Atomkraft in Deutschland

Atomkraft in Deutschland

  • Deutschland bezog bis März 2011 mit 17 Reaktoren ein Viertel seines Stroms aus Kernenergie. Inzwischen stammen rund 12% der Elektrizität aus sieben Reaktoren, und über 40% der Elektrizität stammt aus Kohle, der größte Teil aus Braunkohle.
  • Eine nach den Bundestagswahlen 1998 gebildete Koalitionsregierung hatte den Ausstieg aus der Kernenergie zum Gegenstand ihrer Politik. Mit einer neuen Regierung im Jahr 2009 wurde der Ausstieg abgesagt, 2011 jedoch wieder eingeführt, und acht Reaktoren wurden sofort abgeschaltet.
  • Die öffentliche Meinung in Deutschland ist nach wie vor weitgehend gegen Kernenergie, da der Bau neuer Kernkraftwerke praktisch nicht unterstützt wird.
  • Deutschland hat aufgrund seiner Energiepolitik einige der niedrigsten Stromgroßhandelspreise in Europa und einige der höchsten Einzelhandelspreise. Steuern und Gebühren machen mehr als die Hälfte des inländischen Strompreises aus.

Die deutsche Stromproduktion betrug 2018 650 TWh, der Endverbrauch 515 TWh und die Nettoexporte 49 TWh (vorläufige Zahlen der Internationalen Energieagentur). Von der gesamten Erzeugung lieferte Kohle 241 TWh (37%), von denen mehr als die Hälfte aus der Verbrennung von Braunkohle stammte. Atomkraft lieferte 76 TWh (12%), Gas 85 TWh (13%), Wind 112 TWh (17%), Biokraftstoffe und Abfälle 58 TWh, Solar-PV 46 TWh und Wasserkraft 24 TWh. 

Die Exporte im Jahr 2017 gingen hauptsächlich nach Österreich, in die Niederlande, nach Polen und in die Tschechische Republik, wobei die Nettoimporte aus Frankreich erfolgten. Deutschland ist einer der weltweit größten Importeure von Gas, Kohle und Öl und verfügt neben Braunkohle und erneuerbaren Energien nur über wenige heimische Ressourcen (siehe späterer Abschnitt). Der jährliche Verbrauch beträgt ca. 6300 kWh pro Kopf. Das Übergewicht der Kohle macht das Land zum größten Kohlendioxidemittenten Europas. 

Die Erzeugungskapazität betrug Ende 2018 205,9 GWe, davon 9,5 GWe Kernkraft, 21,2 GWe Braunkohle, 24,2 GWe Steinkohle, 29,6 GWe Erdgas, 4,3 GWe Öl, 5,5 GWe Wasserkraft, 56,8 GWe Wind, 45,3 GWe Solar und 7,7 GWe Biomasse (Fraunhofer-Zahlen). Die Gesamtkapazität hat sich von 99 GWe im Jahr 1990 mehr als verdoppelt, um nur 19% mehr Strom zu liefern, wobei 24,6% aus Wind und Sonne stammen, was der Hälfte der Gesamtkapazität entspricht. Im Jahr 2017 hatten Wind- und Solar-PV Kapazitätsfaktoren von 22% bzw. 11%, verglichen mit 90% für Nuklearanlagen (IEA-Zahlen).

„In den letzten zehn Jahren haben gut gemeinte politische Entscheidungsträger in Deutschland und anderen europäischen Ländern eine Politik für erneuerbare Energien mit großzügigen Subventionen ins Leben gerufen, die sich langsam als nicht nachhaltig erwiesen und tiefgreifende, unbeabsichtigte Konsequenzen für alle Interessengruppen der Branche zur Folge hatten. Diese Maßnahmen haben zwar zu einer beeindruckenden Verbreitung erneuerbarer Energiequellen geführt, aber auch zu einem deutlichen Ungleichgewicht auf den Strommärkten geführt, was zu einem deutlichen Anstieg der Energiepreise für die meisten Nutzer und zu einer Wertzerstörung für alle Beteiligten geführt hat: Verbraucher und Unternehmen für erneuerbare Energien Dies ist der einleitende Absatz in einem Bericht von Finadvice vom Juli 2014 für das Edison Electric Institute und europäische Kunden. Einzelheiten hierzu finden Sie im späteren Abschnitt.

In einem Sonderbericht vom 28. November 2015 stellte The Economist fest , dass französische Haushalte etwa halb so viel für Strom zahlen wie deutsche: „Deutschland hat ungewöhnlich große Fehler gemacht. Es war unklug, langfristig enorme Subventionen für Solarparks zu vergeben. Die Atomkraft so schnell abzuschaffen ist verrückt. Es hat auch Pech gehabt. Der Preis für weltweit gehandelte Steinkohle ist in den letzten Jahren gesunken, auch weil das schiefergasreiche Amerika so viel exportiert. Deutschlands größter Fehler ist jedoch ein Fehler, den Länder häufig begehen, die versuchen, von fossilen Brennstoffen auf erneuerbare Energien umzusteigen. Es ist zu ignorieren, dass Wind- und Sonnenenergie dem gesamten Energiesystem Kosten auferlegen, die überproportional steigen, wenn sie mehr hinzufügen. “

Nukleare Entwicklung

Die 17 Kernkraftwerke des Landes, auf die 15% der installierten Leistung entfallen, lieferten früher mehr als ein Viertel des Stroms (133 TWh netto im Jahr 2010). Viele der Anlagen sind groß (insgesamt 20.339 MWe) und die letzte wurde 1989 kommerziell in Betrieb genommen. Sechs Anlagen sind Siedewasserreaktoren (BWR), 11 sind Druckwasserreaktoren (PWR). Alle wurden von der Siemens-KWU gebaut. Eine weitere DWR war seit 1988 wegen eines Lizenzstreits nicht mehr tätig. Dieses Bild änderte sich 2011, als die Betriebsflotte auf neun Reaktoren mit 12.003 MWe Kapazität und dann auf acht Reaktoren mit 10.728 MWe reduziert wurde. (Siehe spätere Abschnitte.)

Die Zuständigkeit für die Genehmigung des Baus und des Betriebs aller kerntechnischen Anlagen liegt bei Bund und Ländern, was beidem ein Vetorecht einräumt.

Bei der Wiedervereinigung Deutschlands im Jahr 1990 wurden alle von der Sowjetunion entworfenen Reaktoren im Osten aus Sicherheitsgründen stillgelegt und werden stillgelegt. Diese umfassten vier in Betrieb befindliche VVER-440, einen fünften im Bau befindlichen und einen kleinen älteren VVER-Reaktor.

Im Jahr 2000 genehmigte die Europäische Kommission den Zusammenschluss von zwei der größten deutschen Energieversorger, Veba und Viag, zu E.ON, die 12 der 19 Kernreaktoren besaßen oder an diesen beteiligt waren. Im Jahr 2016 hat E.ON Uniper ausgegliedert, das im Jahr 2016 sämtliche Kernkraftwerke übernehmen sollte, die deutschen Kernkraftwerke jedoch mit E.ON verlassen hat.

Deutsche Atomkraftwerke

E.ON  ist an folgenden Kernkraftwerken beteiligt, die ab Januar 2016 von seiner Tochtergesellschaft PreussenElektra verwaltet werden: Gundremmingen B & C 25%, Grohnde 83,3%, Brokdorf 80%, Isar 2 75%, Emsland 12,5%. (Ab Januar 2016 hat E.ON Uniper ausgegliedert, das die „Stromerzeugung in und außerhalb Europas und den weltweiten Energiehandel“ von E.ON übernehmen wird. E.ON bleibt jedoch für den verbleibenden Betrieb und Abbau seiner Kernkraftkapazitäten verantwortlich in Deutschland und nicht wie ursprünglich vorgesehen an Uniper übertragen. (Uniper schließt Anteile an schwedischen Kernkraftwerken ein.)

RWE ist an folgenden Kernkraftwerken beteiligt: ​​Gundremmingen 75%, Emsland 87,5%.

Vattenfall ist an folgenden deutschen Kernkraftwerken beteiligt: ​​Brokdorf 20%.
Auch in Schweden: Ringhals 70%, Forsmark 66%.

Die Energie Baden-Württemberg (EnBW)  ist an folgenden Kernkraftwerken beteiligt: ​​Neckarwestheim 100%, Phillipsburg 100%.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) setzt die nationale Energiepolitik um.

Kernenergiepolitik

Die deutsche Unterstützung für die Kernenergie war in den 1970er Jahren nach dem Ölpreisschock von 1974 sehr stark, und wie in Frankreich wurde eine Anfälligkeit für die Energieversorgung wahrgenommen. Diese Politik geriet jedoch nach dem Unfall von Tschernobyl im Jahr 1986 ins Wanken und das letzte neue Kernkraftwerk wurde 1989 in Betrieb genommen. Während die Sozialdemokratische Partei (SPD) 1979 die Kernenergie bekräftigte, verabschiedete sie im August 1986 einen Beschluss zur Aufgabe der Kernenergie innerhalb von zehn Jahren.

Die unmittelbarste Auswirkung dieser Richtlinienänderung war die Einstellung der Forschung und Entwicklung sowohl für den gasgekühlten Hochtemperaturreaktor als auch für den schnellen Brutreaktor nach rund 30 Jahren erfolgversprechender Arbeit, da ein Großteil der Arbeiten in Nordrhein-Westfalen stattfand regiert von der SPD. Eine christdemokratische Bundesregierung (CDU) unterstützte die bestehende Atomkraft auf nationaler Ebene, bis sie 1998 geschlagen wurde.

Im Oktober 1998 wurde eine Koalitionsregierung zwischen der Sozialdemokratischen Partei (SPD) und der Grünen Partei gebildet, die nur 6,7% der Stimmen erhalten hatte. Infolgedessen einigten sich diese beiden Parteien auf eine Gesetzesänderung zum Ausstieg aus der Kernenergie. Durch langwierige “Konsensgespräche” mit den Elektrizitätsversorgern sollte ein Zeitplan für den Ausstieg festgelegt werden, wobei die Grünen ohne Entschädigung mit einer einseitigen Kürzung der Lizenzen drohen, wenn keine Einigung erzielt werden konnte. Alle in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke verfügten damals über unbefristete Lizenzen mit strengen gesetzlichen Garantien.

