einen Vorrat an Nuklearwaffenmaterial unter Sa-
feguards anzulegen, um dann später – mit dreimonatiger Kündigungsfrist – den NVV
- Vertrag zu verlassen und dieses Material für ein Waffenprogramm zu verwenden,
                                     112
wie dies Nordkorea tat.

Solche Überlegungen führten in 1970er Jahren zur Entwicklung des Konzepts der
Proliferationsresistenz, mit dem, trotz der intrinsischen zivil-militärischen Ambiva-
lenz, Kernenergienutzung zumindest resistent (robust) gegen eine militärische Nut-
zung gemacht werden sollte. Diese Zielsetzung haben sich seit Beginn dieses Jahr-
hunderts auch internationale Kooperationsprogramme zur Weiterentwicklung der
Kernenergietechnologie zu eigen gemacht (Generation IV International Forum und
das    International         Project      on    Innovative         Nuclear       Reactors        and     Fuel     Cycles      der
          113
IAEO).         Bis heute ist nicht erkennbar, dass in diesem Bereich ernst zu nehmende
technologische Durchbrüche erreicht worden wären. Dem steht gegenüber, dass
eine inzwischen weltweit dominierende und für die Kernenergienutzung nunmehr
unverzichtbare Urananreicherungstechnologie, die Gas-Ultrazentrifuge, keineswegs
proliferationsresistent ist, sondern im Gegenteil als proliferationsförderlich einge-
schätzt werden muss.

Ein weiterer – oft wenig beachteter – Aspekt ist das radiologische Gefahrenpotential
durch Anlagen im Bereich der Kernenergienutzung in kriegerischen Auseinanderset-
zungen oder durch terroristische Angriffe. Während Kernwaffen durch ihre singuläre
Zerstörungskraft in Folge der erzeugten Druckwelle und Hitzeentwicklung gekenn-
zeichnet sind, ist ihre radiologische Wirkung in der Regel um Größenordnungen klei-
ner als beispielsweise das radiologische Katastrophenpotenzial von großen Leis-
tungsreaktoren, dass durch das vorhandene und freisetzbare radiologische Inventar
bestimmt ist. Ein Angriff auf Nuklearanlagen könnte zu massiven Radioaktivitätsfrei-
setzungen führen, die radiologische Folgewirkungen eines Kernwaffeneinsatzes bei
                               114
weitem übertreffen                 . Diese Tatsache hat auch prominente jahrzehntelange Befür-
                                                                                     115
worter der Kernenergie zu einem Umdenken genötigt.

1.5      Zwischenfazit

Kernkraftwerke sind keine konventionellen Stromerzeugungsanlagen, sondern wur-
den als Nebenprodukt militärischer Entwicklungsprogramm gebaut und unterliegen
bis heute der zivil-militärischen Ambivalenz. Eine technische Betrachtung des Sys-
temguts Kernkraft legt eine Vielzahl von nicht vollständig beherrschbaren Risiken
und Unsicherheiten offen. Vor dem Hintergrund zahlreich verfügbarer erneuerbarer



112
   OTA et al., 1993.
113
   Liebert, 2005, 224 – 25.
114
   Die bei der Reaktorkatastrophe in Tschernobyl freigesetzte Radioaktivität liegt um einen Faktor 200 bis
300 höher als die der Bomben von Hiroshima und Nagasaki zusammen.
115
   So Carl-Friedrich von Weizsäcker in seiner Einleitung zu (Meyer-Abich & Schefold, 1986).



                                                                43


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Energiequellen ist Kernkraft zu gefährlich, um in der kommerziellen Energiewirt-
schaft eingesetzt zu werden und eine Rolle bei der Bekämpfung des Klimawandels
zu spielen. Die Gefahren, die von Kernkraftwerken ausgehen, sind außerdem nicht
zuverlässig quantitativ zu ermitteln. Mit Kernkraftwerken zu leben, bedeutet somit
nicht nur, mit der Möglichkeit von katastrophalen Unfällen zu leben, die in Raum und
Zeit sehr weitreichende Auswirkungen haben. Es bedeutet zwangsläufig auch, eine
Gefährdung in Kauf zu nehmen, deren Ausmaß nicht belastbar bestimmt werden
kann. Gefahren für Menschen und Umwelt in den Bereichen der Ver- und Entsor-
gung     (insbes.     Urangewinnung             und     –verarbeitung,          Transport,       Zwischenlagerung,
Endlagerung) machen die Kernkraft zusätzlich für ein nachhaltiges Energiesystem
untauglich. Die Gefahren der Proliferation von kernwaffentauglichem Spaltmaterial
sind erheblich. Besonders schwerwiegend sind die ungelösten Probleme der End-
lagerung, die Sicherheitsbetrachtungen über 1 Million Jahre erfordern. Weitere Pro-
bleme schafft der zivil-militärische Dual-use-Charakter vieler Bereiche der Kerntech-
nologie, der sich bislang technologisch nicht auflösen lässt. Die zivile Nutzung der
Kernenergie trägt daher immer die Gefahr militärischer atomarer Aufrüstung in sich.

2.    Wirtschaftlichkeit

Die weltweite Entwicklung der Kernkraft in den Jahren 2000 bis 2020 weist wei-
testgehend unveränderte Werte der Stromerzeugung auf, von 2 500 TWh im Jahr
2000 zu 2 700 TWh im Jahr 2020. Aufgrund des Anstiegs der gesamten Stromerzeu-
gung reduzierte sich der relative Beitrag der Kernenergie in diesem Zeitraum von
16,7 % auf 10,1 %. Wie im vorigen Abschnitt ausgeführt, entwickelten sich die kom-
merziellen Nutzungen von Kernkraft, u. a. zur Stromerzeugung, erst als Nebenpro-
dukte militärischer Anwendungen, und daher jenseits von strengen Wirtschaftlich-
                    116
keitskriterien.          Dies ist bis heute immer noch der Fall: Entscheidungen für bzw. ge-
gen den Bau von Kernkraftwerken unterliegen einer Vielzahl von Einflüssen und las-
                                                                                              117
sen sich nicht auf eine wirtschaftliche Rationalität reduzieren.                                   Dennoch werden
ökonomische Argumente in der Diskussion um die Kernenergie immer wieder als
                                                 118
möglicher Beweggrund genannt.                        Dieser Abschnitt untersucht daher die betriebs-
wirtschaftliche Perspektive (d. h. Investitionen in die Kernenergie), die energiewirt-
schaftliche Perspektive (d. h. das Zusammenspiel von Kernkraft und anderen Ener-
gieträgern)      sowie      die   gesamtwirtschaftliche             Perspektive         (d. h. unter     Berücksichti-
gung gesamtgesellschaftlicher Nutzen und Kosten). Dabei werden auch unterschied-
liche Zeithorizonte berücksichtigt: i) In der kurzen Frist (einige Jahre) stellt sich die
Frage der vorzeitigen Abschaltung laufender Kernkraftwerke (z. B. wegen fehlender
Wirtschaftlichkeit); ii) in der mittleren Frist (ca. 5 bis 20 Jahre) stellen sich Fragen von
Laufzeitverlängerungen), und iii) in der langen Frist (ca. 30 bis 60 Jahre) stellt sich die
Frage nach Neubauten von Kernkraftwerken. Darüber hinaus muss noch die sehr
lange Frist, d. h. jenseits einer Million von Jahren berücksichtigt werden, in der die
Ewigkeitskosten der Endlagerung anfallen.


116
   Baade, 1958.
117
   von Hirschhausen, 2017.
118
   IEA, 2019 sowie IAEA, 2020b.


                                                             44


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


2.1     Einzelwirtschaftliche (betriebswirtschaftliche) Sicht

2.1.1     Kurzfristig (Betrieb)
Kernkraftwerke zeichnen sich durch hohe Fixkosten, d. h. von der erbrachten Strom-
produktion unabhängige, und relativ geringen variablen Kosten aus. Damit hatten
Kernkraftwerke im laufenden Betrieb früher einen Vorteil gegenüber fossiler Strom-
erzeugung mit deren höheren variablen Kosten. Jedoch ändert sich dieser anschei-
nende Kostenvorteil im Verlauf der Systemtransformation grundsätzlich, da fossile
Stromerzeugung zunehmend von erneuerbaren Energien ersetzt wird, vor allem von
                                                                                                           119
Photovoltaik und Windkraft, die im Betrieb günstiger sind als Kernkraft.                                        Bis dahin
haben bestehende Kernkraftwerke potenziell Vorteile, insbesondere bei hohen bzw.
steigenden CO2-Preisen für fossile Kraftwerke.
Jedoch gilt selbst im heutigen Stromsystem nicht mehr, dass Kernkraftwerke im lau-
fenden Betrieb kostengünstig sind. Dies hängt vor allem damit zusammen, dass die
Betriebskosten          mit   steigendem         Alter    überproportional           ansteigen,       u. a. wegen       der
Fehleranfälligkeit, den Wartungskosten und Ausfallzeiten. Mit dem Erreichen des
Endes der geplanten technischen Laufzeit von 30 bis 40 Jahren tritt immer öfter der
Verlust der betrieblichen Wettbewerbsfähigkeit auf, das heißt die Unfähigkeit, unter
                                                                                                        120
Wettbewerbsbedingungen eine betriebliche Marge zu erwirtschaften.                                            Angesichts
des hohen Alters des weltweiten Kraftwerkspark, welches durchschnittlich bei über
30 Jahren liegt (Abbildung 3), ist mit einer weiteren Verschlechterung der Wettbe-
werbsfähigkeit zu rechnen.










                                                                                               121
Abbildung 3: Entwicklung der Altersstruktur der Kernkraftwerke weltweit.

119
   Agora Energiewende, 2017.
120
   Bradford, 2013; Lovins, 2013; Wealer et al., 2017; vgl. auch Schneider et al., (2020, 2021) für Fallstudien-
material aus Frankreich.
121
   Schneider et al., 2020, S. 55.


                                                             45


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Fehlende Wettbewerbsfähigkeit selbst im Betrieb ist in vielen wettbewerblich orga-
nisierten Strommärkten ein Problem für Kernkraftwerke. Besonders deutlich zeigt
sich dies in den Vereinigten Staaten, dem Land mit dem weltweit größten Kernkraft-
werkpark. Dort sind in den vergangenen Jahren auf der Nachfrageseite die Großhan-
delspreise u. a. aufgrund einer schwachen Nachfrage, niedriger Gaspreise und stei-
gender Anteile erneuerbarer Energien gesunken, während auf der Angebotsseite die
Kosten für den Betrieb und die Wartung alternder Kernkraftwerke gestiegen sind.
Bereits 2017 waren laut einer Studie des MIT (Massachusetts Institute of Techno-
logy) in den USA 35 Kernkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 58 GW unrenta-
    122
bel     . Die Betreiber reagieren mit der Schließung ihrer Anlagen: So gingen zwischen
2009 und 2021 in den Vereinigten Staaten 12 Kernkraftwerke vom Netz, obwohl sie
noch über Laufzeitberechtigungen von weiteren 10 bis 20 Jahren verfügten. Zu-
gleich ist in den USA auch eine Welle an Forderungen nach Subventionen entstan-
den, die u. a. in den Staaten New York und Illinois bereits erfolgreich war. Im Mittel-
                                                                                                        123
punkt steht dabei das Instrument von Zero Emission Credits (ZECs).                                           So zog der
vormalige Kernkraftwerksbetreiber Exelon, nach Einführung der ZECs in New York
und Illinois, angekündigte Außerbetriebnahmen zurück (Kraftwerke Clinton, Quad
Cities, Ginna). Auch in Frankreich sind die Betriebskosten in den letzten Jahren er-
heblich gestiegen. Neben dem Alter der Kraftwerke waren in Frankreich insbeson-
dere die schlechte Leistung der Kraftwerke aufgrund gestiegener Ausfallzeiten, die
                                                                                                124
den geplanten Zeitrahmen überschreiten, besonders kostspielig.

Auch der Klimawandel hat Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der Kernenergie.
Zum Beispiel sorgt der durch den Klimawandel bedingte Anstieg der Wassertempe-
raturen für immer häufigere Ausfälle durch Extremereignisse (wie auch durch Nied-
rigwasser, Überschwemmungen, Tornados) und spezielle Ereignisse wie die uner-
wünschte Ansiedlung von Organismen (biofouling) oder Eisbildung in der Kühlwas-
serzufuhr im Winter. Diese Ereignisse senken den Wirkungsgrad und somit auch den
Ertrag der Kernkraftwerke. In Frankreich, wo der Großteil der Reaktoren mit Fluss-
wasser gekühlt wird, lässt sich das an den Ausfällen in den letzten Jahren beobach-
     125                                                                                                       126
ten.       Besonders hervorzuheben sind die Hitzesommer 2003 und 2019                                              . 2003
sank in einigen Regionen der Wasserstand in den Flüssen so weit ab, dass die Küh-
lung nicht mehr möglich war und Kraftwerke abgeschaltet werden mussten, während
in anderen Regionen die Wassertemperaturen nach dem Abkühlungsprozess die er-
laubten Umweltgrenzen überschritten. Insgesamt erhielten im Hitzesommer 2003
sechs Kernkraftwerke eine solche Ausnahmeregelung von den gesetzlichen Anfor-
derungen und wurden weiterhin betrieben, obwohl die gesetzlichen Grenzwerte
überschritten wurden. Die französischen Kernkraftwerke, die (zu dem Zeitpunkt)
etwa 75 % des französischen Stroms erzeugen, liefen mit stark reduzierter Kapazität.



122
   Haratyk, 2017.
123
   ZECs sind Zahlungen des Staates an Kernkraftwerksbetreiber, welche von der monetären Bewertung der
vermiedenen CO2-Emissionen aus Kohle- und Erdgaskraftwerken abhängen (Luke, 2020).
124
   Schneider et al., 2020.
125
   Schneider et al., 2020.
126
   www.climateforesight.eu/energy/nuclear-power-feeling-the-heat (zuletzt geprüft am 29.09.2021).



                                                             46


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719




Darüber hinaus stieg die Stromnachfrage während der Hitzewelle an, da die Bevöl-
kerung u. a. Klimaanlagen stärker betrieb und aufstellte. Um Energie zu sparen, hat
                                                                                                     127
Frankreich seine Stromexporte um mehr als die Hälfte reduziert.                                           In Frankreich ist
die Tendenz steigend und der Kapazitätsverlust kann kurzfristig über 6 GW oder
                                                                128
10 % der installierten Kapazität betragen.

2.1.2      Mittelfristig (Laufzeitverlängerungen)

2.1.2.1      Laufzeitverlängerungen

Bei einigen Kernkraftwerken stellt sich die Frage, ob Investitionen in eine Verlänge-
rung der ursprünglich geplanten technischen Lebensdauer vorgenommen werden

sollten. Dies wird u. a. von einigen aktuellen Studien als ökonomisch sinnvoll einge-
                                                                                                              129
schätzt, z. B. dem Joint Research Centre der Europäischen Kommission                                              . Auf euro-

päischer Ebene enthält die Fortschreibung der langfristigen EU-Klimaschutzstrategie
(Clean Energy Package) sowie der European Green Deal deutliche Laufzeitverlänge-
            130
rungen.          Auf internationaler Ebene fordert die Internationale Energieagentur, die

Kernenergie mit hohen Subventionen zu unterstützen, um die Laufzeiten der beste-
                                                    131
henden Reaktoren zu verlängern.                          Die aktuell betriebenen Kernkraftwerke sind im
                                                                                                 132
Allgemeinen für eine Laufzeit von 30 bis 40 Jahren ausgelegt.

Laufzeitverlängerungen sind oftmals mit erheblichen technischen Nachrüstungen

verbunden, die teuer sind und die das oben angesprochene Problem technischer Un-
                                       133
sicherheiten verschärfen                   . Darüber hinaus führen Laufzeitverlängerungen auch zu
zusätzlichen radioaktiven Abfällen, für die aus heutiger Perspektive noch keine sau-

bere und gesellschaftlich vertretbare Lösung besteht. Zwar hängen die Kosten von
Laufzeitverlängerungen von den konkreten durchzuführenden Maßnahmen ab und

können stark variieren. Ein wesentlicher Aspekt ist die Einschätzung der Aufsichts-
behörden, welche Maßnahmen erforderlich sind, um auf den neuesten „Stand der
                                 134
Technik“ zu kommen.                   Dabei ist davon auszugehen, dass diese wesentlichen finan-

ziellen Hürden darstellen. So schätzte der Rechnungshof in Frankreich, in dem Land
mit einer weltweit sehr hoch standardisierten Reaktorflotte, dass der Betreiber EDF

bis 2030 bis zu 100 Mrd. € investieren muss, um die Lebensdauer der Reaktorflotte
um 10 Jahre (von 40 auf 50 Jahre) zu verlängern. Dies entspricht mehr als dem Drei-
fachen des Börsenwertes von EDF und im Schnitt 1,7 Mrd. € pro Reaktor oder rund
                                                                                                                        135
1 500 €/kW          Laufzeitverlängerungsinvestitionen,                       bzw.     rund      55 US $/MWh,                 um
diesen 10 weitere Jahre laufen zu lassen. Insgesamt schätzt die IEA die Stromgeste-

hungskosten für Laufzeitverlängerungen von 10 bis 20 Jahren zwischen 40 und
55 US $/MWh ein. Dies entspricht ungefähr den aktuellen Stromgestehungskosten



127
   UNEP, 2003.
128
   Schneider et al., 2021
129
   JRC, 2021.
130
   European Commission, 2019.
131
   IEA, 2019.
132
   INRAG et al., 2021.
133
   Mohr et al., 2014.
134
   INRAG et al., 2021, S. Kapitel 5.3.
135
   IEA, 2019 bzw. Cour des Comptes, 2016, S. 123.



                                                                47


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von erneuerbaren Energien (Abbildung 4). Somit ist durch Laufzeitverlängerungen
gegenüber dem Zubau erneuerbarer Energien kein wirtschaftlicher Vorteil mehr zu
erzielen.

2.1.2.2 Zu unflexibel

Kernkraftwerke werden heute überwiegend in Grundlast eingesetzt und sind daher
typischerweise für Einsatzzeiten von ca. 8000 Stunden je Jahr ausgelegt. Technisch
können Kernkraftwerke für gewisse Zeitspannen Leistungsgradienten von mehreren
Prozent ihrer Nennleistung je Minute fahren, aus wirtschaftlichen Gründen wird
                                                                136
diese Fähigkeit derzeit meist nicht genutzt.                         In einem System mit hohem Anteil re-
generativer Erzeugung können Photovoltaik und Windkraftwerke eine ausreichende
Erzeugung an sehr vielen Stunden im Jahr bereitstellen. Die arbeitsabhängigen Kos-
ten von Photovoltaikanlagen liegen bei null, bei Windkraftanlagen nahe Null. Durch
einen Stillstand trotz ausreichendem Wind können nur für Teile der Anlage War-
tungskosten eingespart werden. Die Materialbelastungen durch die Änderungen der
Windgeschwindigkeit bleiben. Auch Laufwasserkraftwerke und Speicherkraftwerke
haben sehr niedrige arbeitsabhängige Kosten.

Kernkraftwerke stehen daher in der Merit-Order, also der Einsatzreihenfolge der
Kraftwerke, aus wirtschaftlichen Gründen hinter den Erzeugungsanlagen dieser drei
Kraftwerkstypen. Ihre Benutzungsdauer sinkt daher in der mittleren Frist mit stei-
gendem erneuerbaren Ausbau. Damit steigen die Kosten je erzeugter Kilowatt-
stunde stark an. Ein steigender Anteil an erneuerbaren Energien verschlechtert somit
                                                              137
das Geschäftsmodell der Kernkraftwerke.                           Kernkraftwerke werden daher aus wirt-
schaftlichen Gründen nicht im Lastfolgebetrieb eingesetzt, ihre Fähigkeit zur Leis-
tungsänderung wird daher nicht genutzt. Aus wirtschaftlichen Gründen sind Kern-
kraftwerke daher der unflexiblen Erzeugung zuzurechnen.