Im Juni 2000 wurde ein Kompromiss angekündigt, der der Regierung Gesicht sparte und den unterbrechungsfreien Betrieb der Kernkraftwerke für viele Jahre sicherte. Die Vereinbarung begrenzte zwar die Lebensdauer der Anlage bis zu einem gewissen Grad, verhinderte jedoch das Risiko von Betriebsschließungen durch den Bund während der Amtszeit dieser Regierung.

Insbesondere sah die Vereinbarung eine Obergrenze von 2623 Mrd. kWh für die Lebensleistung aller 19 in Betrieb befindlichen Reaktoren vor, was einer durchschnittlichen Lebensdauer von 32 Jahren entspricht (weniger als die von der Industrie angestrebten 35 Jahre). Zwei Schlüsselelemente waren die Verpflichtung der Regierung, die Rechte der Versorgungsunternehmen zum Betrieb bestehender Anlagen zu respektieren, und die Garantie, dass dieser Betrieb und die damit verbundene Abfallentsorgung vor jeglichen “politisch motivierten Eingriffen” geschützt werden.

Weitere Elemente waren: die Verpflichtung der Regierung, keine “einseitigen” Wirtschafts- oder Steuermaßnahmen einzuführen, die Anerkennung der hohen Sicherheitsstandards deutscher Kernkraftwerke durch die Regierung und die Garantie, diese Standards nicht zu untergraben, die Wiederaufnahme des Transports abgebrannter Brennelemente für die Wiederaufbereitung in Frankreich und Großbritannien für fünf Jahre oder bis zum Ablauf der Verträge sowie für die Wartung von zwei Projekten zur Endlagerung von Abfällen (in Konrad und Gorleben).

Im Juni 2001 unterzeichneten die Regierungschefs der rot-grünen Koalition und die vier wichtigsten Energieunternehmen eine Vereinbarung zur Umsetzung dieses Kompromisses aus dem Jahr 2000. Die Zusage der Unternehmen, die Lebensdauer der Reaktoren auf durchschnittlich 32 Jahre zu begrenzen, führte dazu, dass zwei der am wenigsten wirtschaftlichen – Stade und Obrigheim – in den Jahren 2003 bzw. 2005 und der eine nicht betriebsbereite Reaktor (Mülheim- Kärlich, 1219 MWe) hat 2003 mit der Stilllegung begonnen. Brunsbüttel wurde 2007 außer Betrieb genommen, Krümmel auch 2009. Die Vereinbarung untersagte vorerst auch den Bau neuer Kernkraftwerke und führte das Prinzip von Vor-Ort-Lagerung von gebrauchtem Kraftstoff.

Das Abkommen war ein pragmatischer Kompromiss, der die politischen Eingriffe einschränkte und gleichzeitig eine Grundlage und genügend Zeit für die Formulierung einer nationalen Energiepolitik bot. Ein Branchenführer erinnerte seine Regierung daran, dass “eine zuverlässige und kostengünstige Energieversorgung ein wichtiger Bestandteil der deutschen Wirtschaftspolitik bleiben muss”. Einige Spekulationen drehten sich um die Zukunft des Abkommens und das überarbeitete Atomgesetz, das unter einer neuen Regierung in Kraft trat. Die Parteiführer der parlamentarischen Opposition sagten, sie würden die Entscheidung rückgängig machen, wenn sie könnten – im Falle von acht Jahren später *.

* Ein wesentlicher Bestandteil des Abnutzungskrieges der Bundesregierung zwischen 1999 und 2000 gegen die Kernkraftwerke war ein rückwirkendes Gesetz über Steuermittel in Höhe von 50 Mrd. DM, die von Stromnutzern beigesteuert und als Rückstellung für Entsorgung und Stilllegung zur Verfügung gestellt wurden Kernkraftwerke und Sanierung von Braunkohlebergwerken. Zu Beginn des Jahres 1999 stellte die Industrie sofort fest, dass dies als “eklatanter Verstoß gegen die deutschen Verfassungsrechte und Rechtsgrundsätze” kritisiert werden würde, da die Erschöpfung dieser Mittel um rund 25 Mrd. DM durch die Steuer künftige Generationen für einen Großteil der Zukunft zur Verantwortung ziehen wird Kosten. Trotz eines vernichtenden Angriffs des Kanzlers, Herrn Schroeder, im Kabinett

Die Energieversorger wollten die Lebensdauer aller 17 Reaktoren zunächst auf 40 Jahre verlängern (von durchschnittlich 32 Jahren) und danach wie in den USA individuell Verlängerungen auf 60 Jahre anstreben.

Die im September 2009 gewählte neue Koalitionsregierung der Christdemokraten (CDU) und Liberaldemokraten (FDP) hatte sich dazu verpflichtet, die Ausstiegspolitik aufzuheben, aber die finanziellen Konditionen brauchten ein Jahr, um zu verhandeln. Wenn die Lebensdauer des Reaktors von durchschnittlich 32 Jahren auf 60 Jahre verlängert würde, hätten die vier operativen Unternehmen einen zusätzlichen Bruttogewinn von 100 Milliarden Euro oder mehr erzielt, und die Regierung wollte mehr als die Hälfte davon sichern – viel mehr als ihre zusätzlichen Steuereinnahmen .

Im September 2010 wurde eine neue Vereinbarung getroffen, wonach für Reaktoren, die vor 1980 gebaut wurden, eine Lizenzverlängerung um acht Jahre (ab dem im Jahr 2001 vereinbarten Datum) und für spätere Reaktoren eine Verlängerung um 14 Jahre gewährt werden soll. Der dafür geforderte Preis bestand aus mehreren neuen Maßnahmen: Eine Kraftstoffsteuer von 145 EUR pro Gramm spaltbarem Uran- oder Plutoniumbrennstoff für sechs Jahre, die 2,3 Mrd. EUR pro Jahr (ca. 1,6 c / kWh) einbrachte und eine Zahlung von 300 Mio. EUR pro Jahr in Kraft setzte 2011 und 2012 sowie 200 Mio. EUR für den Zeitraum 2013-2016 zur Förderung erneuerbarer Energien und zur Finanzierung der Sanierung des Abfalllagers der Asse. Eine Steuer von 0,9 c / kWh für den gleichen Zweck würde nach 2016 folgen. Die Versorgungsunternehmen könnten jedoch ihren Beitrag zu erneuerbaren Energien reduzieren, wenn die Sicherheitsverbesserungen für bestimmte einzelne Kernkraftwerke mehr als 500 Mio. EUR kosten.

All diese Vereinbarungen wurden in Zweifel gezogen, als die Regierung im März 2011 ein dreimonatiges Moratorium für Atomkraftpläne erklärte, in dem Kontrollen stattfinden und die Nuklearpolitik überdacht würde. Bundeskanzlerin Angela Merkel verfügte, dass die 1980 oder früher in Betrieb genommenen Atomreaktoren des Landes unverzüglich stillgelegt werden sollten. Diese Einheiten schlossen sich dann und wurden von einer anderen Einheit, die sich bereits im Langzeitstillstand befand, ergänzt. Insgesamt wurden 8336 MWe unter staatlicher Leitung offline geschaltet, was etwa 6,4% der Erzeugungskapazität des Landes entspricht. Diese Entscheidung basierte nicht auf einer Sicherheitsbewertung und führte nicht zur Abschaffung der Kernbrennstoffsteuer.

Betroffen waren die Reaktoren Biblis A, Neckarwestheim 1, Brunsbüttel, Biblis B, Isar 1, Unterweser, Phillipsburg 1. Bereits bei einem langfristigen Stillstand war Kruemmel und dieser wurde trotz Inbetriebnahme 1984 einbezogen.

Im Mai 2011 meldete die Reaktor-Sicherheitskommission (RSK), dass alle deutschen Reaktoren grundsätzlich in einwandfreiem und sicherem Zustand sind. Es hatte alle 17 Reaktoren überprüft und ihre Robustheit in Bezug auf Naturereignisse, die die Anlagen betreffen, Betriebsunterbrechungen und Ausfälle des Kühlsystems, Vorsichts- und Notfallmaßnahmen sowie vom Menschen verursachte Ereignisse, die die Anlage betreffen, wie z. B. Flugzeugabstürze, bewertet.

Trotz dieser Sicherheitsgarantie beschloss die Regierung am 30. Mai 2011 nach zunehmendem Druck durch die Anti-Atom-Bundesländer, den Ausstiegsplan der Vorgängerregierung wieder aufzunehmen und alle Reaktoren bis 2022 zu schließen, ohne jedoch die Brennstoffsteuer abzuschaffen der neue Kraftstoffsteuer-Trade-off. Der Bundestag hat die Maßnahmen Ende Juni mit 513 zu 79 Stimmen verabschiedet, die Abstimmung im Bundesrat am 8. Juli hat dies bestätigt. Beide Kammern des Parlaments genehmigten den Bau neuer Kohle- und Gaskraftwerke, obwohl sie behaupteten, ihre Ziele zur Reduzierung der Kohlendioxidemissionen beizubehalten und die Windenergie auszubauen. Diese Politik, die Kernenergie durch zusätzliche fossile Brennstoffe zu ersetzen und stark subventionierte erneuerbare Energien auszubauen, wird als Energiewende bezeichnet . Dies ist ausführlich in aBegleiter Informationspapier .

Damit blieben die acht ältesten Reaktoren geschlossen, und die verbleibenden neun Reaktoren sollten bis Ende 2022 geschlossen sein. Frankreich, Polen und Russland (Kaliningrad) dürften die Stromexporte nach Deutschland, hauptsächlich aus Atomquellen, steigern, und Russland begann, erheblich zu exportieren mehr gas.

Die Kraftstoffsteuer lief Ende 2016 aus und die Energieversorger hatten dementsprechend die Betankung von fünf Einheiten bis Januar und Februar 2017 verschoben. Mit drei weiteren Einheiten, die dann betankt werden sollten, gingen von Mitte Dezember bis Ende Februar etwa 8 TWh verloren.

Rechtliche Ansprüche ab März 2011

Die vier Atomkraftwerke des Landes erheben dringende Schadensersatzansprüche und verklagen insbesondere die Regierung, weil sie die im Zusammenhang mit den im September 2010 vereinbarten 8- und 14-jährigen Lizenzverlängerungen eingeführte Nuklearsteuer fortgesetzt haben. Schadensersatzansprüche sind ebenfalls begründet Abschreibung von Anlagen, stornierte Upgrades, die nach der Richtlinienänderung vom September 2010 in Betrieb waren, und vorgezogene Stilllegungskosten. Während RWE und E.On börsennotierte Unternehmen sind, gehört Vattenfall der schwedischen Regierung und EnBW zu 46,55% der baden-württembergischen Regierung, der damaligen sozialdemokratisch-grünen Koalition. Weitere 46,55% der EnBW befinden sich im Eigentum der Landesgemeinden.

Kernbrennstoffsteuer

Im September 2011 lehnte das Finanzgericht Hamburg die von der Regierung weiterhin erhobene Steuer auf Kernbrennstoffe ab. Der Gerichtshof äußerte “ernsthafte Zweifel”, dass die Kernbrennstoffsteuer mit der deutschen Verfassung vereinbar sei. E.On beantragte die Rückzahlung von 96 Mio. EUR, und die Erhebung von Steuern auf Kernbrennstoffe sollte ausgesetzt werden. Die erste Klage war von der EnBW eingereicht worden, die die Steuer entrichtet hatte, als sie im Juli einen Reaktor betankte und schnell rechtliche Schritte einleitete. Sie machte geltend, die Steuer sei verfassungswidrig und verstoße gegen EU-Recht. Das Urteil des Gerichts besagte, dass die Steuer nach der Verfassung nicht als Verbrauchsteuer zu qualifizieren ist, und dass diese Steuer sowieso nicht auf Einzwecklieferungen wie Kernbrennstoff angewendet werden sollte. Das Gericht traf seine Entscheidung auf der Grundlage dieser verfassungsmäßigen Punkte und berücksichtigte keine anderen Bereiche, die das Versorgungsunternehmen angefochten hatte: ob die Steuer gegen Gleichstellungsgesetze oder EU-Richtlinien zur Besteuerung verstößt. Im Oktober wurden RWE und E.ON 74 bzw. 96 Mio. € erstattet. Die Regierung wandte sich dann jedoch gegen das Urteil und nahm die Erhebung der Steuer wieder auf.

Im Januar 2013 entschied das Finanzgericht Hamburg noch deutlicher, dass die deutsche Kernbrennstoffsteuer einfach “die Gewinne der Kernkraftwerksbetreiber abzapfen” und damit verfassungswidrig ist. Sie verwies die Frage an das Bundesverfassungsgericht und den Europäischen Gerichtshof (EuGH). E.ON, RWE und EnBW haben erklärt, die Steuer, für die sie rund 5 Mrd. € gezahlt haben, sei illegal, fördere andere Stromquellen und fordere die Rückzahlung der Steuer. Seit Januar 2011 hatte E.ON Steuern auf Kernbrennstoffe in Höhe von 2,3 Mrd. € gezahlt, die EnBW hatte bis Ende 2015 1,1 Mrd. € und RWE 1,6 Mrd. € gezahlt und bei gesunkenen Einnahmen der Regierung deutlich höhere Kosten getragen politische Kehrtwende im März 2011. Im April 2014 bestätigte das Finanzgericht Hamburg die Forderung der Kernkraftbetreiber nach Erstattung von rund 2,2 Milliarden Euro, da die Steuer eine Gewinnabgabe sei und verfassungswidrig. Das Gericht hat es aber auch zugelassen, dass die Angelegenheit an das Bundesfinanzgericht verwiesen wird (zusätzlich zu den beim Verfassungsgericht und beim Europäischen Gerichtshof anhängigen Rechtssachen).

In einer unverbindlichen vorläufigen Stellungnahme im Februar 2015 stellte der Gerichtshof der EU fest, dass die deutsche Kernbrennstoffsteuer auf Energieversorger, „die für die Stilllegung von Stromreaktoren im Lande verwendet wird“, legal ist und nicht gegen die EU verstößt Steuervorschriften für Elektrizität. Im Juni 2015 urteilten Richter am Luxemburger Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH): „Das EU-Recht schließt eine Pflicht wie die deutsche auf Kernbrennstoff nicht aus.“ Das Gericht sagte auch, dass die Pflicht auf Kernbrennstoff zutrifft stellen keine rechtswidrige staatliche Beihilfe für nichtnukleare Quellen dar. Im Juni 2017 entschied das Bundesverfassungsgericht, dass die Kernbrennstoffsteuer „formal verfassungswidrig und nichtig“ ist, was bedeutet, dass die drei Versorgungsunternehmen zwischen 2011 und 2011 eine Rückzahlung von rund 6,3 Mrd. EUR erhalten müssen 2016 – 2,8 Mrd. € von E.On, 1,7 Mrd. € von RWE und 1 €.

Ein ausführlicher Kommentar zur Rechtslage eines deutschen Energierechtsspezialisten wurde von World Nuclear News (10. Juni 2015) veröffentlicht.

Im März 2014 gab E.On gegenüber der BNetzA bekannt, dass das Kernkraftwerk Grafenrheinfeld mit einer Leistung von 1275 MWe in Bayern vor Dezember 2015 stillgelegt werden soll, da die Kraftstoffsteuer in Höhe von rund 80 Mio. EUR das Betanken für den letzten Zeitraum unwirtschaftlich macht. Im Juni 2015, als es geschlossen wurde, war es 33 Jahre in Betrieb.

Andere Klagen

Abgesehen von der Anfechtung der Brennstoffsteuer fordern alle Atomgeneratoren eine Entschädigung für die effektive Einziehung von Erzeugungsrechten für die acht Reaktoren, die nach März 2011 geschlossen wurden, trotz der oben genannten Sicherheitszusicherungen der Aufsichtsbehörde.

RWE reichte eine Klage gegen die Regierung wegen Schließung seines Biblis-B ein und erklärte, dass der Ausstieg das Unternehmen allein im Jahr 2011 mehr als 1 Milliarde Euro gekostet habe. Im Februar 2013 stellte das Verwaltungsgericht in Hessen fest, dass die Regierung rechtswidrig die Schließung von Biblis A & B im März 2011 angeordnet hatte. Im Januar 2014 bestätigte das Bundesverwaltungsgericht dies, indem es die Zwangsschließung des Biblis-Werks durch befand der Staat sei “formal rechtswidrig, weil [RWE] nicht angehört worden sei und dies einen wesentlichen Verfahrensfehler darstelle”. Biblis A und B, insgesamt 2407 MWe netto, waren nur zwei Monate vor dem Stilllegungsauftrag für den Betrieb bis 2019 und 2021 zugelassen worden. Schadensersatzansprüche werden nachträglich entschieden und werden voraussichtlich mehr als 2 Mrd. EUR betragen.

E.On strebt ebenfalls eine Entschädigung in Höhe von 8 Mrd. EUR an. Im Juli 2016 entschied ein Landgericht in Hannover, dass das Unternehmen keinen Anspruch auf eine Entschädigung in Höhe von 382 € für die vorzeitige Schließung der Einheiten Isar 1 und Unterweser hat. Die Entscheidung beruhte auf dem Versäumnis der EnBW im April vor einem Bonner Gericht und auf dem Versäumnis des Unternehmens, sofortige rechtliche Schritte gegen das Moratorium einzuleiten.

Vattenfall bestritt im Juni 2012 die Einziehung von Erzeugungsrechten für die Kernkraftwerke Brunsbüttel und Krümmel und reichte die Klage beim autonomen Internationalen Zentrum für die Beilegung von Investitionsstreitigkeiten (ICSID) in Washington ein, das 1965 von der Weltbank entworfen und eingerichtet wurde durch eine Konvention, die jetzt von 143 Ländern unterzeichnet wurde. Zuvor hatte sie lediglich erklärt, dass sie eine vollständige Entschädigung für ihre Kosten erwartet, die sie allein für das erste Halbjahr 2011 mit 10 Mrd. SEK (1,5 Mrd. USD) veranschlagt. Mitte 2013 kündigte sie eine Abschreibung in Höhe von 10,2 Mrd. SEK (1,2 Mrd. EUR) für diese beiden Werke an. Im Oktober 2014 forderte der Energieminister von Vattenfall eine Entschädigung in Höhe von 4,7 Milliarden Euro. Das Unternehmen gab an, dass dies auf dem Vertrag über die Energiecharta beruhte, der den Investitionen der Unternehmen Sicherheit gegen politische Risiken bietet.

Die EnBW unterstützt die gerichtlichen Schritte der anderen Versorgungsunternehmen mit der Begründung, dass die Maßnahmen der Regierung ihre Eigentumsrechte verletzen. Bis Mai 2014 hatte sie für ihre beiden geschlossenen Reaktoren eine Brennstoffsteuer in Höhe von 790 Mio. € gezahlt. Die EnBW hatte im Dezember 2014 angekündigt, auf der gleichen Grundlage wie die RWE Klage gegen Bund und Länder zu erheben, die mit 235 Mio. € (von der hessischen Landesregierung angefochten) ausgezeichnet wurde. Es beantragte eine Entschädigung in Höhe von 261 Mio. €, ein Landgericht in Bonn entschied jedoch im April 2016, dass die Klage nicht zugelassen werden könne, da die EnBW nicht sofort „alle verfügbaren rechtlichen Mittel“ eingesetzt habe, um die beiden Reaktoren Neckarwestheim 1 und Phillipsburg abzuwenden 1 – herunterfahren.

Die vier Versorger haben aufgrund der Regierungsentscheidungen Rückstellungen in Höhe von über 30 Mrd. € gebildet, und die Bundesregierung sieht sich offenbar solchen Ansprüchen ausgesetzt.

Reuters berichtete im Oktober 2015: „Seit Fukushima haben die Aktien der drei größten deutschen Energiekonzerne – E.ON, RWE und EnBW – einen durchschnittlichen Marktwert von 56 Prozent oder 50 Milliarden Euro verloren, während sie ein Plus von 65 Milliarden Euro verzeichneten Nettoverschuldung, ungefähr doppelt so hoch wie der aktuelle kombinierte Marktwert. Sie haben Klage gegen die Regierung eingereicht und mehr als 24 Milliarden Euro im Zusammenhang mit Merkels Nuklearpolitik geltend gemacht, die sie für unfair halten und die sie über Nacht von einem ihrer wichtigsten Profitcenter befreien. “

Im Mai 2013 beantragte die EnBW die endgültige Stilllegung und den Abriss von Teilen ihrer Werke Neckarwestheim 1 und Phillipsburg 1. Ende 2012 reichte Vattenfall Europe einen Antrag auf Stilllegung und Abbau von Brunsbüttel ein. Im August 2015 beantragte Vattenfall Europe in ähnlicher Weise die Durchführung von Krümmel über einen Zeitraum von 15 bis 20 Jahren.