2.1.2.3 Integrationskosten

In der Diskussion über die Integrationskosten erneuerbarer, variabler Stromerzeu-
gung werden einige dieser Aspekte unter dem Begriff der sogenannten „Systemnut-
                                                                          138
zungskosten“ (utilization cost) zusammengefasst.                               Strittig ist dabei nicht, dass im
Rahmen einer Stromsystemtransformation in Richtung zu Klimaneutralität die Jah-
resauslastung ehemaliger Kraftwerke, die für den Grundlastbetrieb ausgelegt wur-
den, sinkt, was dazu führt, dass bei einem steigenden Anteil variabler Einspeisung
aus Wind und PV erhebliche Systemkosten anfallen. Kontrovers ist dabei die Höhe
der Jahresauslastung, die Zuordnung der Akteure, welche sie verursacht haben, und





136
   Grünwald & Caviezil, 2017; OECD & Nuclear Energy Agency, 2012; darüber hinaus gibt es auch Gründe,
diese Fähigkeit aus Risikobetrachtungen heraus nicht zu nutzen.
137
   Verbruggen & Yurchenko, 2017.
138
   Agora Energiewende, 2015.


                                                             48


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                                         139
wer sie daher tragen sollte.                  Je weniger Systemnutzungskosten bei der Transfor-
mation zur Klimaneutralität anfallen, desto geringer ist der Anteil von Kernkraftwer-
      140
ken.

Die Kernkraftindustrie versucht diese Argumentation zu ihren Gunsten umzudeuten,
indem sie einen Grundlastvorrang für Kernkraftstrom unterstellt und dann die wach-
senden      Netzintegrationskosten,               scheinbar       verursachungsgerecht,               der    steigenden
variablen Einspeisung von Strom aus Wind und Sonne zurechnet. Nur mit einer sol-
chen transformationsresistenten Systemperspektive, bei Ausklammerung sämtlicher
Risiko- und Folgekosten der Kernenergie und bei Annahme vollständig unrealistisch
günstiger      Erzeugungskosten             (3 – 3,5 €Cent/kWh),           gelangt      das   Papier     von    ECR/Re-
new     Europe      (2021)      zur   Schlussfolgerung,            Kernenergie         könne      in Bezug       auf    Kli-
                                                                           141
maneutralität eine „No-Regret“-Option darstellen.

2.1.3     Langfristig (Neubauinvestitionen)

2.1.3.1     Historische Gesamtbaukosten

Das in großen Teilen der Bevölkerung sowie in der Kernkraftwerkswirtschaft selbst
vorhandene Verständnis, Kernkraft sei eine wirtschaftliche Stromerzeugungstech-
nik, speist sich einerseits aus den Hoffnungen der Frühzeit der Kernenergie, die
Technik könne bzw. müsse eines Tages sehr kostengünstig werden, und die auch im
Folgenden regelmäßig wiederholt wurden. So prophezeite einer der ersten Vorsit-
zenden der US-Atomkommission, Lewis L. Strauss bereits 1954, Kernenergie würde
                                                                                                                         142
eines Tages „zu billig sein, um Rechnungen zu verschicken“ („too cheap to meter“).
Zum anderen beruhen bis heute Wirtschaftlichkeitsrechnungen der Kernenergie-
wirtschaft auf sehr optimistischen Kostenprognosen. Die dynamischen Entwicklun-
gen der jeweils anderen Energieträger, wie z. B. Kohle (seit den 1950er Jahren), Erd-
gas (in den 2000er Jahren) bzw. erneuerbaren Energien (seit den 2010er Jahren, vgl.
unten Energiesystemanalyse) wurden dabei systematisch vernachlässigt.

Entgegen dem anfänglichen Optimismus bezüglich potenziell geringer Kosten der
Kernenergie zeichnete sich bereits früh ab, dass die Kernenergie keine Chance auf
                                                                143
ökonomische Wettbewerbsfähigkeit hatte.                              Der ursprüngliche Optimismus bezog
sich auf die Möglichkeit, in sogenannten schnellen Reaktoren („schneller Brüter“) aus
dem knappen Rohstoff Uran große Mengen an Plutonium zu gewinnen; dies hätte



139
   Hennicke et al., 2011.
140
   Dieses Argument gilt auch die für grundlastkonzipierten großen Braunkohlekraftwerke.
141
   Brouwer & Bergkamp, 2021.
142
   L. Strauss, 1954; mit dieser Aussage wollte Strauss angesichts der sich abzeichnenden Kostenexplosionen
der ersten Kernkraftwerke die kommerzielle Seite der im Kalten Krieg aus geostrategischen Interessen ent-
wickelten militärischen Anwendungen, insbesondere die Entwicklung der Wasserstoffbombe, stärken; vgl.
(L. Strauss, 1962, S. Chapter XVI " A New Charter for the Atom-Atoms for Power") sowie für die Wirtschaft-
lichkeitsrechnungen (Baade, 1958, S. insbesondere Kapitel IV „Atomenergie“). Der Leiter des Manhattan En-
gineering District (MED) zur Entwicklung von Atombomben, General Leslie Groves, ging noch 1962 davon
aus, dass die Kernkraft eines Tages doch noch wirtschaftlich werden würde (Groves, 1983, S. 387).
143
   Vgl. hierzu die ausführliche technik-historische Aufarbeitungen in Radkau (1983, 2017); Radkau & Hahn
(2013).



                                                             49


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                                                                                         144
eine nahezu 100-fache Ausnutzung des Urans ermöglicht.                                        Jedoch gelang die kom-
merzielle       Umsetzung           dieses     komplexen           Prozesses        nicht,     sodass       der    erwartete

Sprung zur Serienproduktion ausblieb und bis heute ausgeblieben ist (siehe Ab-
                  145
schnitt 4.4).           Somit wurde der ursprünglich nur als Zwischenlösung vorgesehene
einfache Spaltprozess von Uran-235 in Leichtwasserreaktoren zum weltweiten Stan-

dard, der in den USA vor allem für U-Boot-Antriebe entwickelt worden war. Die
Stromgestehungskosten des ersten kommerziellen US-Kernkraftwerks in Shipping-

port (Pennsylvania) waren 1957 ca. sieben Mal so hoch wie die eines Steinkohle-
                 146
kraftwerks.

Die fehlende Wettbewerbsfähigkeit von Kernkraft ist somit kein neues Phänomen,

sondern begleitet deren kommerzielle Nutzung von der ersten Stunde an. Sowohl in
den USA als auch später in anderen Ländern musste die Ausrüstungs- und Energie-

wirtschaft mit erheblichen Subventionen an die Kernkraft herangeführt werden.
Kein einziger Bau der mehr als 600 seit 1951 errichteten Reaktoren ist mit rein pri-
                                                                                                                              147
vatwirtschaftlichem Kapital und in einem wettbewerblichen Marktumfeld erfolgt.

2.1.3.2 Aktuelle Gesamtbaukosten

Unterschätzt und steigend

Auch im weiteren Verlauf kam es beim Neubau von KKWs seit den 1960er Jahren

nicht zu Kostendegressionen, vielmehr stiegen die Kosten (pro Kilowatt (kW) Leis-
tung) kontinuierlich an. Fehlende Wirtschaftlichkeit und steigende Kosten dominie-
                                                                                  148
ren die kommerzielle Kernkraftwirtschaft bis heute.                                     Die ökonomische Literatur

verwirft die Hypothese, dass die Kernenergie unter anderem dank Diffusion, Skalen-
effekten und positivem Lernen wettbewerbsfähig geworden sei. Der Trend der stei-
                                                                                                                   149
genden und unterschätzten Kapitalkosten wurde bereits früh beobachtet.                                                  In den
USA haben sich zwischen 1970 und 1989 die spezifischen Gesamtbaukosten ver-
                                                                                                      150
fünfzehnfacht, von etwa 1 200 auf mehr als 17 000 US $2018/kW.                                             Auch das fran-
zösische Atomprogramm, das unter besseren institutionellen Rahmenbedingungen
und standardisierter ablief, weist eine Kosteneskalation auf: nach 1990 fertigge-

stellte Blöcke waren 3,5-mal so teuer wie die ersten Reaktoren in den 1970er Jah-
      151
ren.



144
   von Hippel et al., 2019, Kapitel 2: „The Dream“.
145
   Pistner & Englert, 2017; von Hippel et al., 2019.
146
   Mit (umgerechnet) ca. 22 Pfennig1957/kWh (5,19 US-cents1957 /kwh) war Shippingport 1957 wesentlich
teurer als ein Steinkohlekraftwerk mit ca. 3 –  4 Pfennig/kWh (ca. 0,7 –  0,9 US-cents1957 /kwh) (Baade, 1958,
S. 125); diese Kostendifferenz wäre selbst bei sinkenden Kapitalkosten und einem steigenden Wirkungsgrad
der Kernkraft nicht aufzuholen gewesen.
147
   Bradford, 2012; Wealer et al., 2018.
148
   Dieser Abschnitt bezieht sich auf die Anwendung von Kernkraft in marktwirtschaftlichen Systemen, in
denen die verwendeten monetären Größen zu mindestens grob abgeschätzt und auch kontrolliert werden
können; bei (teilweise sehr optimistischen) Aussagen zu Kostenstrukturen z. B. in Russland oder China ist dies
nicht der Fall.
149
   DOE/EIA, 1986; Mooz, 1978, 1979.
150
   Koomey & Hultman, 2007 (Gesamtbaukosten hier als Overnight Construction Cost (OCC) plus Finanzie-
rungskosten).
151
   Grubler, 2010.



                                                               50


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719




Den Trend der Kostensteigerung kann man auch bei den aktuell verfügbaren Reak-
                                             152
toren der dritten Generation                      beobachten. So haben sich die Kostenschätzungen

für den EPR (European Pressurized Water Reactor) des französischen Reaktorher-

stellers    Framatome          fast   versechsfacht,          von    ursprünglichen           2 200 US $2018/kW             auf
                                        153
etwa 12 000 US $2018/kW.                     Die aktuellen Kostenschätzungen für das französische
                                                                                                         154
Bauprojekt Flamanville-3 belaufen sich aktuell auf rund 19,1 Mrd. €.                                          Auch die ge-

schätzten Kosten für das Kernkraft-Neubauprojekt Hinkley Point C in Großbritanni-

en stiegen bereits von 22 Mrd. US $2018 (6 750 US $2018/kW) auf ca. 27 Mrd. US $2018
                                    155
(ca. 8 300 US $2018/kW).                 Die Kosten für den AP1000 von Westinghouse steigen

ebenfalls weiter an, so haben sich die Baukosten am Standort Vogtle in den USA
                                             156
bereits mehr als verfünffacht.                    Bis Ende 2021 wurde noch kein Reaktor der dritten

Generation in einer westlichen Marktwirtschaft fertig gebaut.

Investitionsrechnungen für Kernkraftwerke mit großen Leistungen

                                                                  157                                                158
Die beiden campusweiten Studien des MIT                                und der University of Chicago                     stim-

men darin überein, dass die Kernenergie bereits um die Jahrhundertwende mit Kohle

und Erdgas nicht konkurrenzfähig war – eine Einschätzung, die bis heute gültig
         159
bleibt.       Unter Berücksichtigung der aktuellen Trends bei Kernkraftwerken der drit-

ten Generation zeigt eine Analyse von aktuellen und zukünftigen Kernkraftwerksin-

vestitionen, dass Investitionen in Kernkraftwerke nicht profitabel sind, d. h. die er-

warteten        Kapitalwerte           sind     stark     negativ,       zwischen         minus       fünf     und      minus
                                                                160
10 Mrd. US $2018 pro Kernkraftwerksbau.                              Hauptsächlich sind die hohen Baukos-

ten, einschließlich Kapitalkosten, und unsichere und niedrige Einnahmen die Gründe.

Auch eine Verlängerung der Reaktorlaufzeiten auf 60 Jahre verbessert die Ergeb-

nisse nicht wesentlich. Zudem sind zusätzliche Kosten (Rückbau, Langzeitlagerung)

und die gesellschaftlichen Kosten von Unfällen in diesen Rechnungen nicht berück-

sichtigt.

                                                                                                                 161
Aktuelle Berechnungen von durchschnittlichen Stromgestehungskosten                                                     für die

USA bestätigen die strukturellen Kostennachteile der Kernkraft (Abbildung 4): Wäh-

rend die Kosten der erneuerbaren Energieträger stark sinken, steigen die Kosten von

Strom aus Kernkraft weiter an. Zwar sind die Systemkosten der jeweiligen Techno-

logien nicht berücksichtigt, so z. B. Rückbau, Endlagerung und Versicherungskosten




152
   Die Prototypreaktoren (1950er- und 1960er-Jahre) stellen die erste Reaktorgeneration dar; als zweite Ge-
neration folgten die ersten großen Leistungsreaktoren der 1970er- und 1980er-Jahre; die derzeitig verfüg-
baren und weiterentwickelten Leichtwasserreaktoren sind die dritte Generation. Für mehr Details siehe
Küppers & Pistner (2012).
153
   Thomas, 2010b.
154
   Cour des Comptes, 2020.
155
   Wealer, Bauer, et al., 2021.
156
   Schneider, Froggatt, Hazemann, Katsuta, Lovins, Ramana, Hirschhausen, & Wealer, 2019.
157
   MIT, 2003.
158
   University of Chicago, 2004.
159
   Davis, 2012.
160
   Wealer, Bauer, et al., 2021.
161
   Die Stromgestehungskosten beinhalten die Kapitalkosten, Finanzierungskosten, fixe und variable Kosten,
Brennstoffkosten und setzen diese Kosten in Relation zur Gesamtstromerzeugung.



                                                               51


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


für Kernkraftwerke und Speicher zur zeitlichen Flexibilisierung bei Erneuerbaren. Je-
doch ist angesichts des beschriebenen Trends nicht damit zu rechnen, dass große
                                                                   162
Kernkraftwerke wettbewerbsfähig werden.










                                                                                                                           163
Abbildung 4: Stromgestehungskosten verschiedener Erzeugungstechnologien (2009 – 2020).

Investitionen in SMR-Konzepte
Auch Investitionen in die sog. SMR sind marktwirtschaftlich uninteressant, da Bau-
und Betriebskosten pro Einheit der Stromerzeugungskapazität bei SMR-Anlagen hö-
                                                                                                                             164
her sind als bei großen Kraftwerken und Strom aus SMR-Anlagen somit teurer ist.
Bei den aktuell am weitesten fortgeschrittenen SMR-Konzepten kann man bereits
                                                                                                                             165
den Trend der unterschätzten Baukosten in der Kernenergieindustrie beobachten:
–   So stiegen die Kosten für den chinesischen Versuchsreaktor CEFR von geplanten
    1 210 US $/kWe auf 19 357 US $/kWe,
–   die Baukosten für den russischen KLT-40S, der 2020 in Betrieb ging („Akademik
    Lomonossov“),            wurden        ursprünglich          auf    2 428 US $/kWe              geschätzt.        Aktuell
    belaufen sich die Kostenschätzungen zwischen 10 500 – 14 000 US $/kWe,
–   beim      argentinischen          CAREM         stiegen       die   Kosten       von     ursprünglich         geplanten
    1 388 US $/kWe auf 14 000 US $/kWe (der Reaktor ist noch im Bau).
Bei den SMR-Konzepten geht der Skaleneffekt der Großreaktoren verloren. Jedoch
wird oft postuliert, dass dieser durch Kostenersparnisse durch Modularität überkom-
pensiert werden soll. Modularität kann theoretisch sowohl im standardisierten Bau
von Reaktoren als auch in der Massenproduktion von Komponenten bestehen. Je-


162
   Diese Einschätzung wird auch in der Energiewirtschaft weitgehend geteilt. Vgl. die Einschätzung von RWE-
Vorstandsvorsitzender Schmitz: [Der Neubau von Kernkraftwerken, von Autoren zugefügt] „( …) ist ganz un-
abhängig von der immer noch nicht geklärten Entsorgungsfrage schon wirtschaftlich völliger Unsinn. Warum
soll man Milliarden Euro in eine Technologie investieren, bei der die Kilowattstunde Strom mindestens zehn
Cent    kostet,   wenn     es   mit   Windkraft     schon     für vier    Cent    geht?    Das    leuchtet    mir   nicht   ein.“
www.spiegel.de/wirtschaft/unternehmen/rolf-martin-schmitz-rwe-ueber-kohleausstieg-irgendwann-reicht-
es-mir-jedenfalls-a-00000000-0002-0001-0000-000169122953, (zuletzt geprüft am 29.09.2021).
163
   Lazard, 2020.
164
   Ramana, 2021.
165
   Pistner, Englert, Küppers, et al., 2021.


                                                               52


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



doch sind signifikante Kostenersparnisse aufgrund stärkerer Modularität in den ver-
gangenen Reaktorentwicklungen nicht zu beobachten und auch für die Zukunft nicht
zu erwarten. Eine im Rahmen eines Gutachtens für das Bundesamt für die Sicherheit
der nuklearen Entsorgung durchgeführte Produktionskostenrechnung „unter Be-
rücksichtigung von Skalen-, Massen- und Lerneffekten aus der Atomindustrie legt
nahe, dass im Mittel dreitausend SMR produziert werden müssten, bevor sich der
Einstieg in die SMR-Produktion lohnen würde. Es ist somit nicht zu erwarten, dass
der strukturelle Kostennachteil von Reaktoren mit kleiner Leistung durch Lern- bzw.
                                                                  166
Masseneffekte kompensiert werden kann.“

2.2      Kosten für Rückbau und Endlagerung

2.2.1     Rückbau

Der Rückbau von Reaktoren ist ein wichtiges Element der Produktionskette eines
Kernkraftwerks, dessen technische und finanzielle Herausforderungen immer noch
weitgehend unterschätzt werden. Rund 60 % der abgeschalteten Reaktoren befin-
den sich in Europa (90 in Westeuropa und 23 in Mittel- und Osteuropa), gefolgt von
Nordamerika (44 Reaktoren) und Asien (32 Reaktoren). Mitte 2020 befanden sich
                                                                                                       167
weltweit 169 Reaktoren in verschiedensten Phasen des Rückbaus.                                              Insgesamt ha-
ben jedoch nur 20 Reaktoren den Rückbau technisch abgeschlossen. Diese Reakto-
ren verfügen kumuliert über eine Kapazität von rund 6 GW. Somit handelt es sich
um ältere Kernkraftwerke mit geringen Leistungen oder Demonstrationsreaktoren.
Ein „klassisches Kernkraftwerk“, also ein Leistungsreaktor mit über 1 Gigawatt an
elektrischer Kapazität und 40 Jahre Betriebsdauer, wurde bisher weltweit noch nicht
vollständig rückgebaut. Von den 20 Rückbauprojekten wurden wiederum nur die
Hälfte der Reaktoren vollständig bis zur grünen Wiese zurückgebaut, das heißt: der
Standort sieht wieder so aus wie vor dem Kraftwerksbau.