Im Februar 2017 gab RWE bekannt, dass der deutsche Kernenergie-Ausstiegsfonds im vergangenen Jahr eine “erhebliche Einmalbelastung” für sein Geschäft verursacht habe. Das Energieversorgungsunternehmen zahlt bis Juli 6,8 Milliarden Euro, um sich von “weitgehend politisch bedingten Veräußerungsrisiken zu befreien und eine hohe nachteilige Zinsbelastung zu vermeiden”. In der Belastung ist eine sogenannte Risikoprämie in Höhe von 1,8 Mrd. € enthalten. Vorbehaltlich der Zustimmung des Parlaments werden die Kernkraftwerke insgesamt 23,6 Mrd. EUR in den Fonds einzahlen, einschließlich einer Risikoprämie von 6,2 Mrd. EUR. Die Zahlung muss bis spätestens 2026 erfolgen. Sie werden dann von jeglicher Verantwortung für die endgültige Entsorgung von gebrauchtem Kraftstoff befreit.

Auswirkungen auf die Übertragung und Versorgung

Die Bundesnetzagentur und Netzbehörde (BNetzA) berichtete Ende Mai 2011 über die Auswirkungen der geplanten Stilllegung der Kernkraftwerke. Sie warnte nachdrücklich vor der daraus resultierenden Anfälligkeit für schwerwiegende Ausfälle und auch vor der Unzuverlässigkeit insbesondere im Süden. Die Netzstabilität war neben der Erzeugungs- und Übertragungskapazität das Hauptanliegen.

Im Mai 2012 kündigte Deutschland Pläne an, sein Stromnetz in den nächsten zehn Jahren zu verbessern und auszubauen, um erneuerbare Energiequellen dabei zu unterstützen, die Lücke zu schließen, die durch den Atomausstieg entstanden ist. Auf Ersuchen der Regierung haben die vier Netzbetreiber (ÜNB) des Landes – 50Hertz, Amprion, TenneT TSO und TransnetBW – einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan erstellt, in dem die erforderlichen Netzerweiterungen festgelegt sind. Der Plan – koordiniert von der Bundesnetzagentur (BNetzA) – würde eine Grundlage für die Umsetzung der Energiewende des Landes liefern. Die Landesregierungen stimmten zu, die BNetzA Pläne koordinieren zu lassen, anstatt regionale Interessen geltend zu machen (obwohl Bayern dies später ablehnte).

In einem Gesetzesentwurf, der im März 2013 dem Bundestag vorgelegt wurde, wurden 36 Übertragungsprojekte mit einem Volumen von rund 10 Mrd. EUR als vorrangig eingestuft. Die Regierung wollte den Zeitraum für neue Stromleitungen auf durchschnittlich vier Jahre verkürzen, und das Bundesverwaltungsgericht würde alle Rechtsfälle, die sich aus dem Ausbau der Stromleitungen ergeben, behandeln, um die Projekte zu beschleunigen. Zuvor konnten Klagen vor lokalen oder regionalen Gerichten eingereicht werden. Währenddessen ist Deutschland auf die Nachbarländer angewiesen, um seine Macht von Norden nach Süden zu leiten. Die tschechische Regierung hat 2012 beklagt, dass ein Stromausfall bevorstehe, weil die deutschen Windparks ihr Netz überlasteten. Anfang 2014 forderte die bayerische Regierung ein Moratorium für den SuedLink-Vorschlag von TenneT und TransnetBW, der Schleswig-Holstein in Deutschland verbindet. ‘

Im weiteren Sinne müssen die Hochspannungsnetze an Land in Deutschland im nächsten Jahrzehnt erheblich ausgebaut werden, um die Energiewende und die Entwicklung des europäischen Strommarktes zu erleichtern. Die Netzerweiterungen und -ergänzungen würden bis 2022 Investitionen in Höhe von rund 20 Mrd. EUR erfordern. Die vier ÜNB schätzen, dass der Ausbau der Windenergie auf der Nord – und Ostsee bis 2025 weitere 12 Mrd. EUR kosten würde Ein anderes Übertragungsunternehmen schätzt seine eigenen Kosten bis 2025 auf 10 Mrd. EUR. Während diese Investitionen “nur einen Bruchteil der Kosten der Energiewende ausmachen, hängt viel Erfolg von ihrer Umsetzung ab.” Wenn das Stromübertragungsnetz nicht aufgerüstet wird, würden an anderer Stelle höhere Kosten entstehen.

Zu Beginn des Jahres 2016 wurden Netzprojekte entweder durch das Energienetzausbaugesetz (ENLAG) von 2009 oder durch das Bundesnetzbedarfsgesetz (BBPlG) von 2015 umfassend abgedeckt. Die ENLAG strebte die Beschleunigung von 22 von der DENA identifizierten dringenden Übertragungsprojekten an, von denen fast alle bis 2020 abgeschlossen sein sollten. Die Fertigstellung der Thüringer Strombrücke (oder Südwest-Kuppelleitung) von Lauchstädt nach Redwitz Ende 2015 war ein wichtiger Meilenstein für TenneT. Weitere 43 Projekte sind in der BBPlG aufgeführt, basierend auf der Version 2014 des Netzwerkentwicklungsplans (NEP), der der BNetzA jährlich von den ÜNB vorgelegt wird. BBPlG-Projekte unterliegen beschleunigten Planungsverfahren, die von der Regulierungsbehörde durchgeführt werden. und BBPlG bringt Rechtskraft in die Entscheidung von Mitte 2015, der Erdverkabelung von HGÜ-Kabeln Vorrang vor Freileitungen zu geben, wo zuvor das Gegenteil der Fall war. Die Veränderung ist zum großen Teil auf die bayerische Opposition gegen Freileitungen zurückzuführen. Im Oktober 2015 genehmigte die Regierung Pläne für etwa 1000 km Hochspannungsleitungen aus dem Norden und in der Nähe von besiedelten Gebieten, die unter Tage gebaut werden sollen. Das Energieministerium schätzte, dass die U-Bahn-Option 3 bis 8 Milliarden Euro mehr kosten würde als Freileitungen, um sie den Verbraucherrechnungen hinzuzufügen, es wurde jedoch erwartet, dass die Genehmigungen beschleunigt werden. TenneT warnte vor Kosten- und Zeitverzögerungen beim SuedLink-Projekt (Korridor C). Anfang 2017 bewilligte die EU 40 Mio. EUR für eine Studie zu „dringend benötigten“ Südlinks auf zwei Strecken: Brunsbüttel-Großgartach und Wilster-Grafenrheinfeld. wo zuvor das Gegenteil der Fall gewesen war. Die Veränderung ist zum großen Teil auf die bayerische Opposition gegen Freileitungen zurückzuführen. Im Oktober 2015 genehmigte die Regierung Pläne für etwa 1000 km Hochspannungsleitungen aus dem Norden und in der Nähe von besiedelten Gebieten, die unter Tage gebaut werden sollen. Das Energieministerium schätzte, dass die U-Bahn-Option 3 bis 8 Milliarden Euro mehr kosten würde als Freileitungen, um sie den Verbraucherrechnungen hinzuzufügen, es wurde jedoch erwartet, dass die Genehmigungen beschleunigt werden. TenneT warnte vor Kosten- und Zeitverzögerungen beim SuedLink-Projekt (Korridor C). Anfang 2017 bewilligte die EU 40 Mio. EUR für eine Studie zu „dringend benötigten“ Südlinks auf zwei Strecken: Brunsbüttel-Großgartach und Wilster-Grafenrheinfeld. wo zuvor das Gegenteil der Fall gewesen war. Die Veränderung ist zum großen Teil auf die bayerische Opposition gegen Freileitungen zurückzuführen. Im Oktober 2015 genehmigte die Regierung Pläne für etwa 1000 km Hochspannungsleitungen aus dem Norden und in der Nähe von besiedelten Gebieten, die unterirdisch gebaut werden sollen. Das Energieministerium schätzte, dass die U-Bahn-Option 3 bis 8 Milliarden Euro mehr kosten würde als Freileitungen, um sie den Verbraucherrechnungen hinzuzufügen, es wurde jedoch erwartet, dass die Genehmigungen beschleunigt werden. TenneT warnte vor Kosten- und Zeitverzögerungen beim SuedLink-Projekt (Korridor C). Anfang 2017 bewilligte die EU 40 Mio. EUR für eine Studie zu „dringend benötigten“ Südlinks auf zwei Strecken: Brunsbüttel-Großgartach und Wilster-Grafenrheinfeld. Im Oktober 2015 genehmigte die Regierung Pläne für etwa 1000 km Hochspannungsleitungen aus dem Norden und in der Nähe von besiedelten Gebieten, die unterirdisch gebaut werden sollen. Das Energieministerium schätzte, dass die U-Bahn-Option 3 bis 8 Milliarden Euro mehr kosten würde als Freileitungen, um sie den Verbraucherrechnungen hinzuzufügen, es wurde jedoch erwartet, dass die Genehmigungen beschleunigt werden. TenneT warnte vor Kosten- und Zeitverzögerungen beim SuedLink-Projekt (Korridor C). Anfang 2017 bewilligte die EU 40 Mio. EUR für eine Studie zu „dringend benötigten“ Südlinks auf zwei Strecken: Brunsbüttel-Großgartach und Wilster-Grafenrheinfeld. Im Oktober 2015 genehmigte die Regierung Pläne für etwa 1000 km Hochspannungsleitungen aus dem Norden und in der Nähe von besiedelten Gebieten, die unterirdisch gebaut werden sollen. Das Energieministerium schätzte, dass die U-Bahn-Option 3 bis 8 Milliarden Euro mehr kosten würde als Freileitungen, um sie den Verbraucherrechnungen hinzuzufügen, es wurde jedoch erwartet, dass die Genehmigungen beschleunigt werden. TenneT warnte vor Kosten- und Zeitverzögerungen beim SuedLink-Projekt (Korridor C). Anfang 2017 bewilligte die EU 40 Mio. EUR für eine Studie zu „dringend benötigten“ Südlinks auf zwei Strecken: Brunsbüttel-Großgartach und Wilster-Grafenrheinfeld. Es wurde jedoch erwartet, dass die Zulassungen beschleunigt werden. TenneT warnte vor Kosten- und Zeitverzögerungen beim SuedLink-Projekt (Korridor C). Anfang 2017 bewilligte die EU 40 Mio. EUR für eine Studie zu „dringend benötigten“ Südlinks auf zwei Strecken: Brunsbüttel-Großgartach und Wilster-Grafenrheinfeld. Es wurde jedoch erwartet, dass die Zulassungen beschleunigt werden. TenneT warnte vor Kosten- und Zeitverzögerungen beim SuedLink-Projekt (Korridor C). Anfang 2017 bewilligte die EU 40 Mio. EUR für eine Studie zu „dringend benötigten“ Südlinks auf zwei Strecken: Brunsbüttel-Großgartach und Wilster-Grafenrheinfeld.