Die einzigen Länder, die einzelne Anlagen vollständig zurückgebaut haben, sind die
Vereinigten Staaten (14), Deutschland (5) und Japan (1). Die frühen Kernenergiestaa-
ten Kanada, Frankreich, Russland und U.K. haben keinen einzigen Reaktor vollstän-
dig rückgebaut. Im Gegenteil, anstatt sich dem Rückbauprozess zu stellen überführen
diese Länder größtenteils ihre Anlagen in den langfristigen Einschluss, eine Strategie,
bei der der Rückbaubeginn mehrere Jahrzehnte in die Zukunft verschoben wird.

Zusätzlich zu mangelnder Vorbereitung und technischem Know-how haben Länder
auch mit finanziellen Engpässen bei der Finanzierung des Rückbaus zu kämpfen. Die
begrenzten Erfahrungen aus den wenigen abgeschlossenen Projekten zeigen ein
breites Spektrum an Unsicherheiten bei den Kosten, und zwar bis zu einem Faktor
5. In den USA unterschieden sich die Rückbaukosten zwischen den einzelnen Reak-
toren von 280 US $/kW bis zu 1 500 US $/kW. In Deutschland wurde ein Reaktor
                                                                                         168
mit 1 700 €/kW, ein weiterer mit 9 300 €/kW rückgebaut.                                       Der Gesamtbetrag der


166
   Pistner, Englert, Küppers, et al., 2021.
167
   Dieser Abschnitt beruht im Wesentlichen auf dem „Decommissioning Status Report“ als Teil des „World
Nuclear Industry Status Report“; Details in Schneider, et al. (2018, 2020, 2021; 2019).
168
   Der Welt-Atommüll-Bericht, 2019.


                                                               53


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Mittel, der per Gesetz von den Betreibern angesammelt werden muss, wird anhand
von    Schätzungen          der    Rückbaukosten            berechnet.         Viele    Länder,      wie    Frankreich,
Deutschland und die USA, stützen ihre Schätzungen für Rückbaukosten auf Studien
                                                      169
aus den 1970er und 1980er Jahren.

2.2.2 Endlager

Wie beim Rückbau, trifft die fehlende empirische Unterlegung für Kostenschätzun-
gen umso mehr auf die Endlagerung zu ̶ mit bis dato keinem fertig gebauten tiefen-
                                                                                           170
geologischen Endlager für hochradioaktive Abfälle weltweit.                                     Zusätzlich basieren
die hier existierenden Schätzungen ebenfalls auf veralteten Studien. So basiert die
deutsche Kostenschätzung für das Endlager für wärmeentwickelnde Abfälle bei-
spielsweise immer noch teilweise auf einer extrem groben Schätzung aus dem Jahre
1997 für den früher in Betracht gezogenen Standort Gorleben. Darüber hinaus ist es
fast unmöglich, internationale Kostenschätzungen zu vergleichen. Zum Beispiel la-
gert Frankreich hauptsächlich verglaste Abfälle aus der Wiederaufbereitung ein,
während die Mengen an abgebrannten Brennelementen für die Endlagerung in den
USA sehr viel höher sind als in Deutschland. In Frankreich hat die staatliche Organi-
sation ANDRA die Kosten für die Endlagerung auf 31 Mrd. € geschätzt. In den USA
hat das Energieministerium 2008 die Kosten für das damals geplante Endlager Yucca
Mountain auf ungefähr 96 Mrd. US $ geschätzt. In Deutschland werden die diskon-
tierten Kosten für eine Endlagerung für die 27 000 m³ überwiegend abgebrannter
Kernbrennstoffe auf ungefähr 8,3 Mrd. € geschätzt, die nicht-diskontierten Kosten
belaufen sich auf 51 Mrd. €. 2017 wurden in Deutschland 24,1 Milliarden € für die
Entsorgung (von schwach- und mittelradioaktiven sowie hochradioaktive Abfällen
inkl. Zwischenlagerung) in den sogenannten Fonds zur Finanzierung der kerntechni-
schen Entsorgung („Kenfo“) eingezahlt. Durch entsprechende Kapitalanlagen sollen
die darin zur Verfügung gestellten Mittel bis zum Jahr 2100 auf rund 170 Milliarden
Euro ansteigen. Obwohl Deutschland diesbezüglich im internationalen Vergleich re-
lativ weitgehende Vorkehrungen dafür getroffen hat, dass die Entsorgungskosten
nicht auf zukünftige Generationen abgeschoben werden, ist heute weder absehbar,
ob die avisierten Renditen erreicht werden können, noch ob diese Summen letztend-
                                   171
lich ausreichen werden.                 Letztlich unterliegen alle Kostenschätzungen für die End-
lagerung (dies gilt auch für den Rückbau) hohen Unsicherheiten aufgrund von sehr
langen Zeiträumen, möglichen und oftmals nicht berücksichtigen Kostensteigerun-
gen    und    geschätzten         Diskontierungsraten              (Kapitalbildung         der    Finanzmittel)         und
diese führen in der Tendenz zu einer Unterschätzung der zukünftigen Kosten.






169
   Der Welt-Atommüll-Bericht, 2019.
170
   Dieser Abschnitt beruht im Wesentlichen auf: (Der Welt-Atommüll-Bericht, 2019).
171
   Hirschhausen et al., 2015.


                                                             54


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719




2.3     Energiewirtschaftliche Sicht und

        Energiesystemmodellierung

2.3.1     Vergleich internationaler Energieszenarien

Der Einsatz von Energiesystemmodellen erlaubt es Wissenschaftler:innen anhand
von Szenarien, einen Blick in die Zukunft zu werfen. Modelle helfen dabei, z. B. die
technische Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit unterschiedlicher Transformations-
pfade zu untersuchen und aus den Ergebnissen Empfehlungen für Politik und Ent-
scheidungsträger:innen abzuleiten. Aufgrund der Komplexität und der Vielzahl an
Variablen geht es dabei nicht ausschließlich um die Ermittlung konkreter Zahlen, son-
dern insbesondere um die Ermittlung und den Vergleich unterschiedlicher Lösungs-
wege. Die Rahmenbedingungen und Eingangsvariablen sind dabei wichtige Größen,
welche die zu berechnenden Szenarien entscheidend beeinflussen, und damit auch
               172
Politikum.

Eine Darstellung ausgewählter internationaler Energieszenarien weist ein sehr hete-
rogenes Bild auf (Abbildung 5): Faktisch gibt es zwei Hauptgruppen: i) Szenarien,
welche die Kernkraft auslaufen lassen; ii) Szenarien, die auf einen starken Ausbau
der Kernkraft setzen.

2.3.1.1     Szenarien mit auslaufender Kernkraft

Szenarien mit auslaufender Kernkraft verweisen auf die Risiken der Kernkraft sowie
auf die hohen Kosten, neben schwindendem Rückhalt in der Bevölkerung. Diese
Gruppe besteht aus zwei Untergruppen: Einerseits internationale Nichtregierungs-
organisationen, andererseits unabhängige Forschergruppen, die nachhaltige Ener-
                                     173
giesysteme untersuchen.                   Aktuelle Studien zeigen sehr deutlich auf, dass ein Ener-
giesystem, das vollständig auf erneuerbaren Energien basiert, kosteneffizienter ist
                                                       174
als das gegenwärtige Energiesystem.                        Die Möglichkeit, Kernkraft bis zur Mitte des
Jahrhunderts auslaufen zu lassen, hat schon der Wissenschaftliche Beirat der Bun-
                                                        175
desregierung im Jahr 2003 aufgezeigt.                        Dabei projektierte er einen 66 % Solarener-
gieanteil für das Ende des 21. Jahrhunderts – ein Ergebnis, das in Folge der erhebli-
chen Kostensenkungen in einer Reihe von Schlüsseltechnologien nun für 2050 klar
                                     176
dargestellt werden kann.                 Weitere Arbeiten, die ein weltweites Energiesystem frei
                                                                                                                         177
von fossil-nuklearen Energien untersucht haben, wurden bereits veröffentlicht.
Diese stellen den aktuellen Stand der Erkenntnis in dieser Spezialdisziplin, die von
Bent Sørensen mit der historisch ersten Arbeit zu einem globalen vollständig erneu-
                                                                                      178
erbaren Energiesystem in den 1990ern begründet wurde.


172
   Zum Beispiel der zukünftige Strombedarf, Lastprofile oder Potential und Kosten insbesondere zum Ausbau
von erneuerbaren Energien.
173
   Für internationale Nichtregierungsorganisationen siehe Greenpeace et al. (2015) und WWF (2011); für
unabhängige Forschergruppen siehe Bogdanov et al. (2021) und Teske et al. (2021).
174
   Bogdanov et al., 2019, 2021.
175
   WBGU, 2003.
176
   Bogdanov et al., 2019, 2021.
177
   Breyer et al., 2021; Jacobson et al., 2019; Löffler et al., 2017; Pursiheimo et al., 2019.
178
   Sørensen, 1996.



                                                             55


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Die weltweite Entwicklung der Kernkraft in den Jahren 2000 bis 2020 weist wei-
testgehend unveränderte Werte der Stromerzeugung auf, von 2 586 TWh im Jahr
2000     zu    2 698 TWh         im    Jahr    2020,      mit    einem      Tiefpunkt       nach     Fukushima          von
                                      179
2 461 TWh im Jahr 2012.                    Da die weltweite Stromerzeugung im selben Zeitraum
von 15 477 TWh auf 26 778 TWh zugenommen hat, reduzierte sich der relative Bei-
trag von Kernkraft von 16,7 % auf 10,1 %. Die Entwicklung der Jahre 2000 bis 2020
legt nahe, dass Kernkraft keinen nennenswerten Beitrag zur Treibhausgasemissions-
minderung beitragen wird, da neben den prohibitiv hohen Kosten, inhärenten Sicher-
heitsrisiken auch noch die extrem langen Bauzeiten bei neuen Kernkraftwerken hin-
                 180
zukommen.             Grundsätzlich könnte dieser Trend durch Laufzeitverlängerungen von
Kernkraftwerken abgeschwächt und um ein bis zwei Jahrzehnte verlängert werden,
wobei weitere Investitionen zur Aufrechterhaltung von Sicherheitsstandards not-
wendig sind, die aber die inhärenten Sicherheitsrisiken kaum verändern. Diese Ef-
fekte lassen die relative Bedeutung von Kernkraft kontinuierlich schwinden. Die
zentralen Stromerzeugungstechnologien sind Photovoltaik und Windkraft, welche
zusammen mit den anderen erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien im Jahr
2020 82 % des weltweiten Kapazitätszubaus ausmachen, nicht nur wegen der her-
ausragenden Kosteneffizienz, sondern auch, weil eine sehr schnelle Skalierung zu
sehr hohen Kapazitäten möglich ist, auch wegen sehr kurzer Projektierungs- und
               181
Bauzeiten.

2.3.1.2 Szenarien mit zunehmender Kernkraft

Die Internationale Energieagentur dokumentierte zwar in ihrem World Energy Out-
look 2020, dass Kernkraft inzwischen die teuerste Art der Stromerzeugung bei Neu-
anlagen ist. Dies hält die IEA aber nicht davon ab, in allen ihren Szenarien von einem
deutlichen Zubau von neuen Kernkraftanlagen auszugehen, womit eine mangelnde
                                                                                  182
Kosteneffektivität           aller   IEA-Szenarien          indiziert      wird.        Das     Net-Zero        Emission
2050-Szenario (NZE2050) der IEA steht im Widerspruch zu einem unabhängigen
                                                              183
kostenoptimierten Best Policy Szenario.                            Eine NZE2050-Variation mit weniger
Kernkraft und Kohlenstoffabscheidung von Gas- und Kohlekraftwerken wird darge-
stellt, jedoch wird angegeben, dass damit höhere Kosten für das Energiesystem ver-
bunden wären infolge höherem Speicher- und Ausgleichsbedarfs, was einerseits
nicht detailliert ausgeführt wird, und andererseits mit den Schlussfolgerungen im in
stündlicher Auflösung gerechneten Best Policy Scenario im Widerspruch steht.







179
   IEA, 2002, 2014, 2021.
180
   Schneider et al., 2020 bzw. Kapitel 6.
181
   IRENA, 2021b.
182
   IEA, 2020, 2021.
183
   Bogdanov et al., 2019, 2021.


                                                             56


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                                                                                                                                                     184
Abbildung 5: Projektierte Entwicklung der Elektrizitätserzeugung von Kernkraft in internationalen Energieszenarien.

184
   Quelle: Eigene Darstellung. Die starke Streuung der Stromerzeugung von Kernkraft im Jahr 2020 um die tatsächliche Erzeugung von 2 689 TWh lässt sich durch vier wesent-
liche Effekte erklären: Erstens durch die unterschiedlichen Zeiträume der Studienerstellung, welche zu abweichenden Projektionen führen; zweitens durch die Unsicherheit
bezüglich eines möglichen Weiterbetriebs der nach Fukushima abgeschalteten japanischen Kernkraftwerke; drittens durch die zunehmenden Tendenz, höhere Risiken durch
Laufzeitverlängerungen auch deutlich jenseits der ursprünglichen technischen Auslegung einzugehen; viertens durch die sich regelmäßig verzögernden Bauphasen der gegen-
wärtigen Kernkraftswerksprojekte.

                                                                                                   57


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719




Die drei IEA-Szenarien liegen innerhalb des niedrigen und hohen Kernkraftszenarios
                                                                                                         185
der Internationalen Atomenergieorganisation (IAEO, englisch IAEA).                                            Die IAEO legt

allerdings kein Energieszenario vor und geht in ihrem Ausblick auch nicht auf die
hohen Kosten der Kernkraft ein. Vielmehr geht die IAEO von einer negativen Wir-
kung von variablen erneuerbaren Energien auf die Kernkraft aus und vermutet dies

aufgrund von Subventionen für erneuerbare Energien. Dabei bleibt einerseits uner-
wähnt, dass die erneuerbaren Energien inzwischen die kostengünstigste Form der

Elektrizitätserzeugung sind, und gleichzeitig werden die umfangreichen Subventio-
nen für die Kernkraft nicht thematisiert.

Der Weltenergierat (WEC) projektiert in seinen Szenarien einen Anstieg der Strom-
                                                                       186
erzeugung aus Kernkraft von ca. 60 %-120 %.                                 Jedoch gibt er keine Kostenannah-
men für seine Szenarien an; damit sind keinerlei Aussagen zu Kostenvergleichen

möglich und folglich ist auch eine Diskussion dieser Szenarien unmöglich. Vergleich-
bare Transparenzdefizite sind bei der Internationalen Erneuerbaren Energieagentur
zu konstatieren, die keine Kostenannahmen zu ihrem World Energy Transition Out-
                                      187
look    zugänglich         macht.           Die    Elektrizitätserzeugung               mittels      Kernkraft        soll   laut
IRENA bis 2050 zunehmen, trotz der Risiken und hohen Kosten der Kernkraft.

Der Weltklimarat (IPCC) stellt eine Szenariodatenbank bereit, in welcher sich 1,5 °C-
                                      188
Szenarien finden lassen.                   Die Szenarien speisen sich weitgehend aus integrierten
Klima-Energiemodellen (Integrated Assessment Models, IAMs). Von den drei führen-

den IAMs wurden repräsentative Szenarien ausgewählt, von denen zwei eine mas-
sive Zunahme der Kernkraft um ca. 110 – 150 % annehmen, und ein drittes Szenario,

das nach einer anfänglichen Zunahme in 2050 einen 20 % Rückgang der Kernkrafter-
zeugung projektiert, da in diesem Szenario die Bedeutung von erneuerbaren Ener-
gien stärker betont wird. Die Kostenannahmen der IAMs wurden im Bereich der
                                                       189
Photovoltaik (PV) deutlich kritisiert.                      Hauptkritikpunkt ist, dass selbst für 2050 hö-
here PV-Kosten angenommen werden, als heute in den Märkten üblich sind, was im

Vergleich zu Projektionen von PV-Experten ca. 3- bis  5-fach zu hohe PV-Kosten in
                                      190
IAM-Szenarien indiziert.                   Umgekehrt werden Investitionskosten von Kernkraft bei

IAMs oftmals niedriger angesetzt, als von der IEA mit 6 600 US $/kW für aktuelle
Neubauten angegeben wird. Die Kombination aus stark überschätzten PV-Kosten
und stark unterschätzten Kosten der Kernkraft führt zu einer strukturellen Verzer-
        191
rung.        Die Kostenannahmen der IEA widersprechen zudem der langfristigen Er-
kenntnis, dass neue Kernkraftwerke konsistent höhere Kosten aufweisen als voran-

gegangene           Neubauten:           Dies       wird      durch       tatsächlich         erreichte        Kosten        von
Kernkraftwerksneubauten in Europa und den USA bestätigt (siehe Abschnitt 3.1)
                                                                                192
und wird auch als „negative Lernkurve“ bezeichnet.



185
   IAEA, 2020c.
186
   WEC et al., 2019.
187
   IRENA, 2021a.
188
   IPCC, 2018.
189
   Victoria et al., 2021; Xiao et al., 2021.
190
   Vartiainen et al., 2020.
191
   IEA, 2020; Krey et al., 2019.
192
   Grubler, 2010. Zudem für Europa (Ram et al., 2018) und USA (Lazard, 2020).



                                                                58


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Die Szenarien, die von einem deutlichen Anstieg der Stromerzeugung von Kernkraft
ausgehen, weisen im Regelfall mindestens eines der folgenden Merkmale auf: unre-
alistisch niedrige Investitionskosten für Kernkraft, deutlich veraltete und damit zu
hohe Stromkosten aus Erneuerbarer Energien, und deutlich zu hohe Systemintegra-
tionskosten von Erneuerbaren Energien insbesondere im Bereich Speicherung und
Abregelung, aber auch ein erhebliches Maß an Inkonsistenz und mangelnde Betrach-
tung der industriellen Machbarkeit eines massiven Kernkraftzubaus. Manche Szena-
rien weisen alle vier Merkmale auf, bzw. zeichnen sich durch eine hohe Intransparenz
in den Kostenannahmen auf. Das Shell Sky-Szenario projektiert zum Beispiel eine
Zunahme von ca. 170 % in der Elektrizitätserzeugung von Kernkraftwerken bis 2050
und reiht sich damit ein in Szenarien, welche die Kosteneffektivität nur nachrangig
                        193
berücksichtigen.

Die Szenarien, welche von einem starken Ausbau der Kernkraft ausgehen, projektie-
ren einen Anteil der Kernkraft im Jahr 2050 zwischen 8 % und 14 %. Der relative
Anteil von 14 % wurde in der zweiten Hälfte der 2000er Jahre unterschritten und
befindet sich seither im stetigen Niedergang. Aufgrund der extrem hohen Kosten
von neuen Kernkraftwerken dokumentieren die Szenarien, die von einem Anteil von
8 % bis     14 % der Kernkraft zur              Elektrizitätserzeugung             ausgehen, einen           Mangel an
Wirtschaftlichkeit. Auch ist zu berücksichtigen, dass der Strombedarf insgesamt we-
gen neuer elektrizitätsbasierter Anwendungen, insbesondere Wärmepumpen, Elekt-
romobilität und Wasserstoffelektrolyse stark ansteigen wird. Aufgrund der sehr lan-
gen Bauzeiten von Kernkraftwerken und den bisher bekannten Planungen von Bau-
projekten ist ein gleichbleibender Anteil daher nicht plausibel. In den 2020er Jahren
erreichen alle Staaten der G20 niedrigere Stromgestehungskosten mit Photovoltaik
und Windkraft als mit Kernkraft, Erdgas oder Kohle (Abbildung 4).

Es lässt sich daher festhalten, dass internationale Institutionen konsistent von einem
erheblichen Kapazitätszubau der Kernkraft ausgehen, wobei durchwegs intranspa-
rente Kostenbetrachtungen festzustellen sind, oder – im Falle von Szenarien für den
IPCC – infolge erheblich verzerrter Kostenannahmen keine realistischen Szenarien
im Bereich der Kernkraft erwartet werden können. Sowohl Nichtregierungsorgani-
sationen als auch unabhängige Studien finden jedoch Pfade im Bereich von 100 %
erneuerbarer Energien, in denen die Kernkraft ausläuft. Im Falle von aktuellen Stu-
dien wird eine deutliche Kostensenkung im Stromsektor als Folge einer Energie-
wende hin zu 100 % erneuerbaren Energien aufgezeigt, die sich konsistent bei allen
                                         194
G20-Staaten niederschlägt.                   Das Szenario von Bogdanov u. a. (2021) ist derzeit das
einzig bekannte Szenario für das gesamte Energiesystem, welches die Einhaltung des
                                                          195
1,5 °C-Ziels in der Definition des IPCC                        bei einer weiteren Zunahme der Energie-
dienstleistungen aufzeigt und dabei einen kostenneutralen Pfad beschreibt, welcher
ohne fossile und nukleare Energien im Jahr 2050 auskommt.



193
   Shell International, 2021.
194
   Ram et al., 2018, Bogdanov et al., 2019, 2021.
195
   IPCC, 2018a.


                                                             59


                                               Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719





                                                                                                                                                                                   196
Abbildung 6: Entwicklung der Projektionen der Stromerzeugung von Kernkraft in den World Energy Outlook-Szenarien von 1993 bis 2021.

196
   Quelle: Aufbauend auf Metayer et al. (2015), aktualisiert.
                                                                                                   60


                                               Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719






                                                                                                                                                                           197
Abbildung 7: Entwicklung der Projektionen der Kapazität von Kernkraft in den World Energy Outlook-Szenarien von 1993 bis 2021.


197
   Quelle: Aufbauend auf Metayer et al. (2015), aktualisiert.
                                                                                                   61


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719




2.3.2 Kernkraft Projektionen der IEA von 1993 bis 2021

In den World Energy Outlook-Szenarien (WEO) der IEA ist ein erheblicher Wandel
der Projektionen von Mitte der 1990er bis Mitte der 2010er festzustellen, in dessen
Verlauf zunehmend von einem Zuwachs an Kernkraftkapazitäten ausgegangen wird;
dies läuft den tatsächlichen Entwicklungen zuwider. In den World Energy Outlooks
(WEO)      der    Jahre     1994 – 1996         wurde       die   Entwicklung         der    Kernkraft       bis   zum     Jahr
2010 sehr optimistisch projektiert, sowohl in Bezug auf die Leistung als auch die
produzierte Strommenge (Abbildung 6 und Abbildung 7). In den Jahren 2000 – 2004
wurde aus heutiger Sicht die Entwicklung der Kernkraft weitgehend korrekt abge-
schätzt, d. h. eine Stagnation bzw. ein Rückgang bis 2020 und darüber hinaus. In den
Jahren 2007 – 2014 hat jedoch trotz Fukushima eine „Renaissance“ in den Prognosen
stattgefunden, welche sich in der realen Welt bis heute nicht eingestellt hat. Sie er-
scheint     aus    heutiger       Sicht    auch     unrealistisch.        Aktuelle      WEO-Reports            von     2020 –
 2021 gehen von 480 – 730 GW Kernkraft in 2040 aus. Dies setzt implizit einen er-
heblichen Kernkraftneubau voraus, welcher sich nicht mit konkreten Kernkraftpro-

jekten(siehe Kapitel 4.1) und deren Wettbewerbsfähigkeit begründen lässt.

2.3.3 Energieeffizienz („efficiency first“)

Aus Gründen des unterschiedlichen Wirkungsgrades gehen Effizienzsteigerungen
beim Übergang auf erneuerbare Energien Hand in Hand mit der Energiewende. Die
Substitution von thermischen Kraftwerken führt zu einer erheblichen Zunahme der
Effizienz im Stromsystem, da der durchschnittliche Wirkungsgrad von fossil-nuklea-
                                                      198
ren Kraftwerken bei ca. 35 % liegt.                        Da die erstmalige Entnahme von Energie aus
der Natur den Begriff Primärenergie definiert, stellt die von Photovoltaik, Windkraft
                                                                                                 199
und Wasserkraft erzeugte Elektrizität direkt Primärenergie dar.                                       Kostenoptimierte
Energiesysteme lassen sich mit weniger als 4 % Abregelung von variablen erneuer-
                                          200
baren Energien realisieren.                    Vergleichbare Effizienzgewinne werden sowohl mit
Wärmepumpen ermöglicht als auch mit dem Übergang von Verbrennerfahrzeugen
auf batterieelektrische Fahrzeuge. Dem entgegenlaufend sind synthetische Treib-
stoffe, die mit einem Wirkungsgrad von ca. 50 % Elektrizität, Luft und Wasser zu
synthetischen Treibstoffen umwandeln. In einem integrierten Energiesystem belau-
fen sich beide Effekte auf insgesamt 50 % spezifische Effizienzgewinne im Primär-
energiebedarf beim Übergang des gegenwärtigen fossil-nuklearen Systems hin zu
                                                                               201
sehr hohen Anteilen von erneuerbaren Energien.                                       Effizienzsteigerungen gehen
auch einher mit Fortschritten bei der Kreislaufwirtschaft („Circular Economy“), da
wiederverwendete Materialien weniger Energie im Recycling benötigen als die pri-
märe Materialbereitstellung. Eine quasi geschlossene Kreislaufwirtschaft wird auch
notwendig sein, um ein System von 100 % erneuerbarer Energie global umzusetzen,
welches erhebliche Mengen an Materialien aller Art erfordert.



198
   IAEA, 2020a.
199
   Kraan et al., 2019.
200
   Bogdanov et al., 2021.
201
   Bogdanov et al., 2021.



                                                               62


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Darüber hinaus existieren große unausgeschöpfte Effizienzpotentiale bei der Um-
wandlung von Endenergie in Nutzenergie bzw. in Energiedienstleistungen, insbeson-
dere auch im Gebäudebereich. Zusätzliche Effizienzsteigerungen im Bereich des En-
denergiebedarfs verbessern die Gesamteffizienz des Energiesystems weiter. Um den
Materialeinsatz und die Flächennutzung zu begrenzen und die Akzeptanz für den
notwendigen massiven Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung zu sichern, ist die Aus-
schöpfung der zumeist kosteneffizienten Energie- und Stromsparpotentiale wichtig.
                                                                                                                             202
Die IEA hat folgerichtig die Formel „Energy efficiency is the first fuel“ geprägt.
Dies betrifft alle Stromsparoptionen im Bereich von Querschnittstechnologien (z. B.
elektrische Motoren, Pumpen, Druckluft, Beleuchtung, ICT) aber auch stromspezifi-
schen Produktionsprozessen. Besonders hervorzuheben sind die Energieeffizienz-
steigerungen im Gebäudebereich, um sowohl den Heizbedarf als auch den Kältebe-
darf zu senken. Verlagerungen von Transportleistungen von der Luftfahrt und dem
Straßenverkehr auf schienengebundene Verkehrsträger steigern die Gesamtsyste-
                           203
meffizienz weiter.

2.4      Gesamtwirtschaftliche Betrachtung und ethische Per-
         spektive

Sowohl die einzel- als auch energiewirtschaftliche Sicht ignorieren die negativen ex-
ternen Effekte der Kernkraft, wie das Risiko von nuklearen Unfällen und daraus re-
sultierenden Gesundheits- und andere Schäden, und auch das ungelöste Problem der
Endlagerung nuklearer Abfälle. Aus gesamtwirtschaftlicher Perspektive sind dabei
weitere Aspekte zu berücksichtigen, u. a. die fehlende Versicherbarkeit von Kern-
kraftrisiken sowie ethische Fragen in Zusammenhang mit den Ewigkeitskosten.

2.4.1 Kernkraftrisiken und Versicherbarkeit

Trotz der offensichtlichen Notwendigkeit, die Entwicklung kommerzieller Kernkraft-
werke mit Sicherheitsaspekten zu koordinieren, wurden Fragen der Reaktorsicher-
heit zu Beginn des Kernkraft-Zeitalters getrennt von Fragen der kommerziellen Nut-
                        204
zung diskutiert.            Auch wurden grundlegende Fragen zu den kerntechnischen Risi-
ken durch eine schlichte Sozialisierung der Unfallrisiken verdrängt. Sowohl die Ener-
gie- als auch die Versicherungswirtschaft gingen bei der Entwicklung der kommerzi-
ellen Kernkraft davon aus, dass die wesentlichen Risiken von der Gesellschaft getra-
                                 205
gen werden mussten.                   Dieser Tatbestand ist bis heute gelebte Praxis: Risiken von
Kernkraft werden nicht vollständig versichert, sodass die Haftpflicht der Kernkraft-
werksbetreiber eher symbolischen Charakter trägt. Zwar sind Unfallrisiken während
der Bauphase und Betriebsausfallrisiken versicherbar, nicht jedoch das wesentliche



202
   Motherway, 2019.
203
   Bogdanov et al., 2021.
204
   Dies galt auch in Deutschland, wo bis Mitte der 1960er Jahre die Reaktorsicherheit im Bundeshaushalt
weniger als 1 Prozent der Gesamtausgaben für die Kerntechnik ausmachte. Vergleiche Radkau (1983); siehe
insbesondere Kapitel IV: „Die Enthüllung der Sicherheitsproblematik und die verspätete Reaktion der Gesell-
schaft“.
205
   Radkau, 1983, S. 389.



                                                               63


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



Risiko von Betriebsunfällen und der Schädigung von Mensch und Umwelt durch Ver-
              206
strahlung.         Daher ist eine objektive Bewertung der Risiken, z. B. in Form einer Ver-
sicherungsprämie, nicht möglich. Dennoch deuten die Schätzungen hypothetischer
Versicherungspolicen darauf hin, dass diese so hoch sein müssten, dass Kernkraft
gegenüber anderen Technologien einen derart erheblichen Kostennachteil hätte,
dass Wettbewerbsfähigkeit unmöglich wäre.

Ein Gutachten der Versicherungsforen Leipzig berechnet eine hypothetische Versi-
cherungsprämie für die deutschen Kernkraftwerke und findet, dass die Kosten einer
Haftpflichtversicherung              die   von     den    KKW-Inhabern             vorzuhaltenden           finanziellen
Mittel um mehrere Größenordnungen übersteigen. Bei einer Internalisierung des
Risikos würde der Preis für Strom aus Kernenergie netto je nach Szenario um 0,139 €
                                                                                     207
bis zu 67,3 € je produzierte Kilowattstunde Strom steigen.                                Aufgrund der potenziell
riesigen      Schadenssummen                wäre      die    Versicherung           nicht     bezahlbar,        wodurch
sämtliche potenzielle Schäden, jenseits von relativ geringen Pauschalbeträgen, von
der Gesellschaft getragen werden. Dies ergibt sich gleichsam logisch als Ergebnis der
technisch nicht beherrschbaren Risiken (vgl. oben). Europaweit haften beispielsweise
Kernkraftwerksbetreiber maximal für Schäden bis zu 1,2 Mrd. €, in den USA steht
                                                                                          208
eine   Haftungssumme von                ca.   13 Mrd. US $ zur           Verfügung.            Diese Summen            sind
marginal      im    Vergleich        zu   den     (schwer       abschätzbaren)           Kosten,      die    mit    einem
nuklearen Unfall verbunden sind. So wurden die Gesamtkosten für die Sanierung
nach dem Fukushima Unfall auf ca. 35 – 80 Trillionen Yen (ca. 270 – 617 Mrd. Euro)
               209
geschätzt.

2.4.2 Ethik

Die Abschätzung sehr langfristiger externer Kosten der Kernenergie aus einer sozi-
alen Wohlfahrtsperspektive wirft grundlegende Fragen auf, insbesondere in Bezug
auf die angewandte Abzinsungsrate, sowie die ethische Frage, ob es einer Gesell-
schaft erlaubt sein sollte, überhaupt Kernenergie zu nutzen und die negativen exter-
nen Effekte in Form von radioaktiven Abfällen späteren Generationen zu überlassen.

Diese Diskussion reicht mindestens bis in die 1970er Jahre zurück, als die US-Regie-
rung versuchte, einen Standort für die Lagerung hochradioaktiver militärischer Ab-
fälle in Carlsbad, New Mexico, zu genehmigen. In einer Analyse des Ansatzes und
                                                                                                    210
der zu erwartenden externen Effekte untersuchen Schulze, et al.                                          ökonomische
und ethische Argumente, die auf unterschiedlichen Prinzipien basieren. So argumen-
tieren die Autoren, dass die Schaffung von Risiken durch Atommüll, die an zukünftige
Generationen vererbt werden, aus freiheitlich-libertärer Sicht unethisch ist, da eine
langfristige      Kompensation           zukünftiger        Generationen           über    Hunderttausende              von
Jahren praktisch unmöglich ist. Aus einer utilitaristischen, also rein zweckorientier-


206
   VFL, 2011.
207
   Abhängig je nach Szenario hinsichtlich der Bereitstellungszeiträume von zehn bis 100 Jahren und der An-
zahl versicherter KKW einzeln oder innerhalb eines Pools. Siehe hierzu VFL (2011).
208
   Gaßner et al., 2017.
209
   JCER, 2019.
210
   Schulze et al., 1981.



                                                             64


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



ten Perspektive, kann zwar argumentiert werden, dass der Nutzen des Kernenergie-
stroms für die aktuelle Generation die Risiken zukünftiger Generationen übersteigen
könnte und somit Kernkraft gesamtwirtschaftlich sinnvoll sein könnte. Allerdings
hängt in dieser Argumentation die Bewertung von Nutzen und Risiken stark von der
gewählten sozialen Abzinsungsrate ab. Schulze, et al. (1981) argumentieren hier je-
doch für eine Abzinsungsrate von 0 %, um die potenziellen Schäden zukünftiger Ge-
nerationen genauso stark zu gewichten wie den gegenwärtigen Nutzen. Dies steht
in Gegensatz zur aktuellen Praxis, die zukünftigen Kosten durch die Wahl positiver
                                                                                     211
sozialer Abzinsungsraten (ca. 2 – 4 %) wegzudiskontieren.

2.5      Zwischenfazit

Die Kernkraft ist zu teuer, um in einem nachhaltigen Energiesystem einen positiven
Beitrag leisten zu können. An dieser Tatsache, die anlässlich der überhöhten Kosten
des ersten kommerziellen US-Reaktors in Shippingport (Pennsylvania, USA) im Jahr
1957 erstmals beobachtet wurde, hat sich bis heute nichts geändert. Im Gegenteil:
Heute wie damals sind Kernkraftwerke nicht privatwirtschaftlich finanzierbar und
bedürfen spezifischer Unterstützung, um gebaut und betrieben zu werden. So benö-
tigten alle bis heute gebauten Kernkraftwerke erhebliche staatliche Finanzierung
oder spezifische Rahmenbedingungen, wie z. B. Gebietsmonopole oder Abnahmega-
rantien, um gebaut zu werden. Rein privatwirtschaftliche Investitionen in einem
wettbewerblichen Umfeld hat es nicht gegeben. Dies gilt selbst unter Vernachlässi-
gung der Umwelt- und Ressourcenverbräuche im Front-End (Uranabbau und Brenn-
stoffherstellung), der Kosten des Rückbaus von Kernkraftwerken sowie der Zwi-
schen- und Endlagerung der radioaktiven Abfälle.

Die einzelwirtschaftliche Analyse zeigt, dass Kernkraftwerke in der kurzen Frist,
selbst im laufenden Betrieb, zunehmend anderen Energieträgern kostenseitig unter-
legen sind. Dies hängt vor allem damit zusammen, dass die Betriebskosten mit stei-
gendem Kraftwerksalter ansteigen. Angesichts des hohen Altersdurchschnitts der
weltweiten Kernkraftwerksflotte, welcher bei über 30 Jahren liegt, ist mit einer wei-
teren Verschlechterung der Wettbewerbsfähigkeit zu rechnen. Durch den Klima-
wandel treten Extremereignisse wie Anstieg der Flusswassertemperaturen oder Eis-
                                                                                              212
bildung, Niedrigwasser oder Überschwemmungen, häufiger auf                                        , ebenso die uner-
wünschte Ansiedlung von Organismen an Oberflächen des Kühlwassersystems (bio-
fouling). Dadurch werden der Wirkungsgrad und somit auch der Ertrag der Kern-
kraftwerke gesenkt.

Laufzeitverlängerungen sind nicht nur riskant, sondern auch teuer und liefern keine
Garantie, dass das Kernkraftwerk nicht doch aus wirtschaftlichen Gründen vorzeitig
vom Netz geht, wie im letzten Jahrzehnt mehrfach in den USA beobachtet. Die lang-
fristige    Sicht zeigt, dass          unter Berücksichtigung               der vergangenen             und aktuellen
Trends Investitionen in neue Kernkraftwerke nicht profitabel sind. Auch eine Ver-
längerung der Reaktorlaufzeiten auf 60 Jahre verbessert die Ergebnisse nicht we-


211
   Schulze et al., 1981.
212
   WMO World Meteorological Organization et al., 2021.


                                                             65


      Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


sentlich. Zusätzliche Kosten für den Rückbau, die Endlagerung, wie auch die gesamt-
gesellschaftlichen Kosten von Unfällen werden in den Gesamtbaukosten noch nicht
einmal berücksichtigt. Sowohl für den Rückbauprozess als auch die Endlagerung feh-
len empirische Unterlegungen für die Kostenschätzungen. Wo Erfahrungen vorlie-
gen, wurden und werden sowohl die geplanten Zeit- wie Kostendimensionen um ein
Vielfaches überschritten.
Die energiewirtschaftliche Analyse zeigt, dass die Einhaltung des 1,5°-Ziels ohne fos-
sile Energieträger und ohne Kernenergie nicht nur möglich ist, sondern auch unter
Berücksichtigung von Systemkosten der erneuerbaren Energien kostengünstig ist.
Im Gegensatz zum in den vergangenen Jahrzehnten tatsächlich beobachteten Reali-
sierungsgrad gehen einige internationale Institutionen wie die IEA oder IAEO bei ih-
ren Zukunftsprognosen nach wie vor von einem erheblichen Kapazitätszubau der
Kernkraft aus. Dabei sind durchwegs intransparente Kostenbetrachtungen festzu-
stellen. Im Falle von Szenarien für den IPCC können infolge erheblich verzerrter Kos-
tenannahmen keine realistischen Szenarien im Bereich der Kernkraft erwartet wer-
den.
Die globale Entwicklung der Kernkraft in den Jahren 2000 bis 2020 weist eine wei-
testgehend unveränderte Menge der Stromerzeugung auf, sodass sich der relative
Beitrag von Kernkraft von 16,7 % auf 10,1 % reduzierte. Die Entwicklung in diesem
Zeitrahmen legt nahe, dass Kernkraft keinen nennenswerten Beitrag zum Treibhaus-
gas-Emissionsminderung beitragen kann, da neben den prohibitiv hohen Kosten und
inhärenten Sicherheitsrisiken auch noch die extrem langen Bauzeiten hinzukommen
(siehe Abschnitt 3.2).
Die gesamtwirtschaftliche Sicht zeigt, dass die Risiken der Kernkraft für Menschen
und Umwelt nicht versicherbar sind und die Haftpflicht der Kernkraftwerksbetreiber
einen eher symbolischen Charakter trägt. Aufgrund der potenziell riesigen Schadens-
summen     wäre   die Versicherung      nicht bezahlbar,     wodurch     sämtliche   potenzielle
Schäden, jenseits von relativ geringen Pauschalbeträgen, von der Gesellschaft getra-
gen werden. Diese Summen sind marginal im Vergleich zu den (schwer abschätzba-
ren) Kosten, die mit einem nuklearen Unfall verbunden sind.