Die Aufrechterhaltung der Netzstabilität im Jahr 2015 kostete mehr als 1 Milliarde Euro, da durch Redispatch * erneuerbare Energien priorisiert werden und konventionelle Kraftwerke zur Leistungsreduzierung gezahlt werden. Die vier ÜNB gaben an, dass die Redispatch-Kosten bis 2020 auf 4 Mrd. EUR pro Jahr steigen könnten, und die BNetzA stimmte zu, dass dies angesichts der schleppenden Fortschritte beim Ausbau der Übertragung nicht unrealistisch sei. Die Deutschen Industrie- und Handelskammern (DIHK) schätzen die Redispatch-Kosten für den Zeitraum 2016 bis 2025 auf 30 Milliarden Euro.

* Redispatching ist ein Eingriff in den marktbasierten Betriebsplan von Erzeugungseinheiten, um Einspeisungen von Kraftwerken zu verlagern. Aufgrund der vertraglichen Verpflichtungen der ÜNB werden Kraftwerke angewiesen, ihre Einspeiseleistung zu reduzieren, während andere Kraftwerke gleichzeitig angewiesen werden, ihre Einspeiseleistung zu erhöhen. Redispatching wird von Netzbetreibern eingesetzt, um den sicheren und zuverlässigen Betrieb von Stromversorgungsnetzen zu gewährleisten. Es wird durchgeführt, um eine Überlastung der Stromleitungen zu verhindern oder eine Überlastung der Stromleitungen zu verringern. Der Netzbetreiber hat den am Redispatch beteiligten Kraftwerken die entstehenden Kosten zu erstatten.

Es gibt einen beträchtlichen grenzüberschreitenden Handel, da die Nachbarländer aufgefordert sind, billigen Strom zu beziehen, wenn vorübergehend ein Überschuss vorhanden ist, der hauptsächlich aus Wind stammt. Dies ist kostengünstig und kann die Märkte in diesen Ländern beeinträchtigen. 2015 beliefen sich die Hauptexporte auf 23,7 TWh nach Belgien (die Hälfte ging in die Niederlande), 14,5 TWh nach Österreich, 12,5 TWh in die Schweiz, 11,5 TWh nach Frankreich, 8,2 TWh nach Großbritannien, 10,7 TWh nach Polen. Der Hauptimport aus norwegischer Wasserkraft betrug 5,8 TWh. Darüber hinaus wird viel erneuerbarer Strom aus dem Norden nach Süden durch Polen und die Tschechische Republik geleitet. Dieser Kreislauf führt zu Vorschlägen für eine Aufteilung der Nord-Süd-Preiszone.

Im Februar 2017 meldeten die vier ÜNB der BNetzA auf Anforderung Redispatch-Maßnahmen zur Sicherung der Netzstabilität und kamen zu dem Schluss, dass bis 2021 2,1 GWe neue schnell reagierende Open-Cycle-Gasturbinenanlagen in Bayern, Baden-Württemberg und der südhessischen Region benötigt wurden Gegenwindwachstum und nuklearen Niedergang, wobei 2020 und 2025 als außerordentlich kritisch für die Netzstabilität eingestuft wurden.

Austausch und Stilllegung konventioneller Erzeugungskapazitäten

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat zahlreiche Anfragen von Betreibern erhalten, unrentabel gewordene Kohle- und Gaskraftwerke stillzulegen, und hat viele davon genehmigt, da über 10 GWe neue Kohlekraftwerkskapazität online gehen. Vor allem im Süden haben die Werksschließungen jedoch die neue Kapazität überschritten, die in Betrieb genommen wurde. E.Ons 1275 MWe-Kernreaktor in Grafenrheinfeld wurde Mitte 2015 geschlossen. Dies führte zu einer Nettoreduzierung der südlichen Kapazität um 1,7 GWe. Bis Ende 2018 prognostiziert BNetzA ein Nettodefizit von 5,6 GWe im Süden und einen Anstieg auf 7 GWe im Jahr 2020.

Im März 2015 beantragten E.On und Miteigentümer bei BNetzA die Schließung von zwei hochmodernen, fast neuen GuD-Anlagen, Irsching 4 & 5 (550 & 846 MWe) in Süddeutschland, ab April 2016. Sie haben einen thermischen Wirkungsgrad von ca. 60%. Sie haben eine Vereinbarung getroffen, die sich auszahlt, aber aufgrund des Anstiegs der subventionierten Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen und der niedrigen Großhandelspreise haben die beiden GuD-Kraftwerke keine Aussicht auf einen rentablen Betrieb, als der derzeitige Vertrag mit dem Netzbetreiber im März auslief 2016 “, sagten die Eigentümer. Trotzdem hat TenneT TSO im September 2015 die geplanten Stilllegungen verboten, indem die Einheiten als systemrelevant eingestuft wurden (wie Irsching 3 und eine andere E.On-Einheit), so dass sie trotz Verlust betriebsbereit gehalten werden müssen. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW ) stellte fest, dass die Wirtschaftlichkeit von mehr als der Hälfte der geplanten Kraftwerke in Deutschland durch die Regierungspolitik in Frage gestellt wurde.

Die meisten Kohlekapazitäten werden voraussichtlich nicht vor 2020 stillgelegt.  Obwohl Gasanlagen besser als Ersatz für erneuerbare Energien geeignet sind, sind sie weniger wirtschaftlich als Kohle, und die Gasversorgung ist ungewiss, insbesondere da aufgrund der Annexion der Krim durch Russland Sanktionen verhängt wurden. Rund 35% des deutschen Erdgases werden aus Russland importiert und Fracking ist verboten.

Die BNetzA erhielt im Oktober 2013 die Aufforderung von Betreibern, 28 Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von fast 7 GWe stillzulegen, und genehmigte die Stilllegung von 12 mit 5 GWe – zehn in Nordrhein-Westfalen und zwei in Niedersachsen im Nordwesten. Im Folgemonat teilte die BNetzA jedoch mit, dass bis 2018 die Inbetriebnahme von 10,9 GWe – hauptsächlich Kohle – und die Stilllegung von 9,94 GWe – größtenteils Kohle und Gas – einschließlich des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld mit 1275 MWe bis Ende 2015 und des Gundremmigen B-Anlage von 1284 MWe zwei Jahre später.

Im Juli 2014 überstiegen die geplanten Stilllegungen die im Bau befindlichen konventionellen Kapazitäten um 4,7 GWe und die Differenz in Süddeutschland betrug 5,7 GWe. Damals waren nur 62% der geplanten Schließungen genehmigt worden, wobei einige Versorgungsunternehmen auf die Bestätigung der Pläne für einen Kapazitätsmarkt warteten. RWE unterstützt Pläne der Branchenverbände BDEW und VKU für Kapazitätsmärkte zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Vorschläge für einen Kapazitätsmarkt wurden jedoch 2015 abgelehnt.

Im April 2018 teilte der Energieminister mit, dass die Kohleproduktion bis 2030 halbiert werden soll, um die CO 2 -Emissionen aus dieser Quelle um 60% zu senken .

Wirtschaftliche und CO 2 -Implikationen nuklearpolitischer Veränderungen

Ein Bericht der Deutschen Bank vom Januar 2007, der den früheren Streit innerhalb der damals amtierenden großen SDP-Grünen-Koalitionsregierung befeuerte, warnte Deutschland davor, seine Kohlendioxid-Emissionsziele deutlich zu verfehlen, höhere Strompreise zu erwarten, mehr Stromausfälle zu erleiden und die Preise drastisch zu erhöhen Abhängigkeit von Gasimporten aus Russland als Folge seiner Atomausstiegspolitik, wenn es durchgesetzt wurde. Der Wirtschaftsminister und die Versorger forderten eine dringende Überprüfung der Politik. Die Bank schätzte, dass bis 2022 42 GWe neue Erzeugungskapazität gebaut werden müssten, wenn die Stilllegungen fortgesetzt würden.

Im Mai 2007 warnte die Internationale Energieagentur, dass die Entscheidung Deutschlands zum Ausstieg aus der Kernenergie “ohne Zweifel” das Potenzial zur Reduzierung der CO2-Emissionen einschränken würde. Die Agentur forderte die Bundesregierung nachdrücklich auf, die Politik im Lichte der “nachteiligen Folgen” zu überdenken. Wenn Deutschland sowohl seine Atomausstiegspolitik fortsetzen als auch die Reduzierung der CO2-Emissionen aufrechterhalten würde, müsste es bis 2020 von einer grenzüberschreitenden Grundlaststromkapazität von rund 25.000 MWe abhängig sein. Das Land verfügt bereits über bedeutende Verbindungen zu Frankreich, den Niederlanden, Dänemark, Polen, der Tschechischen Republik und der Schweiz. Verbindung mit der russischen Exklave Kaliningrad Baltic, in der ein russisches Kernkraftwerk mit 2400 MWe geplant war, Russland rechnete damit, die Hälfte seiner Produktion nach Deutschland zu exportieren, bis es mit politischen Realitäten konfrontiert wurde, die dazu führten, dass der Bau der Anlage in der Ostsee unterbrochen wurde. Auf jeden Fall könnte eine Erhöhung der Atomkapazität in mehreren dieser Nachbarländer – und vor allem in Frankreich – bis 2020 problemlos 25.000 MWe durch eine stark erweiterte Zusammenschaltung liefern. Dies würde Deutschland 2020 in eine ähnliche Position wie Italien versetzen, da es von den Nachbarn für Elektrizität (die größtenteils nuklear sein würde) abhängig und ein Preisnehmer wäre.

Im September 2010, dann im März und Mai 2011, änderte sich die Politik jedoch wie oben beschrieben noch zweimal, und im September 2011 ergab eine Studie der KfW Bankengruppe, die die inländische Entwicklung unterstützt, dass etwa 25 Mrd. EUR pro Jahr erforderlich wären, um die Regierungsanforderungen zu erfüllen Nukleare Ausstiegsziele der Energiewende. Die Gesamtinvestitionssumme belief sich bis 2020 auf 239 bis 262 Mrd. EUR. Darin enthalten waren bis zu 10 Mrd. EUR für fossile Brennstoffe, 144 Mrd. EUR für erneuerbare Energien und bis zu 29 Mrd. EUR für 3600 km Hochspannungsleitungen. Die Bank stellte fest, dass große kapitalintensive Projekte tendenziell über das Budget hinausgehen.

Inzwischen gibt Deutschland 2,5 Mrd. € pro Jahr einige seiner Kohlegruben subventioniert fast die Hälfte seines Stroms zu produzieren ( vgl Kern 31% bis 2011 ohne Subventionen). Weit über die Hälfte dieses Stroms stammt aus Braunkohle, die pro MWh rund 1,25 Tonnen Kohlendioxid erzeugt. Aufgrund des Kyoto-Abkommens und als Teil der differenzierten EU-Blase hat sich Deutschland verpflichtet, die Treibhausgasemissionen bis 2010 um 21% zu senken.

Im Februar 2013 sagte der Bundesminister für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, dass die Kosten der Energiewende bis Ende der 2030er Jahre 1.000 Milliarden Euro erreichen könnten. Allein die Einspeisetarife für erneuerbare Energien würden bis 2020 rund 680 Milliarden Euro kosten, und diese Zahl könnte sich weiter erhöhen, wenn der Marktpreis für Strom sinken würde, warnte er.

Im Jahr 2012 sammelten erneuerbare Energieerzeuger rund 20 Milliarden Euro für Strom mit einem Großhandelsmarktwert von 3 Milliarden Euro. Die Differenz zwischen prognostizierten Einspeisetarifen und Markteinnahmen bildet den wesentlichen Teil der EEG-Umlage, die für die meisten Verbraucher erhoben wird. Im Jahr 2016 wurde eine Differenz zwischen den Zahlungen an Betreiber von Anlagen für erneuerbare Energien und ihren Einnahmen aus dem Verkauf von Strom in Höhe von 24 Mrd. EUR erwartet. Dies schließt Übertragungskosten und Redispatch-Kosten aus und berücksichtigt nicht die Verluste, die durch die geringere Auslastung konventioneller Kapazitäten für Kernbrennstoffe und fossile Brennstoffe entstehen.

Der Großhandelspreis für Strom basiert auf Grenzkostenpreisen. Da die Leistung aus Wind- und Solar-PV häufig so gut wie Null Grenzkosten beträgt, hat ein zunehmender Anteil dieser Preise die durchschnittlichen Großhandelspreise seit 2008 gesenkt und lag 2016 etwa 60% unter dem Vorjahreswert durchschnittliches Niveau 2011. Aus diesem Grund werden viele Kraftwerke mit höheren Grenzkosten aufgrund von Merit-Order-Effekten vom Markt verdrängt. Dies wurde am deutlichsten bei gasbefeuerten Anlagen beobachtet, bei denen der durchschnittliche Kapazitätsfaktor im Jahr 2016 auf 23% gesunken war. Kohlekraftwerke erfordern mehr EU-EHS-Emissionszertifikate, aber obwohl diese günstig waren, ist es wirtschaftlicher, diese Kohlebrenner in Betrieb zu halten, um fast die Hälfte des Stroms des Landes trotz Energiewende zu liefern , und 2016 hat die Regierung ihre Pläne zur Schließung zurückgezogen.

Das Einzelhandelsbild steht im Gegensatz zu den Großhandelspreisen für Strom. Die Strompreise für Privat- und Gewerbekunden sind im Zuge der Energiewende stark gestiegen . Anfang 2016 lag der Preis für private Haushalte mehr als 90% über dem Durchschnittswert von 2000, was hauptsächlich auf die EEG-Umlage oder Umlage zurückzuführen ist, die nun 21% des Gesamtbetrags ausmacht , zuzüglich Steuern, die 23% des Gesamtbetrags ausmachen . Im Zeitraum 2005-2014 stiegen die Strompreise für Privathaushalte in Deutschland um mehr als die durchschnittlichen Gesamtkosten für Privathaushalte in den USA.

Die Entscheidung Deutschlands, seine Kernkraftwerke zu schließen, bedeutet, dass die massiven Investitionen in neue erneuerbare Energien durch Kohle und Gas gedeckt werden müssen, wodurch bis 2020 zusätzliche 300 Millionen Tonnen CO2 durch den verstärkten Einsatz fossiler Brennstoffe entstehen. Damit werden die Einsparungen von 335 Mio. t, die durch die Energieeffizienzrichtlinie 2011 der Europäischen Kommission in der gesamten Europäischen Union erzielt werden sollen, praktisch aufgehoben. Aber die Energiewende sperrt Deutschland langfristig in Abhängigkeit von Braunkohle und Steinkohle, um seine Kapazitäten zu nutzen. Dies steht im Widerspruch zu einem wesentlichen Aspekt der allgemeinen Stimmung, die diese Politik und ihre Vorgänger bestimmt.

Im Jahr 2015 verdoppelten sich die deutschen Stromexporte auf 60 TWh, vor allem aus billiger Braunkohle und überschüssiger Windenergie – es war ein windiges Jahr. Diese Exporte wirken sich in den Nachbarländern ähnlich aus wie in Deutschland, drücken auf die Großhandelspreise für Strom und beeinträchtigen die Rentabilität der Gaserzeugung. Die deutschen Kohlekraftwerke haben daher einen relativ hohen CO2-Ausstoß.

Die deutschen CO 2 -Emissionen aus Industrie und Kraftwerken sind von 2008 bis 2015 nur geringfügig zurückgegangen, was darauf hindeutet, dass das 2020-Ziel einer Reduzierung von 20% gegenüber 2007 bis 2020 nicht erreichbar ist. 2017 stand die Regierung vor der Frage eines CO2-Mindestpreises, der durch bevorstehende Wahlen und Uneinigkeit in der Koalition in dieser Angelegenheit verschärft wurde. Die CDU / CSU-Hauptpartei ist besorgt über hohe Energiekosten und priorisiert den Netzausbau, während die SPD-Nebenpartei einen CO2-Preis anstrebt. Die neue französische Regierung fördert einen CO 2 -Ausstoß von 30 EUR / tKohlenstoffpreis. Während sich dies in Frankreich nur geringfügig auswirken würde, würden die deutschen Großhandelspreise laut Poyry mit einem Mindestpreis von 30 EUR / t um 15 EUR / MWh auf rund 50 EUR steigen. Die durchschnittlichen Kosten für ein Kohlekraftwerk würden von 35 € auf 55 € / MWh und für moderne Gaskraftwerke von 39 € auf 47 € steigen.

Deutsche Nebenkosten 2013 (Fraunhofer Inst)

QuelleCent / kWhVolllaststunden pro JahrKonsequenter Kapazitätsfaktor (%)
PV7.8 – 14.21000-120011-14
Onshore-Wind4,5 – 10,71300-270015-31
Offshore-Wind11.9 – 19.42800-400032-46
Biogas13,5 – 21,56000-800068-91
Braunkohle3.8 – 5.36600-760075-87
Schwarze Kohle6,3 – 8,05500-650063-74
CCGT7,5 – 9,83000-400034-46
Haushaltsverkaufspreis28.9  

Strom aus erneuerbaren Energien, Einspeisetarife

Als die Einstellung Deutschlands zur Kernenergie ambivalent wurde, wurde eine Politik zur Förderung erneuerbarer Energien, insbesondere von Sonne und Wind, verabschiedet, auch wenn Deutschland in geografischer Hinsicht nicht gut positioniert ist. Solche Maßnahmen zielen in erster Linie auf die Reduzierung der Kohlendioxidemissionen ab. Bis 2020 sollen die erneuerbaren Energiequellen Wind und Sonne 20% der Stromversorgung ausmachen, gegenüber derzeit 11% (7,5% Wind, 4,5% Sonne). Aufgrund der Einspeisevergütungen des EEG ( Erneuerbare Energien Gesetz) im Jahr 2000 verabschiedet, ist die Windenergie die wichtigste erneuerbare Stromquelle in Deutschland. Nach 12.000 MWe im Jahr 2002 wurden Ende 2015 nach Angaben des Global Wind Energy Council 44,9 GWe Windkapazität installiert, was 32% der EU-Gesamtleistung entspricht. Die Solar-PV-Kapazität betrug im Jahr 2015 etwa 40 GWe. Von den insgesamt 647,1 TWh Bruttoerzeugung im Jahr 2015 lieferten Wind 86,0 TWh (13,3%) und Solar 39,5 TWh (5,9%).

Der in das Netz eingespeiste erneuerbare Strom wurde von den Netzbetreibern zu festen Einspeisetarifen (FIT) vergütet, wobei die Kosten auf die Stromverbraucher umgelegt wurden, so dass keine staatlichen Subventionen anfallen. Die Tarife sind für bestimmte Technologien unterschiedlich und unterliegen einer jährlichen Ermäßigung von ca. 5% als Anreiz für Preissenkungen bei Neuanlagen. Der Preis wird für 20 Jahre nach Fertigstellung der Anlage garantiert, so dass die Betreiber Vertrauen in ihre Planungskriterien haben.

Die Kapazitätsfaktoren für Wind- und Solar-PV lagen 2014 bei 17% bzw. 11% und für Solar 2013 bei 9,5% und 2015 bei 12,3%. Die Koalitionsparteien der neuen Regierung haben sich ab Ende 2013 darauf geeinigt, die Kapazitätsziele gegenüber den in festgelegten zu reduzieren 2010 und Überarbeitung des EEG-Gesetzes zur Reduzierung der Subventionen für Projekte im Bereich erneuerbare Energien (siehe unten). Dies wird anscheinend Vorrang vor der Reform des EU-Emissionshandelssystems (EHS) haben, bei dessen Einrichtung Deutschland eine führende Rolle gespielt hat.

In Deutschland sind seit 2013 aufgrund der geringeren Nachfrage und des windigen Wetters gelegentlich negative Spot-Strompreise zu verzeichnen. Die monatlichen Grundlastpreise lagen damals bei über 40 € / MWh.