3.   Zeitliche Verfügbarkeit
Bei der Bewertung der Kernkraft spielt auch die zeitliche Komponente eine wesent-
liche Rolle. Der Zeitdruck zur Umstellung der Lebens- und Wirtschaftsweise auf Kli-
maneutralität ist sehr groß. Die Geschwindigkeit der Umstellung, die notwendig ist,
um die Einhaltung der globalen 1,5-Grad- bzw. selbst der 2-Grad-Grenze zu leisten,
ist jedoch bis heute von Politik und Kernenergieindustrie meist unterschätzt worden.
Diesen Sachverhalt bestätigte jüngst auch das Karlsruher Bundesverfassungsgericht
in einem Grundsatzurteil, welches dem Klimaschutzgesetz der deutschen Bundesre-
gierung und den darin verankerten „Klimaschutzzielen und die bis zum Jahr 2030
zulässigen Jahresemissionsmengen“ eine Unvereinbarkeit mit den Grundrechten, der
„zum Teil noch sehr jungen Beschwerdeführer“ attestiert, da „hinreichende Maßga-




                                                66


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



ben für die weitere Emissionsreduktion ab dem Jahr 2031 fehlen“ und damit die Frei-
                                                                                              213
heitsrechte zukünftiger Generationen eingeschränkt werden.                                         In diesem Abschnitt
wird daher geprüft, ob ein erheblicher Ausbau der Kernenergie in diesen Zeiträumen
als realistisch einzuschätzen ist.

3.1      Kraftwerksneubauten

Die ersten kommerziellen Kernkraftwerke wurden in den 1950er Jahren in der Sow-
jetunion (Obinsk), England (Calder Hall) und den USA (Shippingport) gebaut. Die An-
zahl der Baubeginne von Reaktoren erreichte bereits 1976 ihren Höhepunkt mit 44
Anlagen. Seitdem ist die Anzahl der Neubauten rückläufig, also bereits vor den ersten
weltweit       bekannt        gewordenen           Unfällen       in   Three      Mile     Island     (USA,     1979)      und
Tschernobyl (Ukrainische SSR, 1986) (Abbildung 8). 2020 gingen lediglich 5 Reakto-
ren in Bau, darunter 4 in China. Aufgrund der rückläufigen Neubauten veraltet der
globale      Kernkraftwerkspark               zunehmend           (Abbildung         9).   Mitte     2021       betrug      das
Durchschnittsalter der weltweiten Flotte rund 32 Jahre und damit drei Viertel der
üblicherweise angesetzten technischen Lebensdauer von etwa 40 Jahren. Unter der
Annahme einer technischen Lebensdauer von 40 Jahren werden bis 2030 207 Re-
aktoren vom Netz genommen (Netzanschluss zwischen 1979 und 1990) und weitere
                                    214
125 bis zum Jahr 2059.

Dieser großen Zahl an Rückbauten stehen lediglich 52 laufende Neubauprojekte ge-
                                215
genüber (Tabelle 1).                 In westlichen Marktwirtschaften findet fast kein Bau von
neuen      Kernkraftwerken mehr                  statt, mit      wenigen        Ausnahmen,           unter     anderem        in
Frankreich, Großbritannien und USA, in denen ein (Frankreich) bzw. zwei (GB, USA)
Reaktoren gebaut werden (Tabelle 1). Auch in Finnland befindet sich seit 2005 ein
Kernkraftwerk im Bau, ein weiteres (Hanhikivi) ist in Planung. Neben China, mit 15
Neubauprojekten, gehören auch Indien (sieben) sowie Russland (drei) zu den führen-
                                                          216
den Staaten mit neuen Bauprojekten.

Derzeit wird lediglich in zwei „Neueinsteiger“-Ländern, in welchen bisher noch keine
Kernkraftwerke in Betrieb waren, am Bau je eines Kernkraftwerk gearbeitet (Türkei,
Bangladesh). Ob und, wenn ja, wann diese Reaktoren Strom ins Netz einspeisen wer-
den, ist unklar. Bis auf die Vereinigten Arabischen Emirate (VAE), wo ein südkorea-
nisches Unternehmen zum ersten Mal außerhalb des eigenen Landes Reaktoren
baut, werden die Bauprojekte in den Ländern, die neu in die kommerzielle Kernener-
                                                                                                            217
gie einsteigen, überwiegend von Russland finanziert und durchgeführt.                                            Überhaupt
gibt es wenige Länder, die neu in die Kernenergie einsteigen. Nach dem Einstieg der


213
   BVerfG –  Bundesverfassungsgericht, 2021.
214
   Darunter sind auch die 85 Reaktoren, die vor 1979 in Betrieb genommen wurden, sowie weitere 28 Reak-
toren im sogenannten Langzeitausfall (long-term outage). Dies sind Reaktoren, die seit über einem Jahr keinen
Strom mehr produziert haben (Schneider et al., 2020).
215
   Darunter sind aber auch die Kraftwerke Mochovce-3/-4 in der Slowakei sowie das argentinische Kern-
kraftwerk Angra-3, deren Bau Mitte der 1970er/1980er Jahre gestartet wurde und seitdem gestoppt bzw.
dessen Wiederaufnahme phasenweise immer wieder diskutiert wird. Die IAEO zählt auch die Blöcke 3 und 4
des Kernkraftwerks Khmelnitsky in der Ukraine als „im Bau“, dessen Ausgang ebenfalls unsicher ist.
216
   Neumann et al., 2020.
217
   Sorge et al., 2020.



                                                               67


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


Volksrepublik China im Jahr 1991 mit der Inbetriebnahme des ersten Kernkraft-
werks, haben lediglich drei weitere Länder zum ersten Mal einen Reaktor in Betrieb
genommen: Rumänien (1996), VAE (2020) und Belarus (2020).
                                                                                                            218
            Tabelle 1: Länder mit Kernkraftwerksprojekten (Stand Mitte 2020).
                                                                                    Davon hinter dem
           Land                                       Reaktoren                            Zeitplan
           China                                            15                                   6
           Indien                                            7                                   5
           Südkorea                                          4                                   4
           VAE                                               4                                   4
           Russland                                          3                                   1
           Bangladesch                                       2                                   0
           Belarus                                           2                                   2
           Pakistan                                          2                                   1
           Slowakei                                          2                                   2
           Türkei                                            2                                   1
           Großbritannien                                    2                                   0
           USA                                               2                                   2
           Argentinien                                       1                                   1
           Finnland                                          1                                   1
           Frankreich                                        1                                   1
           Iran                                              1                                   1
           Japan                                             1                                   1
           Total                                            52                                  33










                                                                                                                          219
Abbildung 8: Anzahl von Baustarts von Reaktoren (Baubeginn) weltweit, 1951 bis Mitte 2020.


218
   Quelle: Schneider et al. (2020).
219
   Quelle: Schneider et al. (2020, S. 52). Anmerkungen: Busher-2 wurde in 1976 gestartet, 2019 wurde der
Bau erneut aufgenommen. Shidao Bay besteht seit 2020 aus zwei Reaktoren.


                                                             68


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719









                                                                                                      220
Abbildung 9: Durchschnittliche jährliche KKW-Bauzeiten in Jahren in der Welt.

Angesichts des geringen Ausbaus in den vergangenen Jahrzehnten ist eine Verviel-
fachung des Kernkraftausbaus in den nächsten zehn oder selbst zwanzig Jahren un-
wahrscheinlich. So steigt in den Szenarien (P1 – P4) des IPCC „Special Report on Glo-
                                  221
bal Warming of 1.5 °C“                 der Anteil der Kernenergie in allen vier Szenarien im Ver-
gleich zu 2010 um 59 – 106 % bis 2030 bzw. um 98 – 501 % bis 2050. Das P3-Szenario
beinhaltet den deutlichsten Anstieg (+ 501 %) bis 2050.
                                                                                                   222
Im Vergleich zum Basisjahr 2010, in dem 370 GW in Betrieb waren                                        , würde bereits
das Szenario mit den geringsten Zubauraten, i. H. v. 59 % bedeuten, dass bis 2030,
also in den nächsten 10 Jahren, rund 218 GW an zusätzlicher KKW-Kapazität ans
Netz gehen müssten. Allein um dieses Ziel zu erreichen, müssten zusätzlich zu den
(Mitte 2020) 52 Kernkraftwerksbauten noch rund 160 Kernkraftwerke geplant, ge-
baut und ans Netz angeschlossen werden (d. h. über 20 GW jährlich). Zum Vergleich:
Im Zeitraum 2001 – 2020 (seit 2000) wurden lediglich rund 85,5 GW (95 Reaktoren)
ans Netz angeschlossen (ca. 4,5 GW jährlich), während 98 Reaktoren mit 59 GW ab-
geschaltet wurden (Abbildung 10). Seit 1986 wurden nur rund 216 GW ans Netz
angeschlossen (etwas über 6 GW jährlich).
In dem IPCC-Szenario mit der niedrigsten Ausbaurate müssten also in den nächsten
10 Jahren so viel Kernkraftwerksbauten abgeschlossen werden, wie in den letzten
30 Jahren erfolgten. Berücksichtigt man, dass bis 2030 – unter der Annahme einer
technischen Lebensdauer von 40 Jahren – 207 Reaktoren vom Netz genommen wer-
den, verdoppelt sich die zu bauende Anzahl an Reaktoren und in den nächsten 10
Jahren müssten mehr Kernkraftwerke gebaut werden, als aktuell überhaupt am Netz
sind.




220
   Schneider et al., 2020.
221
   IPCC, 2018.
222
   Schneider et al., 2011.


                                                             69


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719












Abbildung     10:   Weltweit      ans   Netz   angeschlossene        Nettokapazität       an   Kernkraft     in Gigawatt,
                 223
1954 – 2020.

3.2     Bauzeiten
Dazu kommt, dass die geplanten Bauzeiten für Kernkraftwerke systematisch unter-
schätzt werden. Mitte 2020 sind für die 52 im Bau befindlichen Reaktoren durch-
schnittlich 7,3 Jahre seit Baubeginn vergangen und viele sind noch weit von der Fer-
                             224
tigstellung entfernt.             Eine Analyse von 180 Bauprojekten fand eine durchschnittli-
                                                                                                          225
che Bauzeitüberschreitung von 64 % bei Kernkraftwerksbauprojekten.                                             Weltweit
ist ein klarer Trend zu immer längeren Bauzeiten zu beobachten (Abbildung 9). Die
Bauzeit der Kernkraftwerke, die in den 1970er und 1980er Jahren fertiggestellt wur-
den, war recht homogen und lag im Bereich von fünf bis acht Jahren. Hingegen hat
sie in den letzten zwei Jahrzehnten zugenommen und variiert stark. Im letzten Jahr-
zehnt wurden in neun Länder 63 Reaktoren fertiggestellt (davon allein 37 in China).
                                                                                 226
Hierbei betrug die durchschnittliche Bauzeit 9,8 Jahre.
In der Europäischen Union, in Großbritannien und in den USA befinden sich derzeit
sechs Reaktoren bzw. 8,7 GW im Bau (Tabelle 1). Alle sechs Reaktoren sind Kern-
kraftwerke der dritten Generation (Gen III+). Bereits 2005 erfolgte der erste Baube-
ginn eines EPR (European Pressurized Reactor) am Standort Olkiluoto in Finnland,
gefolgt von Flamanville-3 in Frankreich im Jahr 2007. Für beide Reaktoren wurde
ursprünglich eine Bauzeit von vier bis fünf Jahren veranschlagt. Ende 2021 waren
die Bauarbeiten an den beiden Standorten immer noch nicht abgeschlossen. Aktuelle
Schätzungen zufolge sollen beide Reaktoren Mitte der 2020er Jahren den kommer-
ziellen Betrieb aufnehmen, über 12 Jahre hinter dem Zeitplan und mit einer Bauzeit


223
   Quelle: Eigene Darstellung basierend auf dem „Power Reactor Information System“ (PRIS) Datenbank der
IAEA, Stand (Stand 27.05.2021).
224
   Schneider et al., 2020.
225
   Im Vergleich: Hydroelektrische Staudämme 63,7 %, Thermische Kraftwerke 10,4 %, Windkraftwerke 9,5 %
und PV-Anlagen -0,2 %. (Sovacool et al., 2014).
226
   Schneider et al., 2020.


                                                             70


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719



von mehr als 15 Jahren. Auch die zwei Westinghouse-Reaktoren am Standort Vogtle
in den USA zeichnen sich durch deutliche Verzögerungen aus. Ursprünglich wurde
mit einem Bauende im Jahr 2016 bzw. 2018 gerechnet. Die letzte Schätzung zur
                                                                                                           227
Fertigstellung der Reaktoren ist 2022 für Block 3 und 2023 für Block 4.

3.3      Konzentration von Reaktoranbietern

Die Reaktoren der ersten und zweiten Generation wurden hauptsächlich von vertikal
integrierten und einheimischen Anbietern gebaut. So bauten beispielsweise West-
inghouse oder General Electric (GE) in den USA, die französische Framatome in
Frankreich, oder Siemens und AEG in Deutschland Reaktoren für den jeweils heimi-
                    228
schen Markt.             Die große Anzahl von Reaktorherstellern in der Anfangszeit der
Kernenergie wurde zunächst durch eine industrielle Umstrukturierung in den 1970er
Jahren reduziert, da der Markt für den Bau von Kernkraftwerken nicht groß genug
war. Der Rückgang der Bautätigkeit in den 1980er Jahren förderte eine weitere Kon-
solidierung.

Der nach den obigen Szenarien skizzierte, nur hypothetisch notwendige, massive
Ausbau von Kernenergie ist mit den aktuell verfügbaren Reaktorherstellern nicht
durchführbar. Die traditionellen Hersteller Westinghouse und Framatome sind fi-
                                                                                                        229
nanziell angeschlagen und kämpfen ums Überleben: Westinghouse                                                beantragte
2017 Insolvenz und AREVA musste vom französischen Staat mit 4 – 5 Milliarden Euro
gerettet werden. AREVA wurde aufgespalten in Framatome (vorher AREVA NP) und
                                                                                                                         230
zu 75 %      von    EDF     übernommen,           und    Orano      (vorher     AREVA       NC,    Ex-COGEMA).
Diese Konzerne sind nicht in der Lage, im nächsten Jahrzehnt eine große Anzahl an
Neubauprojekten in Angriff zu nehmen. Zwar ist Russland seit 2000 international zu
einem aufstrebenden Anbieter geworden und dominiert den Reaktormarkt, mit mehr
Verträgen als die vier nächstgrößeren Anbieter (Frankreich, USA, China, Korea) zu-
             231
sammen.           Daneben ist China das mit Abstand aktivste Land, hat bis dato jedoch
nur in Pakistan Kernkraftwerksbauprojekte mit dem Ausland abgeschlossen. Jedoch
ist zu bezweifeln, dass Russland oder China in der Lage sind, den globalen Markt mit
                                              232
Kernkraftwerken zu versorgen.                      Darüber hinaus wäre diese Entwicklung auch aus
geopolitischen Überlegungen bzgl. der Abhängigkeit des Energiesystems von diesen
Ländern nicht anstrebenswert.

3.4     SMRs und nicht-Leichtwasser-basierte Reaktorkon-
        zepte sind auf absehbare Zeit nicht verfügbar

Vor dem Hintergrund der Bekämpfung der Klimakrise werden vermehrt SMR-Kon-
zepte („Small Modular Reactors“) und Kernkraftwerke der sogenannten vierten Ge-
neration als mögliche Lösungen angebracht. Beide Konzeptgruppen sind nicht neu;


227
   www.reuters.com/business/energy/southern-delays-georgia-vogtle-reactors-startup-boosts-costs-
2021-07-29/, (zuletzt geprüft am 29.09.2021).
228
   Thomas, 2010a.
229
   2018 wurde Westinghouse u. a. von Brookfield Business Partners L. P. übernommen.
230
   AREVA SA wurde als Faktotum zur Abwicklung der Verpflichtungen bei Olkiluoto-3 vom Staat erhalten.
231
   Jewell et al., 2019 bzw. Drupady, 2019 und Nakano, 2020.
232
   Thomas, 2019.



                                                             71


         Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719




im Gegenteil beide gehen auf die Frühzeit der Kernkraft in den 1950er Jahre zu-
        233
rück.

Reaktoren der vierten Generation befinden sich bereits seit vielen Jahrzehnten in
                                                234
Forschung          und      Entwicklung.               Es    handelt        sich    überwiegend             um      sogenannte

Schnelle Brüter, welche zwar eine stärkere Ausnutzung des Kernbrennstoffs ermög-

lichen, sich jedoch bis heute als technisch schwer kontrollierbar und ökonomisch un-

rentabel erwiesen haben. So wurden nach rund 60 Jahren Forschung und 100 Milli-
                                                                 235
arden US $2007           an    Forschungsausgaben                      die    nationalen         Schnellen         Brüter      Pro-
                                                                  236
gramme in Großbritannien, Deutschland,                                 Japan, den USA und Frankreich einge-

stellt. Indien versucht seit mehreren Jahren einen nicht erfolgreichen Prototypreak-

tor hochzuskalieren. Selbst in Russland, welches besonders ambitioniert an schnellen

Brutreaktoren geforscht hat, ist die Entwicklung über viele Jahrzehnte mit dem BN-

600 und dem BN-800 nicht über den Status von Demonstrationsanlagen hinausge-

gangen. Das russische Energieministerium geht aktuell nicht davon aus, dass der BN-

1200 noch vor 2035 gebaut wird und hat 2019 dessen Finanzierung erheblich redu-
        237
ziert.       China plant bereits seit den 1980er Jahren den Einsatz von Schnellen Brü-
       238
tern.       Dort ist der China Experimental Fast Reactor (CEFR) als Forschungsreaktor

Bestandteil der Entwicklung von großen schnellen Reaktoren. Die Erstkritikalität des
                                                                                                                 239
Reaktors fand 2010 statt, seitdem stand der Reaktor weitgehend still.                                                 Ein Nach-

folgeprojekt des CEFR ist die 600-MW-Demonstrationsanlage CDFR (Chinese De-

monstration Fast Reactor). Die Anlage ist seit 2017 im Bau und soll 2023 fertig ge-
                                                                                                                       240
stellt werden. Beide Anlagen wurden in Kooperation mit Russland gebaut.                                                     Insge-

samt ist ein kommerziell nutzbarer Reaktor der vierten Generation nicht in den kom-
                                                       241
menden Jahrzehnten zu erwarten.

SMRs sind Kernkraftwerke mit geringer elektrischer Leistung, d. h. unter 300 MWe-
                                                       242
lektrisch (siehe auch Abschnitt 1.2.9).                    Aktuell befinden sich lediglich zwei SMR-Pilot-

anlagen, die beiden russischen KLT-40S Reaktoren, in Betrieb, die auf klassische Eis-

brecher eingesetzt werden. Start der Entwicklungsarbeiten des KLT-40 war bereits

1998, die kommerzielle Inbetriebnahme erfolgte 2020, 13 Jahre nach Baustart. Wei-

tere Anlagen befinden sich schon seit längerer Zeit in Bau, so beispielsweise der ar-

gentinische CAREM, dessen Entwicklung in die 1970er Jahre zurückgeht. Auch die

Entwicklungsgeschichte des chinesischen Hochtemperaturreaktors (HTR-PM) reicht

bis in die 1980er Jahre zurück. Der Reaktor befindet sich seit 2012 im Bau. Eine



233
   Pistner & Englert, 2017.
234
   Frieß et al., 2021, S. 140 ff.
235
   Cochran et al., 2010.
236
   Der Bau des Schnellen Brüters am Standort Kalkar erwies sich als eine große Investitionsruine und wurde
aus wirtschaftlichen Gründen eingestellt (Radkau & Hahn, 2013).
237
   www.neimagazine.com/news/newsrussia-defers-bn-1200-until-after-2035-7581968 (zuletzt geprüft am
29.09.2021).
238
   Hibbs, 2018.
239
   Pistner, Englert, Küppers, et al., 2021.
240
   Frieß et al., 2021.
241
   Pistner, 2019.
242
   Der   nachfolgende      Abschnitt    beruht    weitestgehend      auf dem     Gutachten     „Sicherheitstechnische        Analyse
und Risikobewertung einer Anwendung von SMR-Konzepten (Small Modular Reactors)“, in Auftrag gegeben
vom Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung (Pistner, Englert, Küppers, et al., 2021).




                                                                 72


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wesentliche Begründung für die Entwicklung von SMR-Konzepten ist unter anderem
die Erwartung von kürzeren Bauzeiten sowie Kostenersparnis aufgrund modularer
Bauweise. Jedoch zeigen aktuelle Beobachtungen, dass Planungs-, Entwicklungs-
und Bauzeiten die ursprünglich geplanten Zeithorizonte in der Regel um ein Vielfa-
ches übersteigen. Die aktuell diskutierten Konzepte sind noch weit von einem mög-
lichen kommerziellen Einsatz entfernt (siehe Abschnitt 1.2.9). Auch sind die mit dem
Transport der Brennstoffe sowie den abgebrannten Brennelementen verbundenen
Risiken erheblich. Zudem würde ein weltweiter Einsatz auch eine internationale
Standardisierung der regulatorischen Anforderungen erforderlich machen. Jedoch
liegen bislang keine spezifischen nationalen oder internationalen Sicherheitsstan-
               243
dards vor.

3.5      Zwischenfazit

Bei der Bekämpfung der Klimakrise stehen für die Umstellung der Lebens- und Wirt-
schaftsweise maximal zwei bis drei Jahrzehnte zur Verfügung. Eine Betrachtung der
historischen        Entwicklung          und     des    aktuellen       Stands      der    Kernkraftwirtschaft              legt
nahe, dass diese in dem Zeitraum keinen wesentlichen Beitrag zur Emissionsminde-
rung leisten kann. Die Anzahl der Neubauten ist bereits seit 1976 stark rückläufig,
d. h. es handelt sich um einen langfristig anhaltenden Trend. Aktuell werden weltweit
lediglich 52 Kernkraftwerke gebaut, davon befinden sich alleine 15 in China sowie
sieben in Indien und drei in Russland. In westlichen Marktwirtschaften findet mit
wenigen Ausnahmen kein Bau von neuen Kernkraftwerken mehr statt. Aktuell wer-
den in Frankreich (1 Reaktor), Großbritannien (2), den USA (2) und in Finnland (1)
Reaktoren gebaut.

Angesichts des geringen Ausbaus in den vergangenen Jahrzehnten ist eine Verviel-
fachung des Kernkraftausbaus in den nächsten zehn oder selbst zwanzig Jahren un-
wahrscheinlich. Internationale Institutionen gehen jedoch konsistent von einem er-
heblichen Kapazitätszubau der Kernkraft aus, dabei unterschätzen sie nicht nur die
Systemkosten der Kernkraft, sondern sie überschätzen auch die Ausbaurate. Auch
die   geplanten        Bauzeiten         für   Kernkraftwerke            werden        systematisch          unterschätzt.
Mitte 2020 sind für die 52 im Bau befindlichen Reaktoren durchschnittlich 7,3 Jahre
seit Baubeginn vergangen und viele sind noch weit von der Fertigstellung entfernt.
Im letzten Jahrzehnt wurden in neun Länder nur 63 Reaktoren fertiggestellt (davon
37 in China) mit einer durchschnittlichen Bauzeit von fast 10 Jahren. Sollten die ak-
tuell gebauten Kernkraftwerke in den USA, Frankreich und Finnland Anfang der
2020er Jahre ihren Betrieb aufnehmen, waren diese mehr als 15 Jahre im Bau. Nicht
enthalten sind hier Planungs-, Entwicklungs- und Lizenzierungszeiten, die noch vor
einem etwaigen Baustart einzuplanen sind.

Ein massiver Ausbau der Kernkraft scheitert aber auch an der industriellen Durch-
führbarkeit und ist mit den aktuell verfügbaren Reaktorherstellern nicht möglich
bzw. im Fall von Russland und China geopolitisch nicht wünschenswert (selbst wenn
er möglich wäre). Gleiches gilt auch für SMR-Konzepte („Small Modular Reactors“)


243
   Pistner, Englert, Küppers, et al., 2021.


                                                               73


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oder Reaktoren der sogenannten vierten Generation. Beide Konzepte sind noch
Jahrzehnte von einer möglichen Kommerzialisierung entfernt.

Aus der Dringlichkeitsperspektive des Klimawandels kann die Kernenergie somit kei-
nen    wesentlichen          Beitrag      zur    Emissionsminderung               leisten.     Wenn,       wie     z. B. in
Deutschland das ambitionierte Zieljahr 2035 (1,5-Grad-Ziel) für Klimaneutralität vo-
rausgesetzt wird, können der Neubau oder gar die Entwicklung neuer Reaktorlinien,
wegen der langen Entwicklungs- bzw. Bauzeiten von Kernkraftwerken keine Rolle
spielen. Laufzeitverlängerungen könnten zwar in einigen Ländern kurzfristig zu leicht
rückläufigen Treibhausgasemissionen beitragen, sind jedoch mit erheblichen techni-
schen und wirtschaftlichen Risiken verbunden. Die Zeiträume für Kraftwerksneu-
bauten bzw. zur Entwicklung ganzer neuer Reaktorlinien (SMR-Konzepte) liegen bei
mehreren Jahrzehnten.

4.    Kernkraft in der sozial-ökologischen
      Transformation

Die Weiterführung der Kernkraft bzw. sogar evtl. der Bau neuer Kernkraftwerke ge-
fährden den Prozess der „großen Transformation“ (WBGU, 2011), d. h. der sozial-
ökologischen Reform in Richtung zu einem gesellschaftlich gestützten zukunftsfähi-
gen, klimaneutralen Energiesystem. Die sozialökologische Transformation, die zur
Einhaltung ambitionierter Klimaschutzziele notwendig ist, beschränkt sich nicht auf
die Festlegung eines Energieträgermix‘ und entsprechender Ausbau- bzw. Ausstiegs-
szenarien. Die größte Herausforderung liegt vielmehr in der realen Gestaltung des
                                                                                                        244
Transformationsprozesses,                 der    Überwindung           von    Lock-in-Effekten                sowie     der
Auflösung von Innovations- und Investitionsblockaden des alten Systems. In diesem
Zusammenhang stellt sich die Frage, ob strukturprägende Systemelemente, wie z. B.
Kernkraftwerke, die notwendig radikale und beschleunigte sozial-ökologische Trans-
formation zur Dekarbonisierung erschweren. „Transformationsresistenz“ bedeutet
in diesem Kontext die Verursachung und Verfestigung von Pfadabhängigkeiten bzw.
von Lock-in-Effekten, die es erschweren, die notwendige klimaneutrale Transforma-
tion des Stromsystems spätestens bis 2050, möglichst aber bereits bis 2035 zu er-
            245
reichen.

Diese zugrundeliegenden komplexen Wechselwirkungen werden bei der System-
transformation oft übersehen und sollen hier abschließend genauer thematisiert
werden. Zwar erzeugen einzelne Kernkraftwerke im laufenden Betrieb kaum stati-
onäre CO2-Emissionen aus der Stromherstellung. Jedoch führt genau diese isolierte
Betrachtung häufig zu der (Fehl-)Einschätzung, dass Kernenergie eine Option im




244
   Seto et al., 2016; Unruh, 2000: Der Begriff Lock-In-Effekte ist hier auf die Infrastruktur des derzeitigen
Energiesystems bezogen (z. B. zentrale Großkraftwerke, Heizungen mit fossiler Brenntechnik, Mobilität aus-
gelegt auf Individualverkehr etc.) und beschreibt die Abhängigkeit von dieser Infrastruktur, welche eine große
Barriere für einen Umstieg auf ein 100 % erneuerbares Energiesystem darstellt.
245
   2050 steht hier als Zieljahr für einen gerechten Beitrag zum 2-Grad-Ziel und 2035 für ein 1,5-Grad-Ziel.


                                                             74


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                                               246
Kampf gegen die Klimakrise sei.                     Neben den in den vorigen Kapiteln dargestellten
risiko-, technologie- und kostenspezifischen Argumenten soll daher abschließend
das atomare Subsystem im Zusammenhang mit der Transformation des gesamten
Stromsystems betrachtet werden.

4.1      Innovationsblockaden und Investitionsblockaden

4.1.1     Innovationsblockaden

Innovationsblockaden für risikominimale Klimaschutztechnologien (z. B. erneuerbare
Energien, Energieeffizienz) durch den Mittelabfluss für die Kernenergieforschung
und die technisch-ökonomischen Systemzwänge großer Kernkraftwerke sind bereits
als ein Argument gegen Kernenergie als Option gegen den Klimawandel in der Lite-
                                     247
ratur dargestellt worden.                 In Deutschland hat z. B. erst der durch das EEG und den
Einspeisevorrang erzwungene Marktzutritt für erneuerbare Stromerzeugung die In-
vestitions- und Innovationsblockaden auf dem Strommarkt reduziert. Dies hat in
Folge zu einem erheblichen Aufschwung der Erneuerbare-Energien-Stromerzeu-
gung und -Innovationen (z. B. Patente) geführt und damit einen späteren, weitgehend
planmäßigen Ausstieg aus der Kernenergie ermöglicht. Vor diesem Hintergrund ist
ein Ausstiegsbeschluss aus der Kernenergie eine entscheidende Determinante zur
                                                                                                                        248
Begrenzung von unsicheren Rahmenbedingungen für die Systemtransformation.

Die mit Kernkraft zusammenhängenden Innovationsblockaden können anhand der
langfristigen F&E-Politik verdeutlicht werden: Zwischen 1974 und 2019 gaben die
IEA-Mitgliedstaaten            rund     673 Mrd. US $2019            für   die    Forschung        und     Entwicklung
(F&E) im Energiesektor aus. Fast die Hälfte (44 %) davon ging an die Kernenergiefor-
schung. Betrug der Anteil der F&E-Ausgaben für die Kernenergie 1974 noch 74 %
(Abbildung 11), nahmen diese, parallel zur Abnahme der Anzahl an Neubauten, kon-
tinuierlich ab. Jedoch betrugen diese 2019 immer noch 21 % und somit immer noch
6 Prozentpunkte mehr, als für die Forschung für erneuerbare Energie ausgegeben
wurde und dies, obwohl der Ausbau der Kernkraft in den IEA-Staaten fast zum Erlie-
gen gekommen ist. Insgesamt stehen den 297 Mrd. US $2019 an F&E-Ausgaben für
Kernenergie lediglich rund 80 Mrd. für erneuerbare Energien gegenüber. Dies ent-
spricht 12 % der Gesamtausgaben, immer noch ein Prozentpunkt weniger, als für die
                                                                                   249
Forschung an fossilen Brennstoffen ausgegeben wurde.

Die Fehlallokation von F&E-Ausgaben verdeutlicht sich am besten, wenn man die
installierte Leistung von Kraftwerken bezogen auf Energieträger in dem Zeitraum


246
   Unter Berücksichtigung des aktuellen Gesamtenergiesystems ist Kernenergie keineswegs CO2-neutral. In
der Literatur finden sich Werte für die Gesamtemission Lebenszyklus-Emission der Kernkraft von 3,7 – 110
gCO2/kWh        (Vgl.    Umweltbundesamt           www.umweltbundesamt.de/service/uba-fragen/ist-atomstrom-
wirklich-co2-frei (zuletzt geprüft am 29.09.2021) und ein Mittelwert von 66 gCO2/kWh (Sovacool, 2008).
247
   Hennicke et al., 2011; Hennicke & Welfens, 2012, S. 21 ff.
248
   GWS et al. 2014; Zentrum für Europäische Wirtschaftspolitik (ZEW), 2014 und Ethik-Kommission Sichere
Energieversorgung, 2011.
249
   Im Zeitraum Mitte der 1970er Jahre bis 2008 betrug die Förderung von Forschung und Entwicklung für
Photovoltaik 1,7 % der öffentlichen Förderung der Kernenergie (9 zu 534 Mrd. €,). Die Photovoltaik wurde im
Wesentlichen aus privaten Mitteln finanziert, da zusätzlich zu den 9 Mrd. € öffentlicher Förderung weitere
rund 40 Mrd. € private F&E-Investitionen getätigt wurden. (Breyer et al., 2010).



                                                             75


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


betrachtet:       So    wurden       zwischen        1974      und    2019      in   den    IEA-Staaten         214 GW
(Baustart nach 1974) an Kernkraftwerken ans Netz angeschlossen, im Mittel also
4,7 GW       pro    Jahr,    während        allein   im    Jahr    2019      rund    184 GW         an   Erneuerbare-
                                                  250
Energie-Kapazität ans Netz ging.                        Diese Rekordhoch wurde erzielt, obwohl die
F&E-Förderung der erneuerbaren Energien (EE) nur einen Bruchteil der staatlichen
KKW-Finanzierung ausmachte. Erneuerbare Energietechnologien und Speichertech-
nologien       sowie     Energieeffizienztechnologien                  könnten        deutlich      weiterentwickelt
sein, wenn frühzeitig F&E-Budgets von Kernkraft zu diesen wesentlich innovativeren
Technologien umgeschichtet oder frühzeitig deutlich aufgestockt worden wären.
Trotz verhältnismäßig geringer öffentlicher F&E-Investitionen, wie am Beispiel der
Photovoltaik aufgezeigt, lassen sich außergewöhnliche Technologiedurchbrüche bei
erneuerbaren Energien erreichen, ganz im Gegensatz zu Kernkraft, wie die aktuelle
Marktentwicklung dokumentiert.

4.1.2 Investitionsblockaden
Nicht nur die über Jahrzehnte gesetzten Forschungsprioritäten zugunsten der Kern-
energie, sondern auch die marktbeherrschende Stellung von großen KKW-Betrei-
bern und deren ökonomisches Interesse an der Abwehr eines alternativen Stroman-
gebots durch erneuerbare Energien und durch Stromsparstrategien und Innovatio-
nen bremsen transformative Investitionen sowie die Markteinführung von erneuer-
baren Energien und Effizienztechniken. Die Kernenergie behindert den Aufbau und
Betrieb eines zukunftsfähigen und klimaneutralen Energiesystems.
Unterschiedliche Energiesystemszenarien zeigen übereinstimmend, dass (1) Strate-
gien zur Steigerung der Energieeffizienz und auch des Stromsparens besonders vor-
teilhaft sind, sowie dass (2) die möglichst rasche Markteinführung erneuerbarer
Stromerzeugung und (3) generell eine CO2-freie Elektrifizierung auch des Verkehrs-
und Gebäudesektors sowie einiger Industriebranchen entscheidende Strategieele-
mente einer Transformation zur Dekarbonisierung darstellen. Der Kern der Fehlein-
schätzung „Kernenergie als Klimaoption“ liegt darin, dass die Schnelligkeit und Wirk-
samkeit der Strategieelemente (1) und (2) gebremst werden, je dominanter der Kern-
energieanteil in der Elektrifizierungsstrategie ist. Beide Strategieelemente stehen
dem     Betreiberinteresse            an    maximaler        Auslastung         von     Kernkraftwerken            in   der
Grundlast       entgegen.        Energiepolitische           Maßnahmen            zugunsten        der    Strategieele-
mente (1) und (2) wie z. B. der massive Ausbau der EE und Stromsparprogramme, die
die Rentabilität von nuklearer Grundlast in Frage stellen könnten, sind daher aus
KKW-Betreiberperspektive unerwünscht.






250
   Schneider u. a. 2020b.


                                                             76


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        25000                                                                                                                                                                          80  %

                                                                                                                                                                                       70  %
        20000
                                                                                                                                                                                       60  %

                                                                                                                                                                                       50  %
        15000
                                                                                                                                                                                       40  %
        10000
                                                                                                                                                                                       30  %

                                                                                                                                                                                       20  %
          5000
                                                                                                                                                                                       10  %

               0                                                                                                                                                                       0  %
                  1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018
                                Energieeffizienz                                                          fossile Brennstoffe
                                Erneuerbare Energien                                                      Kernenergie
                                Wasserstoff und Brennstoffzellen                                          Andere Energie- und Speichertechnologien
                                Andere berreichsübergreifende Technologien / Forschung                    Nicht zugeordnet
                                Anteil Kernenergie

                                                                                                    251
Abbildung 11: Forschung und Entwicklungsausgaben in IEA-Mitgliedsstaaten.


251
   Quelle: IEA, 2021, Energy RDD for estimated IEA Total [2019 Millionen USD].


                                                                                                   77


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719

Hinzu kommt, dass Kernkraftwerke in technischer und ökonomischer Hinsicht als
Kraftwerke für den Grundlastbetrieb konzipiert sind, dessen Rolle mit wachsenden
Anteilen variabler Einspeisung aus Wind- und PV-Anlagen obsolet geworden ist. Je
höher der Anteil variabler Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren, desto mehr Fle-
xibilitätsoptionen sind zum Ausgleich von Stromangebot und -nachfrage notwendig
                                                                                           252
(aber auch möglich) und desto geringer wird die Residuallast                                    und damit der Aus-
lastungsgrad von Kernkraftwerken. Auch weil KKW in Bezug auf Leistungsgradien-
                                253
ten   und    Anfahrdauer             z. B.   im   Vergleich      zur    Gasturbinen-Kraftwerken,                eine    be-
grenzte Flexibilität aufweisen, wird ein KKW aufgrund der Kostenstruktur (hohe Fix-
kosten, relative geringe variable Kosten) bei wachsender und vorrangiger Einspei-
                                                                                                                254
sung von variablem erneuerbarem Strom daher immer unwirtschaftlicher.                                                Denn
die hohen Fixkosten müssen bei wachsendem Ausbau der erneuerbaren Energien
auf immer weniger Betriebsstunden umgelegt werden. Daher entstehen Anreize für
Energieversorger mit Kernkraftwerken, den Durchbruch von erneuerbaren Energien
zu bremsen, sowohl im eigenen Unternehmen als auch systemweit.