In dem Bericht von Finadvice vom Juli 2014 heißt es, dass die Lehren aus der deutschen Energiewende Folgendes beinhalteten:

  1. Die politischen Entscheidungsträger unterschätzten die Kosten erneuerbarer Subventionen und die Belastung der Volkswirtschaften.
  2. Die Einzelhandelspreise für viele Stromverbraucher sind erheblich gestiegen und haben sich von 2000 bis 2013 mehr als verdoppelt.
  3. Das rasante Wachstum der erneuerbaren Energien senkte die Großhandelspreise in Deutschland mit nachteiligen Folgen für Märkte und Unternehmen.
  4. Das Großhandelspreismodell änderte sich infolge der großen Verbreitung erneuerbarer Energien, die nun auf das Wetter reagierten.
  5. Fossile und kerntechnische Anlagen sind Belastungen für ihre Betriebssysteme ausgesetzt, da sie jetzt unter weniger stabilen Bedingungen betrieben werden.
  6. Der großflächige Einsatz erneuerbarer Kapazitäten führt nicht zu einer wesentlichen Verlagerung der Wärmekapazität.
  7. Es sind umfangreiche Investitionen in das Netz erforderlich.
  8. Zu großzügige und nicht nachhaltige Förderprogramme führten zu zahlreichen Umgestaltungen der Förderregelungen für erneuerbare Energien, was die regulatorische Unsicherheit und das finanzielle Risiko für alle Akteure in der Branche für erneuerbare Energien erhöhte.

Revised Renewable Energy Sources Act 2014 und nachfolgende Revisionen

Nach den Wahlen im September 2013 verpflichtete sich die CDU-geführte Regierung , die 2000 Erneuerbare – Energien-Gesetz zu reformieren (EEG –  Erneuerbare Energien Gesetz ), die Abhängigkeit von Einspeisetarife für neue Solar- und Windkraftleistung nicht beeinträchtigt wird und zuteilbaren Generation begünstigt , die reagieren zu fordern. Der Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) und andere Branchenverbände hatten sich für eine Einschränkung der Einspeisetarife ausgesprochen und die privaten Verbraucher wurden von hohen Preisen in Mitleidenschaft gezogen. Dies eröffnete auch die Möglichkeit, einen Teil der Kostenbelastung auf Branchen zu verlagern, die von der EEG-Umlage  befreit waren .

Nach Konsultationen mit 16 Staaten kündigte die Bundesregierung im April 2014 Revisionsentwürfe des EEG zur Begrenzung von Energiepreiserhöhungen an. Das neue Gesetz sieht eine EEG-Umlage von 6,24 c / kWh bis 2017 vor, die zuvor angekündigten Höchstwerte für erneuerbare Energien wurden bestätigt: Offshore-Wind 6,5 GWe bis 2020 und 15 GWe bis 2030, Onshore-Wind 2,5 GWe netto pro Jahr, Solar-PV ebenfalls 2,5 GWe pro Jahr hinzugefügt. Die Obergrenzen sollen ein jährliches Wachstum von 11 TWh aus erneuerbaren Quellen ermöglichen. Die Unterstützung für erneuerbare Energien wird weiterhin für einen Betriebszeitraum von 20 Jahren gewährt, wenngleich nach den ersten fünf Jahren zu wesentlich niedrigeren Sätzen.

Mit Ausnahme von Kleinanlagen erfolgt der Stromabsatz aus erneuerbaren Energiequellen überwiegend über die Direktvermarktung durch Generatoren, wobei die Einnahmen durch Prämien ergänzt werden, die sich aus der Differenz zwischen dem festen Einspeisetarif und dem durchschnittlichen Großhandelspreis für Strom ergeben. Die neue Regelung tritt an die Stelle der Einspeisetarife, deren Auslaufen die EG im Zeitraum 2016-2020 angeordnet hatte. Das neue Gesetz trat im August 2014 in Kraft. Im Oktober 2014 haben die ÜNB die EEG-Umlage für 2015 leicht auf 6,17 c / kWh gesenkt, für 2016 jedoch auf 6,354 c / kWh.

Eine wichtige Frage ist, ob die Energieerzeugung vor Ort in der Industrie der EEG-Umlage unterliegen sollte. Etwa 50 TWh / Jahr werden jetzt von einzelnen Industrie-Autoproduzenten erzeugt, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, was etwa 25% des in der Industrie verbrauchten Stroms entspricht. In dem Gesetzentwurf waren etablierte Autoproduzenten ebenso wie Unternehmen, die vollständig vom Netz unabhängig sind, weiterhin von der Steuer befreit, aber andere Industriequellen zahlen 50% der 6,24 c / kWh bzw. 15% in bestimmten Situationen. Diese Ausnahme wurde nach Einbeziehung der EG in die geänderten Rechtsvorschriften geändert. Weitere Änderungen betrafen reduzierte Subventionen für erneuerbare Energien, und ab 2017 müssen diese Quellen miteinander konkurrieren.

Ende 2015 wurde das EEG für 2016 erneut überarbeitet, wobei die erneuerbaren Energien 2025 auf 45% und 2035 auf 60% begrenzt wurden, um sich mit dem Netzausbau zu synchronisieren und die Planung und Entwicklung des konventionellen (fossilen und nuklearen) Kraftwerks sicherzustellen Flotte und damit die deutschen Nachbarn ihre eigenen Stromnetze an vorhersehbare erneuerbare Energien anpassen können. In den Vorschlägen für das EEG 2016 heißt es, dass die Unterstützung für Onshore-Wind-, Offshore-Wind- und große PV-Anlagen mit mehr als 1 MWe ab 2017 in einem Auktionssystem festgelegt wird, das 80% der in neu installierten Anlagen jährlich erzeugten erneuerbaren Energien abdeckt. Für andere Anlagen keine Änderung gegenüber dem EEG 2014.

Die Überarbeitung des EEG erfolgte im Rahmen einer umfassenden Konsultation zum künftigen Strommarkt, die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) als „Strommarkt 2.0“ bezeichnet wird. Dies begann mit der Veröffentlichung eines Grünbuchs im Oktober 2014, gefolgt von einem Weißbuch mit dem Titel Ein Strommarkt für die Energiewende in Deutschland im Juli 2015  . Dies führte zu dem neuen Gesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes , das im Juli 2016 von beiden Parlamentskammern verabschiedet wurde und vom Energieminister als „größte Reform des Strommarktes seit dem Liberalisierung in den 1990er Jahren. “Auch  Strommarktgesetz genanntEs etabliert das Primat der Nur-Energie-Märkte und ersetzt die politisch festgelegte Einspeisevergütung durch wettbewerbsfähige Ausschreibungen für erneuerbare Energien. Die Gesetzgebung stärkt die zentrale Rolle des Stromgroßhandelsmarktes, indem sie die Preisgestaltung für Strom bei ungekappter Knappheit ermöglicht und verschiedene Kapazitätsreserven vorsieht, um die Versorgungssicherheit zu verbessern und gleichzeitig die sektoralen CO 2 -Emissionen zu senken . Diese Rückstellungen enthalten die Bestimmungen der Verordnung vom Juni 2013 über Reservekraftwerke zur Bekämpfung der Übertragungsbeschränkung von Nord nach Süd sowie neue Kapazitäts- und Sicherheitsreserven (Braunkohle).

Während die Einspeisetarife differenziert zwischen Norden (mehr Wind) und Süden (mehr Nachfrage) festgelegt wurden, erlaubt das neue Auktionssystem dies nicht und begünstigt daher den Norden. Die erste Auktion ergab einen Durchschnittspreis von 5,7 c / kWh für Onshore-Wind, verglichen mit früheren FIT-Werten von 8-9 c / kWh.

Strom aus neuen Kohlekraftwerken

Bei niedrigen EU-EHS-Kohlenstoffpreisen ist Kohle rentabler als Gas, und es besteht trotz der höheren CO2-Emissionen ein Anreiz, Braunkohle zu verwenden. Im August 2016 betrug die deutsche Steinkohlekapazität 28 GWe (18% des Stroms) und die Braunkohlekapazität 21 GWe (24%). Die mit Gas befeuerte Kapazität betrug 28,5 GWe (was 14% entspricht).

Die im Bau befindliche und bis 2016 erwartete Kohlekraftwerkskapazität umfasst: RWE – Hamm Westfalen 750-800 MWe; RWE, EnBW & MVV Energie – Mannheim 900 MWe; E.ON – Datteln 1000-1100 MWe. Vattenfall Europe hat im Dezember 2010 nach zweijährigem Widerstand die Genehmigung für ein 1.640 MWe-Kohlekraftwerk in Moorburg erhalten, indem Umweltmaßnahmen vereinbart wurden, die die Rentabilität drosseln. Darüber hinaus verfügen RWE und E.ON in den Niederlanden über 2650 MWe. Einige alte Kohlekraftwerke wurden in Betrieb gehalten, um Engpässe zu vermeiden, während andere geschlossen wurden.

Einen Einblick in die anhaltende Abhängigkeit von Braunkohle gibt RWE, die 2012 die BoA-Blöcke 2 und 3 in Nordrhein-Westfalen bei Köln in Betrieb genommen hat. 2200 MWe werden als „das fortschrittlichste Braunkohlekraftwerk der Welt“ in Rechnung gestellt und kosten 2,6 Milliarden Euro. Jede Einheit kann innerhalb von 15 Minuten von der vollen Leistung um 500 MWe abfallen und sich dann nach Bedarf erholen, „was die Fähigkeit des Kraftwerks zeigt, die Unterbrechung von Wind- und Solarenergie auszugleichen“, sagte RWE: „BoA 2 & 3 ist ein wichtiges Element unserer Strategie, denn moderne Kohle- und Gaskraftwerke sind unverzichtbar. Im Gegensatz zu Wind- und Solarquellen sind sie hochflexibel und können rund um die Uhr Strom produzieren. Dies macht sie zum Trumpf der Energiewirtschaftsumwandlung. “Der Ministerpräsident erklärte, die Anlage sei„ ein wichtiger Beitrag zur Versorgungssicherheit “.

Insgesamt sollten im Zeitraum 2011-15 10,7 GWe neuer Kohlekraftwerke ans Netz gehen, was größtenteils auf Pläne vor März 2011 und nicht auf Pläne für den Atomausstieg zurückzuführen ist.