4.2     Grad der Transformationsresistenz

Ein Kriterium für die Bewertung der Pfadabhängigkeit (Grad der Transformationsre-
                                                                    255
sistenz) ist der Kernenergiestromanteil (2019)                          , nach dem hier drei Ländergruppen
unterschieden werden können:
a.   Länder mit relativ hohem Anteil wie z. B. Frankreich (71 %), Slowakei (54 %), Uk-
     raine (54 %), Ungarn (49, %), Belgien (48), Tschechien (35 %), Finnland (35 %), Slo-
     wenien (37 %), Schweden (34 %)
b.   Länder mit mittlerem Anteil wie z. B. Armenien (28 %), Südkorea (26 %), Spanien
     (21 %), USA (20 %), Russland (20 %), Rumänien (19 %), Großbritannien (16 %), Ca-
     nada (115), Taiwan (13 %), Deutschland (12 %)
c.   Länder mit geringem Anteil wie z. B. Iran (2 %), Brasilien (3 %), Indien (3 %), Mexico
     (5 %), China (5 %), Südafrika (7 %), Pakistan (7 %), Argentinien (6 %)

In der Gruppe c) mit geringen Anteilen stehen vor allem Indien, aber auch Iran, Bra-
silien, Mexiko, Argentinien und Südafrika) als Schwellenländer noch auf einer relativ
niedrigen Ebene der zivilen Kernenergienutzung, sodass hier eine Kernenergiever-
meidungsstrategie noch relativ leicht möglich ist, bevor es zu schwerwiegenden
Pfadabhängigkeiten kommt. Eine Ausnahme davon bildet China, das Frankreich im
Jahr 2020 als zweitgrößter Atomstromproduzent hinter den USA abgelöst hat und
heute als einziges Land der Welt alle qualifizierten Fabrikationsanlagen für alle An-
lagenteile für Gen-III-Reaktoren im eigenen Land verfügbar hat.




252
   Residuallast beschreibt die nachgefragte Stromleistung abzüglich des Anteils variabler Einspeisung.
253
   Für eine differenzierte Darstellung der „Lastfolgefähigkeit deutscher Kernkraftwerke“ und der Marktein-
führung erneuerbarer Stromerzeugung vergl. (Grünwald & Caviezil, 2017). Auch diese Studie verdeutlicht „ …
das Konfliktpotenzial zwischen hoher EE-Durchdringung und einem Weiterbetrieb von KKW“ (Ebenda, S.11).
254
   Hennicke et al., 2011.
255
   Vergleiche    world-nuclear.org/information-library/facts-and-figures/nuclear-generation-by-country.aspx
(zuletzt geprüft am 29.09.2021).


                                                             78


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


Darüber hinaus wird die Pfadabhängigkeit der zivilen Kernkraftnutzung verstärkt,
wenn offen (z. B. in Frankreich und Großbritannien) oder verdeckt (eventuell in Ja-

pan) an einer militärischen Option festgehalten wird. Für die gesamte Ländergruppe
gilt trotz ihrer Unterschiedlichkeit, dass ausreichend alternative Potentiale, Techno-
logien und Strategien (basierend auf Energie- und Materialeffizienz und erneuerba-
                                                                                       256
ren Energien) für Pfade hin zur Klimaneutralität existieren.

Auffallend ist, dass vor allem europäische Länder, allen voran Frankreich, hohe Kern-

kraftanteile aufweisen. Im Jahr 2019 waren die 11 Länder mit dem höchsten Atom-
                                         257
stromanteil alle europäisch.                  Insofern ist in hohem Maße relevant, ob die europäi-
sche Klima-, Energie-, Wasserstoff- und Industriepolitik (“Green Deal“) die bereits

bestehenden Pfadabhängigkeiten und den daraus resultierenden energiepolitischen
Strukturkonservatismus in diesen Ländern verstärkt oder strategisch mit abzubauen

hilft. In diesem Zusammenhang ist der vom Joint Research Center (JRC) der Europä-
ischen Kommission vorgelegte Vorschlag, Kernkraft im Rahmen der Taxonomie für
                                                                                                                         258
die finanzielle Regulierung als „saubere“ Energie aufzunehmen, besonders kritisch.

Sowohl im Hinblick auf die Gefahren der Kernkraft (s. Kapitel 2) als auch auf unge-
löste Fragen von Endlagerung ist dieser Vorschlag im Sinne der sozialökologischen
                                          259
Transformation abzulehnen.                    Vor diesem Hintergrund ist es daher bedeutsam, dass
Deutschland als ein führendes europäisches Industrieland den Ausstieg aus der kom-
merziellen Nutzung der Kernenergie (2022), gefolgt vom Kohleausstieg (2030) sowie

den anderen fossilen Energieträgern (Erdgas und Öl) zügig vollzieht und die sozio-
ökonomische Vorteilhaftigkeit in der Praxis demonstriert. Dabei wird besonders zu

berücksichtigen sein, welche Auswirkungen das Urteil des Bundesverfassungsge-
richts zum Klimaschutz auf die Diskussion über „Kernkraft als Klimaschutzoption“
                 260
haben wird.           Es ist zu erwarten, dass interessierte Kreise die jetzt rechtlich einklag-

bare Dringlichkeit von Klimakrisenmaßnahmen dazu nutzen werden, die Kernenergie
– zumindest die Laufzeitverlängerung – wieder als Nothelfer für die zu zögerliche

Klimapolitik der Vergangenheit ins Gespräch zu bringen. Vor diesem Hintergrund
werden Deutschland (heutiger Atomstromanteil: 12 %) und Japan (8 %) nachfolgend

als besondere Referenzfälle behandelt.

4.2.1 Das Beispiel Deutschland

Die Kritik an der Kernkraft und das gesellschaftliche Engagement gegen diese hat in
                                                                                    261
Deutschland bereits in den 1970er Jahren ihren Anfang                                   . Ausgehend aus der an-
fänglichen Kritik hat sich die Anti-Atombewegung entwickelt, die mit der Gründung
der Partei Bündnis 90/Die Grünen im Jahre 1980 auch Einzug in die Parlamente ge-

funden hat. Im Verlauf eines jahrzehntelangen Großkonflikts wurde im Jahre 2000
der Ausstieg aus der kommerziellen Nutzung der Kernenergie von der damaligen rot-



256
   Hansen et al., 2019.
257
   Schneider et al., 2021.
258
   JRC, 2021
259
   Siehe hierzu auch Gegenstellungnahmen von BASE (2021) und Pistner, Englert, Küppers, et al. (2021).
260
   Bundesverfassungsgericht, 2021.
261
   Eine ausführliche Dokumentation der Geschichte der Kernkraft in Deutschland findet sich unter (Radkau,
1983) bzw. (Radkau & Hahn, 2013).


                                                             79


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719

grünen Bundesregierung unter Gerhard Schröder begonnen, 2002 durch die Novel-
lierung des Atomgesetzes rechtlich verbindlich gemacht, um dann im Jahre 2010 un-
ter der Regierung Merkels eine faktische Umkehr der Atompolitik durch Laufzeitver-
längerungen von 8 und 14 Jahren zu erfahren. Es war die Reaktorkatastrophe von
Fukushima im Jahre 2011 und der daraufhin ansteigende Druck der Gesellschaft, der
letztendlich zum „Atomausstiegsgesetz“ in der 13. Novellierung des Atomgesetzes
geführt hat.

In Deutschland wird etwa ein Jahrzehnt vergangen sein, bis nach dem erneuten Aus-
stiegsbeschluss von 2011 im Jahr 2022 der komplette Ausstieg aus der nuklearen
Stromerzeugung erfolgt ist. Es war dieser Ausstiegsbeschluss von 2011, der de facto
die Transformationsresistenz reduziert und einen – unter damaligen Bedingungen –
vergleichsweise zügigen Umbauprozess des Stromsystems unterstützt hat. Es kann
davon ausgegangen werden, dass technische (z. B. Kostenreduktion bei erneuerba-
rem Strom) und energiepolitische (z. B. ein für raschere Markteinführung optimiertes
EEG) Lerneffekte dazu beitragen, dass dieser Ausstieg bei vergleichbaren klimati-
schen, stromspezifischen und förderlichen industriepolitischen Systembedingungen
in anderen Ländern zukünftig schneller möglich ist. Das gilt auch für Schwellenländer
wie z. B. China, Indien, Brasilien, Südafrika, Iran oder Argentinien, deren Kernener-
gieanteil noch deutlich unter 10 % der Bruttostromerzeugung liegt.

Bei   den     europäischen          Ländern       mit    hohem       Kernenergiestromanteil                (allen    voran
                262
Frankreich         ) kommt es darauf an, die geschaffene Pfadabhängigkeit durch einen
konsequenten energiepolitischen Paradigmenwechsel und durch die Festlegung ei-
nes Endzeitpunktes für die Atomwende schrittweise abzubauen und gleichzeitig ei-
nen klaren industrie- und klimapolitischen Kurs zur schnellen Einführung von Effi-
zienztechnologien und erneuerbaren Energien einzuschlagen. Geschieht dies nicht,
dann ist Japan ein warnendes Beispiel dafür, wie ein durch eine KKW-Katastrophe
erzwungener, ungeplanter Ausstieg enorme gesellschaftliche Anstrengungen sowie
deutlich höhere Kosten für eine Richtungsänderung mit sich bringt.

4.2.2 Das Beispiel Japan

Nicht nur in Hinblick auf die unmittelbaren menschlichen und volkswirtschaftlichen
Folgen einer Nuklearkatastrophe, sondern auch wegen der Transformationsresistenz
des nuklearen Subsystems gegen eine Richtungsänderung hin zur Dekarbonisierung
ist Japan ein lehrreiches Fallbeispiel. Japan hat den Kernkraftanteil (maximal 35 % in
2002) nach der Reaktorkatastrophe in Fukushima auf null (2014) gesenkt und konnte
                                                                    263
ihn bisher nur auf 8 % (2019) wieder anheben.                            Dies zeigt zwar, dass die japanische
Wirtschaft auch ohne Kernenergie auskommen kann, jedoch sind die Nebenwirkun-
gen dieses Schocks erheblich gewesen, u. a. ein Anstieg von CO2-Emissionen, stei-
gende Energieimportabhängigkeit, höhere Strompreise und Notfall-Regulierung von
Stromerzeugung und -verbrauch. Es stellt sich also die Frage, warum in Japan als


262
   Zu den Ausstiegs- und Umstiegs Optionen im Stromsystem von Frankreich vergl. z. B. Agora Energiewende
& IDDRI (2018).
263
   de.statista.com/statistik/daten/studie/29417/umfrage/anteil-der-atomenergie-an-der-stromerzeugung-
in-japan/ (zuletzt geprüft am 29.09.2021).


                                                             80


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


logische Konsequenz und als Antwort auf die Reaktorkatastrophe keine ambitio-
nierte nachhaltige Transformation stattgefunden hat. Mittel- und langfristig besitzt
Japan nämlich hinsichtlich Technologie- und Erzeugungspotentialen (PV, Wind, Ge-
othermie, Biomasse) alle Voraussetzungen, um den Kernenergieanteil planmäßig und
wirtschafts- und sozialverträglich zu reduzieren und so seine Stromerzeugung bis
2030 auf mindestens 40 % und langfristig, spätestens bis 2050, vollständig auf er-
neuerbare Energien umzustellen, wie eine jüngere modellgestützte Studie zu Japan
        264
zeigt.

Aus Gründen der Risikominimierung, der vorausschauenden Industrie- und Wettbe-
werbspolitik, der Reduktion der Importabhängigkeit und der gesellschaftlichen Ak-
zeptanz wäre eine kombinierte Strategie aus Maximierung der Energie- und Materi-
aleffizienz und rasche, systematische Einführung erneuerbarer Energien eine für Ja-
pan    zweifellos       auch     wirtschaftlich        attraktive      Option       der    Risikovermeidung            und
schrittweisen Dekarbonisierung. Warum wird diese Option dennoch bisher – trotz
des Traumas der Atombombenabwürfe auf Hiroshima und Nagasaki, trotz der Kata-
strophe von Fukushima und trotz der besonderen Erdbebenrisiken in Japan – (noch)
nicht aktiv umgesetzt?

Begründen lässt sich dies mit der Transformationsresistenz des nuklearen Subsys-
tems, die Japan bislang daran hindert, auf diesen langfristig und volkswirtschaftlich
vorteilhafteren Pfad mit einer mutigen, aber technisch, ökonomisch und sozial mach-
baren Richtungsentscheidung einzuschwenken. Die Gründe liegen sowohl bei der
ehemals sehr mächtigen und bis heute einflussreichen Symbiose von Nuklearindust-
rie und Politik („nuclear village“), als auch in den ökonomischen Verwertungszwän-
gen des derzeit ungenutzten nuklearen Kraftwerksparks (ursprünglich 55 Kernkraft-
werke), der Konzentration von Marktmacht und Netzbeherrschung durch die zehn
großen KKW-Betreiber sowie in den geschaffenen generellen Systemabhängigkei-
                                      265
ten des Nuklearsystems.                    Die zehn großen KKW-Betreiber wurden auch nach
Fukushima nur zaghaft und ohne Einspeisevorrang dem direkten Wettbewerb er-
neuerbarer Stromerzeugung (vorwiegend PV) ausgesetzt, beherrschen aber noch im-
mer die Netze und erwarten entgegen der ablehnenden Haltung der Bevölkerungs-
mehrheit, dass ihr in das Nuklearsystem eingesetzte Kapital durch möglichst baldige
                                                                                      266
Wiederinbetriebnahme weiterhin verwertet werden kann.                                      All dies hat die Pfadab-
hängigkeit von der Kernkraftindustrie verlängert, statt sie durch eine klare Rich-
tungsentscheidung für eine schrittweise Atomwende und einen forcierten Einstieg
                                                                                                               267
in Effizienz und Erneuerbare zu beenden. Die Studie von REI/Agora/LUT                                               belegt
durch Modellrechnungen, dass diese „klare Richtungsentscheidung“ für Japan als ein
führendes Industrieland eine gewaltige energiepolitische Kraftanstrengung, einen
enormen wirtschaftlichen Strukturwandel und eine wirklich „große Transformation“
des Strom- und Energiesystems bedeuten würde. Japan hat sich als Inselland u. a. aus


264
   LUT University, Agora Energiewende, Renewable Energy Institute et al., 2021.
265
   Koppenborg, 2021.
266
   Nach World Nuclear Association sind in Japan prinzipiell 33 Kernreaktoren als betriebsfähig klassifiziert;
davon haben allerdings nur 9 eine Erlaubnis zum Restart erhalten; vergl. world-nuclear.org/information-
library/country-profiles/countries-g-n/japan-nuclear-power.aspx (zuletzt geprüft am 29.09.2021).
267
   LUT University, Agora Energiewende, Renewable Energy Institute et al., 2021


                                                             81


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719

Gründen der          Versorgungssicherheit               nach den Ölkrisen             der    1970er      Jahre     in   die
scheinbar versorgungssichere Abhängigkeit von Kernenergie begeben – in einer von
Erdbeben         besonders         gefährdeten          Region        eine     fatale     Fehleinschätzung,             wie
                268
Fukushima            gezeigt hat.

Die Befreiung von der geschaffenen Pfadabhängigkeit der nuklearen (aber auch von
der kohlebasierten) Stromerzeugung erfordert einen radikalen Richtungswechsel der
Energiepolitik. Hierzu gehören (1) ein erheblicher Zuwachs erneuerbarer Stromka-
pazität; (2) Investitionen in erneuerbare Strom- und Wärmeerzeugung, Energiespei-
cher, Übertragungsnetz und PtX-Technologie; (3) der Ausbau der Wasserstoffwirt-
schaft; sowie (4) der Ausstieg aus der Kohle- und Kernkraftverstromung bis 2030.

Der    theoretisch        vorstellbare       simultane        Ausbau       von    nuklearer       und     erneuerbarer
Stromerzeugung ist angesichts der realen Transformationserfordernisse eine unrea-
listische Fiktion: Die Ausstiegsstrategie (4) ist im Sinne der Überwindung der Trans-
formationsresistenz eine Voraussetzung dafür, dass die genannten Basisstrategien
(1), (2) und (3) tatsächlich im erforderlichen Umfang umgesetzt werden können. Der
Grund: Solange ein endgültiges Ausstiegsdatum für die bestehende nukleare Kraft-
werkskapazität nicht festgelegt ist, wird die Hoffnung der Betreiber auf Verwertung
des investierten Kapitals in die Kernkraftwerke aufrechterhalten und die Innovati-
ons- und Investitionsneigung für Alternativen gebremst. Insofern erscheint es höchst
unwahrscheinlich, dass sich die zehn großen regionalen Kernkraftwerksbetreiber
beim erforderlichen Investitionsbedarf, dem forcierten Kapazitätsausbau erneuerba-
rer Stromerzeugung und dem Aufbau einer mittelfristigen Importinfrastruktur für
Wasserstoff aus Erneuerbaren und PtX in ausreichendem Maße betätigen – von der
Förderung von Stromsparmaßnahmen bei ihren Kunden ganz zu schweigen. Ob sich
diese Perspektive dann ändert, wenn – wie in Japan und auch anderswo denkbar –
auf nuklearen Wasserstoff gesetzt wird, wird anschließend diskutiert.

4.3      Nuklearer Wasserstoff

Dieser Abschnitt beschäftigt sich nicht mit der allgemeinen Notwendigkeit und der
Rolle von Wasserstoff im Transformationsprozess. Vielmehr wird spezifisch die Was-
serstofferzeugung aus Kernkraft genauer beleuchtet. Warum muss die Frage des
nuklearen Wasserstoffs trotzdem unter der Überschrift „transformationsresistent“
                            269
behandelt werden?                Bereits in wenigen Jahren spielen größere Mengen klimaneut-
ral erzeugten Wasserstoffs in vielen Dekarbonisierungsszenarien (bis 2050) eine zu-
nehmend bedeutende Rolle für die nicht oder nur schwer per erneuerbarer Elektri-
zität dekarbonisierbaren Sektoren (z. B. energieintensive Industrien wie Stahl, Che-




268
   Und   zuvor schon    die Freisetzung     von radioaktivem Material nach        einem    Transformatorbrand im       Jahre
2007 im KKW Kashiwazaki-Kariwa.
269
   Die komplizierte Frage für alle Länder ist, welche Mengen erneuerbaren Wasserstoffs jeweils national her-
stellbar sind und welche Mengen zu welchen Preisen auf einem noch sehr fernen Weltmarkt beschaffbar sein
werden.


                                                             82


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                                                         270
mie, Zement und Teile des Verkehrs).                          Wenn gleichzeitig unterstellt wird, dass we-
                                                   271
der national noch durch Importe                         hinreichend viel erneuerbarer Wasserstoff ver-
                                             272
fügbar gemacht werden kann                       , dann könnte aus Gründen der langfristigen Versor-

gungssicherheit ein nuklearer Wasserstoffsockel dauerhaft aufrechterhalten bzw.

rasch geschaffen werden, wenn der Pfad des breiten Wasserstoffeinsatzes beschrit-

ten wird. Bei steigendem Anteil variabler Einspeisung könnten KKW-Betreiber da-

raufsetzen, in Zeiten vollständiger regenerativer Lastdeckung speicherbaren Was-

serstoff per Elektrolyse herzustellen, um bestehende KKW möglichst weiter im Voll-

lastbetrieb zu betreiben. Wird dies zum Credo der herrschenden Energie-, Industrie –

und Förderpolitik, wäre eine langfristige nukleare Pfadabhängigkeit vorprogram-
         273
miert.

Interessant ist, dass weder in der europäischen noch in der deutschen Wasser-

stoffstrategie die Wasserstoffproduktion mithilfe von Kernenergie explizit erwähnt
       274
wird.       Allerdings hat die Nuklearindustrie diese Option stets in ihren Analysen mit-

verfolgt, die britische Nuclear Industry Association (NIAUK) aktuell sogar mit beson-
                            275
derem Nachdruck.                 Auch die EU-Kommission und Frankreich stellen klar, dass sie

sogenannten „CO2-armen“ Wasserstoff auch aus Kernenergie durchaus mit ins Kal-

kül miteinbeziehen, weil er gegenüber der bisher allgemein üblichen Reformierung

aus Erdgas (mit oder ohne Carbon Capture and Storage, CCS) weniger CO2 freisetzen
                                                                                             276
und so zumindest für eine Übergangsphase benötigt würde.

Die NIAUK diskutiert vier technisch mögliche Verfahren, nämlich

1.   die Kaltwasser-Elektrolyse („cold water electrolysis“),

2.   die Hochtemperaturdampf-Elektrolyse („high temperature steam electrolysis“),

3.   die thermochemische Wasseraufspaltung („thermochemical water splitting“) und

     schließlich

4.   die konventionelle Gasreformierung („reforming from fossil fuels“) mithilfe von

     Hochtemperaturwärme aus Kernkraftwerken und Endlagerung des entstehen-

     den CO2 (CCS).

In Variante 1 wird Kernenergiestrom statt Strom aus Wind und Sonne bei der Elekt-

rolyse eingesetzt und damit auch quasi über Wasserstoff speicherbar gemacht. Hin-





270
   Eine umfangreiche Studie zum nachhaltigen Einsatz von Wasserstoff findet sich unter (Sachverständigen-
rat für Umweltfragen, 2021).
271
   Nicht nur in Japan, sondern auch in Deutschland und anderen Industrieländern wird die weltweite Nach-
frage nach (erneuerbarem) Wasserstoff erheblich zunehmen.
272
   Das BMBF geht z. B. im Juni 2020 davon aus, dass Deutschland langfristig 50 Mio. Tonnen Wasserstoff
aus   Erneuerbaren       benötigt,    www.bmbf.de/de/eine-kleine-wasserstoff-farbenlehre-10879.html                      (zuletzt
geprüft am 29.09.2021); zum Vergleich: Im Jahr 2018 importierte Deutschland 84,8 Mio. Tonnen Rohöl.
273
   Dies ist insbesondere der Fall, wenn nicht ausreichend Überschussstrom aus EE zur Verfügung stehen
würde, der billiger ist als Strom aus Kernenergie.
274
   Europäische Wasserstoffstrategie siehe Europäische Kommission (2020) bzw. für die deutsche Wasser-
stoffstrategie Bundesregierung (2020).
275
   NIAUK, 2021.
276
   www.euractiv.de/section/energie-und-umwelt/news/eu-kommission-aus-atomkraft-produzierter-
wasserstoff-ist-co2-arm/       (zuletzt   geprüft   am   29.09.2021).     Wasserstoff      aus Erneuerbaren,       Erdgas    und
Kernenergie wird manchmal auch unter dem Begriff „clean hydrogen“ subsumiert.


                                                               83


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


sichtlich der Wettbewerbsfähigkeit von nuklearem Wasserstoff (ohne Berücksichti-
gung externer Kosten) gegenüber Wasserstoff aus Erneuerbaren konkurriert also bei

sonst vergleichbarer technischer Gesamtkonfiguration in dieser Variante Kernkraft
gegen erneuerbaren Strom. Wie gezeigt wurde, ist als entscheidende Grundlage für
                                                                                            277
die Gesamtkosten der Strom aus Erneuerbaren vorteilhafter.                                       Variante 2 hält die

NIAUK prinzipiell für effizienter und technisch auch für machbar, dieses Verfahren
                                                                  278
ist jedoch       noch     nicht    Stand      der    Technik.          Variante       3   verlangt      Temperaturen

zwischen 600 und 900 °C, die nur mit der neuen Generation von Kernkraftwerken
mit geringer Leistung (SMRs) erreicht werden können. Diese Variante kann daher
frühestens in den 2030er Jahren in Prototypen getestet werden und kommt damit

zu spät für eine ausreichend schnelle Transformation des Energiesystems. Variante
4 könnte prinzipiell fossile Energien bei der Gasreformierung ersetzen, verlangt aber

sicheres und kostengünstiges CCS und ist somit gegen erneuerbaren Wasserstoff
mittel- und langfristig voraussichtlich wirtschaftlich nicht konkurrenzfähig sowie,
aufgrund erheblicher Unsicherheiten bei CCS, ebenfalls zudem nicht marktreif.

Unterm Strich bleibt daher die Bilanz, dass nuklearer Wasserstoff bei keinem der
Verfahren gegenüber Wasserstoff aus EE wettbewerbsfähig ist oder rechtzeitig wer-

den könnte. NIAUK propagiert daher einerseits eine ambitionierte Kohlenstoffbe-
                                                                                              279
preisung zur Berücksichtigung der vollständigen Externalitäten.                                   Dabei wird entge-
gen jeder Evidenz unterstellt, dass Kernenergie keine höheren externen Kosten (z. B.

für Entsorgung, Stilllegung, Endlagerung, von Unfällen ganz zu schweigen) aufweist
als erneuerbarer Strom. Andererseits werden öffentliche Subventionen eingefordert,

wie es auch ein neues Finanzierungsmodell zur Reduktion der Kapitalkosten von
                                                    280
Kernkraftwerken offen vorschlägt.

Dies alles kann als Beleg für die mangelnde Wirtschaftlichkeit des nuklearen Was-

serstoffpfades gewertet werden. Ein wesentlicher Grund für den in jüngster Zeit ent-
standenen weltweiten „Rush for Hydrogen“, liegt darin, dass die schwer zu dekarbo-

nisierbaren       Sektoren       (z. B. Stahl,    Chemie,       Teile    des   Verkehrssystems)            in Analysen
weltweit ins Visier genommen wurden. Es ist zu erwarten, dass bei einer Umsetzung

der Wasserstoffstrategien der Wasserstoffbedarf in allen hochentwickelten Indust-
riegesellschaften auf dem Weg zur vollständigen Dekarbonisierung derart anwach-
sen könnte, dass in der Regel – zum Beispiel in Deutschland und in Europa – eine

Bereitstellung ausreichender Mengen Wasserstoffs aus EE nur durch enorme Im-
                                                                                                                  281
portmengen von EE-Wasserstoff oder Derivaten gesichert werden können                                                  . Soll

hieraus kein Sachzwang für nuklearen Wasserstoff entstehen, ist es notwendig, we-
sentlich transparenter als bisher über die Quellen zu berichten, die Versorgungssi-
cherheit und die Kosten erneuerbaren Wasserstoffs (Inland/Ausland) differenzierter



277
   Das gilt insbesondere beim Vergleich von neuen Kraftwerken. Die Studie REI, Agora, LUT University (2021)
geht jedoch darüber hinaus davon aus, dass auch eine kostenrelevante Ertüchtigung von Atomkraftwerken
zur Ausdehnung der Laufzeit auf 60 Jahren Atomstrom ab 2025 teurer macht als Strom aus Erneuerbaren
(Ebenda, S.10).
278
   NIAUK, 2021.
279
   Ebenda.
280
   Ebenda.
281
   Eine detailliertere Analyse zum Wasserstoffbedarf und Importmengen findet sich unter (Gerhards et al.,
2021).


                                                             84


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


zu erforschen sowie über Prioritäten zu entscheiden, in welchen Bereichen Wasser-
                                                                282
stoff unabdingbar Verwendung finden soll.                            Vor allem müssen die Kapazitäten für
Wind- und Solarkraftwerke forciert, eine maximal effiziente Stromnutzung in allen
Sektoren vorangetrieben und faire internationale Allianzen für die Produktion und
den Handel von Wasserstoff aus Erneuerbaren rechtzeitig vorbereitet werden.

4.4      Atomwende als Bedingung für erfolgreiche Endlage-
         rung atomarer Abfälle

Die Beendigung der kommerziellen Nutzung von Kernkraft, und damit die Beendi-
gung der Erzeugung zusätzlicher radioaktiver Abfälle, ist auch notwendig, um den
wichtigen und komplexen Prozess der Endlagerung erfolgreich zu bewältigen. Dies
bezieht sich zum einen konkret auf den Prozess der Endlagersuche, der bis heute für
Abfälle aus Kernkraftwerken nirgendwo auf der Welt erfolgreich umgesetzt werden
konnte. Darüber hinaus müssen aber auch weitere Herausforderungen der Atom-
wende erfolgreich abgearbeitet sein, um das „letzte Kapitel“ der Kernenergie auszu-
         283
rufen.       Der Endlagersuchprozess kann nicht als alleinstehendes Phänomen, losge-
löst von weiteren technisch und gesellschaftlichen Aufgaben betrachtet werden.
Vielmehr muss das „vertrackte Problem“ der Endlagersuche im Kontext der Energie-
wende angegangen werden, die ihrerseits ein Element der großen Transformation
    284
ist.     In Deutschland fällt die atompolitische Wende gleichsam originär mit der Ener-
giewende zusammen, entstand letztere doch vor allem aus der Anti-Atombewegung
                                   285
der 1960er/70er Jahre.                  Nach jahrelangen Auseinandersetzung bedeutet die Ent-
scheidung von 2011 das Ende der kommerziellen Nutzung der Kernkraft, wodurch
der Weg freigemacht wird für die zur Akzeptabilität notwendigen Diskurse zur
Atomwende, insbesondere den Einstieg in den großindustriellen Rückbau von Kern-
                                                                                           286
kraftwerken sowie die Endlagerung der radioaktiven Abfälle.

Der allseits verwendete Begriff des „Atomausstiegs“ ist irreführend und ist nicht als
Narrativ zur Unterstützung der Endlagersuche geeignet. Anders als beim Kohle- oder
Gasausstieg kann man aus technisch-physikalischen Gründen nicht einfach aus der
Kernkraft „aussteigen“, da die Wärmebildung durch Zerfallsprozesse über sehr lange
Zeit anhält. Somit muss neben dem viele Jahrzehnte dauernden Rückbau die Endla-
gersuche für über eine Millionen Jahre ausgelegt werden, wie z. B. in Deutschland im
Standortauswahlgesetzt (StandAG) festgelegt. Die Atomwende reicht weit über die
bevorstehende Schließung                  von    Kernkraftwerken             und    der    Endlagersuche           hinaus.
Auch andere atomwirtschaftliche Aktivitäten in Deutschland bzw. von Deutschland
mitfinanzierte Aktivitäten müssen beendet werden, um den Zuwachs an Abfällen zu


282
   Zum Beispiel stellt sich die Frage der Priorisierung bei der Umnutzung von Erdgasnetzen für Wasserstoff
(bzw. H2-Beimischungen), bei der Verwendung von Wasserstoff in Gebäuden (mit Brennstoffzellen), bei der
Rückverstromung oder bei direkt elektrifizierbaren Segmenten des Verkehrs, z. B. Schwerlastverkehr, Züge,
PKWs.
283
   BASE, 2020.
284
   Brunnengräber, 2019b.
285
   Krause,   1980; Müschen      und   Romberg,    1986;   Brunnengräber,     2016a,   13 – 32; Morris   und   Pehnt, 2016;
Hirschhausen, 2018.
286
   Für eine detaillierte Übersicht über die atomaren Abfälle siehe: (Der Welt-Atommüll-Bericht, 2019).


                                                             85


        Wealer et al. 2021. Diskussionsbeiträge der Scientists for Future 9, doi:10.5281/zenodo.5573719


stoppen und die bestehenden Abfälle einer möglichst sicheren Entsorgung zuführen
zu können. Die vom BMU veröffentlichte Liste von Maßnahmen in Richtung Atom-

wende enthält u. a. folgende Maßnahmen: Schließung der Atomfabriken in Lingen
und Gronau, Schulterschluss der atomkritischen Staaten, Eintreten gegen Laufzeit-
verlängerungen international sowie kein öffentliches Geld für Kernkraftwerke in der
                                   287
EU und darüber hinaus.

Um in Zukunft gesellschaftliche Konflikte zu vermeiden und einen Endlagerstandort

mit größtmöglicher Akzeptanz zu bestimmen, hat der Deutsche Bundestag im Jahre
2013 das Standortauswahlgesetz (StandAG) verabschiedet. Die Endlagerkommission
                                                                                          288
legte 2016 zentrale Empfehlungen für den Suchprozess vor.                                     Nach einer Novellie-

rung des StandAG im Jahre 2017 soll das Gesetz für einen ergebnisoffenen, trans-
parenten, lernenden Prozess nach gesetzlich festgelegten fachlichen Kriterien unter
                                                           289
Beteiligung       der    Öffentlichkeit         sorgen.          Für    die    Beteiligung       der    Öffentlichkeit
wurde eine eigene Behörde (BASE) geschaffen, welche sowohl den Vollzug des
Standortauswahlverfahrens überwachen als auch Trägerin der Öffentlichkeitsbetei-

ligung sein soll. Bis Ende 2021 wurden die „Fachkonferenzen Teilgebieten“ vom Bun-
                                                                                                             290
desamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung (BASE) umgesetzt,                                               worauf

weitere Verfahrensschritte folgen sollen, bis – nach aktueller Gesetzeslage 2031 –
die Festlegung des Endlagerstandortes durch den Bundestag erfolgen soll. Auch das
BASE hat sich auch zu Fragen der Kernkraft klar positioniert: „Der Ausstieg aus der

Nutzung der Kernenergie ist zentrale Voraussetzung für eine erfolgreiche Suche
                                 291
nach einem Endlager.“

4.5     Zwischenfazit

„Ein Kernkraftwerk emittiert im laufenden Betrieb keine direkten CO2-Emissionen
und andere Treibhaushausgase.“ Eng betrachtet und bezogen auf eine Kilowatt-
stunde Kernenergiestrom sind die entstehenden Treibhausgase tatsächlich relativ

gering. Dieser statischen und verkürzten Perspektive verdankt die Kernenergie die
Einschätzung, sie sei eine Option im Kampf gegen die Klimakrise. Aber die Realität

des Energiesystems ist nicht statisch fixiert, sondern bei beschleunigter Transforma-
tion zur vollständigen Dekarbonisierung über Jahrzehnte so dynamisch wie noch nie.
Für die weltweiten Dekarbonisierungsszenarien bis 2050 sind aber ein stark forcier-




287
   Neben der Beendigung der kommerziellen Nutzung von Kernkraft hat das Bundesumweltministerium an-
lässlich des 10-Jahrestags des Unfalls in Fukushima 12 „Punkte für die Vollendung des Atomausstiegs“ defi-
niert: siehe dazu BMU (2021).
288
   Siehe Kommission Lagerung hoch radioaktiver Abfallstoffe (2016).
289
   www.endlagersuche-infoplattform.de/webs/Endlagersuche/DE/Endlagersuche/Gesetzliche-
Grundlagen/gesetzliche-grundlagen_node.html (zuletzt geprüft am 29.09.2021).
290
   Für eine Übersicht der Ergebnisse der Fachkonferenzen siehe Fachkonferenz Teilgebiete (2021) und für
eine wissenschaftliche Begleitung des Prozesses Themann et al. (2021).
291
   „Die von der Bundesregierung eingesetzte Ethikkommission schrieb zum Beispiel dazu in ihrem Abschluss-
bericht: „Die Schaffung eines gesellschaftlichen Konsenses über die Endlagerung hängt entscheidend mit der
Nennung eines definitiven Ausstiegsdatums für die Atomkraftwerke zusammen. Die Aussicht, mehrere Jahr-
tausende lang hochstrahlenden Müll sichern zu müssen, ist eine schwere Hypothek für die nachfolgenden
Generationen.“ www.base.bund.de/DE/themen/kt/ausstieg-atomkraft/ausstieg_node.html (zuletzt geprüft
am 29.09.2021).


                                                             86


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ter Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung und eine massive Steigerung der Energie-
effizienz als Hauptstrategien gesetzt. Für diesen fundamentalen Strukturwandel ist
das Nuklearsystem und die Kernkraftproduktion in zeitlicher, ökonomischer und sys-
temorientierter Hinsicht ein massives Innovations- und Investitionshemmnis. Für ei-
nen rasch ansteigenden Anteil variabler Stromeinspeisung aus Wind und Sonne ist
die Grundlastcharakteristik von Kernkraftwerken einerseits zu starr und system-
fremd. Andererseits werden KKW-Betreiber aus betriebswirtschaftlichem Interesse
alles daransetzen, Alternativen der genannten Kernstrategien zu verhindern, um die
Wirtschaftlichkeit ihres investierten Kapitals möglichst durch Vollauslastung zu si-
chern. Beide Effekte bezeichnen wir hier als Transformationsresistenz. Japan ist für
diesen strukturellen Lock-in-Effekt bisher ein besonders tragisches Negativbeispiel,
Deutschland nach dem endgültigen Ausstiegsbeschluss 2011 insofern ein Positivbei-
spiel, weil dadurch – u. a. gestützt auf das EEG (siehe oben) – Dynamiken für einen
erneuerbaren Stromausbau möglich wurden. Doch auch nach der Beendigung der
kommerziellen Nutzung der Kernkraft in Deutschland stellt die Schaffung eines
Endlagers für die hochradioaktiven Hinterlassenschaften eine gewaltige gesamtge-
sellschaftliche Aufgabe dar. Um dafür die benötigte Akzeptanz der Bevölkerung zu
erlangen, Misstrauen gegenüber den staatlichen Behörden abzubauen und die Ge-
nerationengerechtigkeit zu forcieren, ist die Atomwende eine zwingende Bedingung
für eine erfolgreiche Endlagersuche.

5.   Fazit

Kernenergie spielt im gegenwärtigen Energiesystem mit 10 % weltweit (Deutschland
2018: 12 %) eine gewisse Rolle und trägt in einigen Ländern signifikant zur Strom-
versorgung bei. Angesichts der sich verschärfenden Klimakrise wird aktuelle die zu-
künftige Bedeutung dieser Technologie diskutiert, die bei der Stromproduktion keine
Klimagase emittiert. Einige wenige, aber geopolitisch mächtige Staaten halten aus
verschiedenen Gründen an der Kernkraft fest, vor allem die fünf dauerhaften Mit-
glieder des UN-Sicherheitsrats (USA, Vereinigtes Königreich, Frankreich, Russland,
China). Auch internationale Organisationen sowie einige private Unternehmen spre-
chen sich regelmäßig für eine zunehmende Bedeutung von Kernkraft aus.

Im vorliegenden Diskussionsbeitrag wird eine Vielzahl von Argumenten geprüft und
mit dem aktuellen Stand der Forschung abgeglichen. Dabei bestätigt sich die Ein-
schätzung der Scientists for Future aus dem Diskussionsbeitrag „Klimaverträgliche
Energieversorgung für Deutschland“, dass Kernenergie nicht in der Lage ist, in der
verbleibenden Zeit einen sinnvollen Beitrag zum Umbau hin zu einer klimaverträgli-
chen Energieversorgung zu leisten. Kernkraft ist zu gefährlich (Abschnitt 1), zu teuer
(Abschnitt 2) und zu langsam verfügbar (Abschnitt 3); darüber hinaus blockiert die
Nutzung der Kernenergie den notwendigen sozial-ökologischen Transformations-
prozess, ohne die ambitionierten Klimaschutzziele nicht erreichbar sind (Abschnitt
4). Dies gilt auch für aktuelle diskutierte Laufzeitverlängerungen und Forschungsbe-
mühungen um noch nicht etablierte Reaktorkonzepte. Angesichts der Perspektive
einer technisch     und ökonomisch darstellbaren Vollversorgung mit erneuerbaren
Energien ist Kernkraft nicht nur keine sinnvolle Option zur Bekämpfung der Klima-



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krise, sondern es sollte proaktiv auf die Blockade der sozial-ökologischen Transfor-
mation durch Kernkraft hinzuweisen werden, um diesen Transformationsprozess
nicht zu gefährden.

                  © Ben Wealer, Christian Breyer, Peter Hennicke, Helmut Hirsch, Christian
                   von Hirschhausen, Peter Klafka, Helga Kromp-Kolb, Fabian Präger, Björn
                 Steigerwald, Thure Traber, Franz Baumann, Anke Herold, Claudia Kemfert,
                        Wolfgang Kromp, Wolfgang Liebert & Klaus Müschen, CC BY-SA 4.0






Literatur

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