Nach monatelangen intensiven Verhandlungen hat die Regierung im Juli 2015 die vorgeschlagene Abgabe auf Kohlekraftwerke gestrichen und beschlossen, dass im Rahmen des überarbeiteten Kapazitätsmechanismus für den Strommarkt 2.0 etwa 2,7 GWe Braunkohlekraftwerkskapazität (das entspricht etwa 13 GWe) zur Verfügung stehen % der installierten Braunkohlenenergie) würden schrittweise in eine Sicherungsbereitschaft umgelagert . Dies wäre über 2016 bis 2020 durch Verhandlungen mit RWE (1,5 GWe), Vattenfall (1,0 GWe) und Mibrag. Diese Kapazität würde bei Bedarf online geschaltet und nach vier Jahren schrittweise abgeschaltet. Die drei Versorgungsunternehmen würden über einen Zeitraum von sieben Jahren eine jährliche Vergütung von 230 Mio. EUR erhalten, insgesamt 1,6 Mrd. EUR. Die EG genehmigte die Regelung im Mai 2016 gemäß den Vorschriften für staatliche Beihilfen.

In Deutschland wurden 2014 178 Millionen Tonnen Braunkohle abgebaut. Um dies zu erreichen, wurden 879 Mt Abraum entfernt, sodass die gesamte Erdbewegung in einem Jahr das 14-fache derjenigen für den Bau des Suezkanals betrug. Der Heizwert der deutschen Braunkohle liegt zwischen 7,8 und 11,3 MJ / kg und hat einen Wassergehalt von rund 50%. Es wird fast ausschließlich für die Stromerzeugung im Inland oder in nahe gelegenen Ländern verwendet, einige werden jedoch für industrielle Wärme verwendet. RWE ist der größte Braunkohleproduzent, und die Stromkosten für Braunkohle können so niedrig wie 15 € / MWh sein (typischerweise 18 bis 24 €, verglichen mit 22 bis 32 € Grenzkosten für Steinkohle / MWh). Braunkohlenstaub (LEP) hat ein auf ca. 11% reduziertes Wasser und einen entsprechend höheren Heizwert und wird daher zunehmend für industrielle Wärmeanwendungen und kommunale KWK-Anlagen gehandelt.

Das letzte deutsche Steinkohlenbergwerk wurde im Dezember 2018 geschlossen, obwohl weiterhin Schwarzkohle importiert und neue Braunkohlenbergwerke eröffnet werden.

Uranabbau

Von 1946 bis 1990 wurden in der ehemaligen DDR in Sachsen und Ostthüringen, insbesondere in Wismut, rund 220.000 Tonnen Uran (260.000 t U 3 O 8 ) abgebaut, was erhebliche Umweltschäden zur Folge hatte. Ein Großteil davon wurde in sowjetischen Waffenprogrammen und in Osteuropa als Treibstoff verwendet. 1991 wurden 1207 tU erzeugt, 1992: 232 tU und danach geringe Mengen, die aus Stilllegungs- und Stilllegungsaktivitäten resultieren.

Eine kleine Mine. Ellweiler, von 1960 bis 1989 in der BRD operiert. Das gesamte Uran wird jetzt aus Kanada, Australien, Russland und anderen Ländern importiert, insgesamt 3800 t / Jahr U.

Kraftstoffkreislauf

Der jährliche Bedarf an Anreicherung beträgt ungefähr 2,2 Millionen SWU, von denen der größte Teil vom Urenco-Werk in Gronau bereitgestellt wird. Die Kapazität von 1,8 Millionen SWU / Jahr wird nach Genehmigung durch die Regierungskoalition im Jahr 2005 auf 4,5 Millionen SWU / Jahr erweitert. Im Zeitraum 2006-2009 wurden im Werk Gronau etwa 4500 Tonnen UF 6 pro Jahr verarbeitet , wobei etwa 4000 Tonnen Schwänze pro Jahr erzeugt wurden . Dies wird sich verdoppeln, wenn die neue Kapazität online ist. Die Lizenz für die Erweiterung beschränkt die Lagerung auf 38.000 t UF 6 und 59.000 t auf U 8 .

Die meisten der abgereicherten Uranschwänze aus dem Werk Gronau wurden zur erneuten Anreicherung nach Novouralsk in Russland geschickt. Diese Vorkehrungen wurden jedoch 2010 abgeschlossen. Von 2007 bis 2009 sandte Urenco 6500 t Schwänze mit einem Gehalt von 0,30% U-235 zur erneuten Anreicherung nach Novouralsk. Anreicherung und 402 Tonnen, die Eurodif in Frankreich 0,235% zur erneuten Anreicherung vorlegen. Aus Russland wurden in diesem Zeitraum 270 Tonnen angereichertes Uranprodukt zurückgegeben.

In den Jahren 2008 und 2009 hat Urenco 518 Tonnen Schwänze mit einem Gehalt von höchstens 0,26% von Gronau zur Dekonversion an Arevas W-Anlage in Pierrelatte in Frankreich geliefert. Bis Ende 2009 wurden dort 1700 Tonnen UF 6  aus Gronau dekonvertiert und als U 3 O 8 nach Gronau zurückgeführt .

Die Kraftstoffherstellung erfolgt durch Areva, hauptsächlich in Lingen in Deutschland.

Dreizehn deutsche Reaktoren sind für die Verwendung von Mischoxidbrennstoff (MOX) zugelassen, der aus abgebrannten Brennelementen recyceltes Plutonium verwendet. Eine MOX-Anlage im hessischen Hanau durfte nie in Betrieb genommen werden, daher wird der gesamte MOX-Kraftstoff importiert.

Bis 1994 mussten die Versorgungsunternehmen abgebrannte Brennelemente wiederaufbereiten, um den verwertbaren Teil zurückzugewinnen und zu recyceln. Von 1994 bis 1998 waren Wiederaufbereitung und direkte Entsorgung für die Bundesregierung gleichermaßen akzeptabel, aber die Politik der Koalitionsregierung von 1998 bis 2009 betraf die direkte geologische Entsorgung abgebrannter Brennelemente und keine Wiederaufbereitung nach Mitte 2005 (obwohl feste Verträge für die Wiederaufbereitung, insgesamt 7,3 Mrd. USD wurden von BNFL und Areva bereitgestellt.

Radioaktive Abfälle – Politik

1963 gab die Bundesregierung eine Empfehlung heraus, geologische Salzformationen zur Entsorgung radioaktiver Abfälle zu verwenden. 1973 begann die Planung eines nationalen Endlagers, und 1976 wurde das Atomgesetz (AtG) geändert, um eine solche Entsorgung in die Zuständigkeit der Bundesregierung zu stellen.

Im Juli 2013 wurden zwei Gesetze verabschiedet, das Gesetz zur Auswahl von Endlagerstandorten (StandAG) und ein weiteres Gesetz zur Errichtung eines Bundesamtes für kerntechnische Entsorgungssicherheit ( BfE)) unter dem Ministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit (BMU). Das BfE regelt die Standortauswahl und unterstützt das Ministerium bei der Endlagerung radioaktiver Abfälle. Ihre ursprüngliche Aufgabe bestand darin, die Refinanzierung des Standortauswahlprozesses sicherzustellen, anschließend die Standortauswahl zu überwachen, Vorschläge zu bewerten, zu bestätigen, dass die Auswahl gemäß dem StandAG ordnungsgemäß durchgeführt wurde, die Umweltprüfung zu überwachen und einen endgültigen Standortvorschlag vorzulegen. Nach der Inbetriebnahme des Endlagers Konrad für schwach- und mittelaktive Abfälle und der Genehmigung zur Stilllegung von Morsleben werden entsprechende Genehmigungen und Genehmigungen für die Endlagerung erteilt.

Die Bundesregierung durch das Bundesamt für Strahlenschutz ( Bundesamt für Strahlenschutz , BfS)  hat für den Aufbau verantwortlich und Endlager für hochaktive Abfälle betrieben wird , aber die Fortschritte in diesem durch den Widerstand behindern  Länder  Regierungen. Das BfS ist für die Genehmigung aller nuklearen Abfalltransporte verantwortlich.

Im Jahr 2013 kündigte das Bundesumweltministerium (BMU), die Bundesregierung und alle 24 Staaten endlich Einigung erzielt hatten ein Repository Gesetz über die Ausarbeitung ( siehe oben) und dass die Energieversorger 2 Mrd. EUR für die Suche und Entwicklung eines neuen Endlagers ausgeben sollten. Die Branchenvertretung der Unternehmen antwortete, dass sie dazu nicht bereit seien, da sie bereits fast so viel in Gorleben investiert hätten. Mit dem im Juli 2013 verabschiedeten neuen Gesetz zur Auswahl von Endlagerstandorten (StandAG) wurde im Mai 2014 eine 33-köpfige Kommission eingerichtet, die „Grundprinzipien“ für die Standortauswahl einschließlich sicherheitstechnischer und wirtschaftlicher Anforderungen sowie Auswahlkriterien für Gesteinsformationen erarbeitet. Die Kommission umfasste Vertreter des Parlaments, der Wissenschaft, der Organisationen der Zivilgesellschaft, der Industrie, der Umwelt und der Gewerkschaften. Die ersten Empfehlungen für ein “umfassendes Konzept für eine verantwortungsvolle und sichere Entsorgung aller radioaktiven Abfälle” wurden im August 2015 vom Kabinett angenommen. mit dem Plan, der der EG zur Genehmigung vorgelegt werden muss. Der Abschlussbericht der Kommission wurde der Regierung im Juli 2016 vorgelegt.

Nach dem Abschlussbericht der Kommission soll der Standort mit “bester Sicherheit” in einem dreistufigen Verfahren ermittelt und durch Bundesgesetz festgelegt werden. Die Standortauswahl sollte von einer umfassenden Beteiligung der Öffentlichkeit mit Stellen auf regionaler, interregionaler und nationaler Ebene begleitet werden. Das Endlager könnte sich in Salz, Ton oder kristallinem Gestein befinden. Die Kommission erklärte, die “umstrittene” Steinsalzformation Gorleben in Niedersachsen sei in ihrem Bericht nicht ausgeschlossen worden.

Der Bericht prognostiziert rund 10.500 Tonnen Altbrennstoff aus dem Betrieb von Kernkraftwerken, die in rund 1.100 Containern gelagert werden könnten. Weitere 300 Behälter mit hoch- und mittelschweren Abfällen sowie 500 Behälter mit Altbrennstoff aus Forschungs- und Demonstrationsreaktoren werden ebenfalls für die Wiederaufbereitung von Altbrennstoff erwartet. Während das ehemalige Eisenerzbergwerk Konrad in Salzgitter für schwach- und mittelaktive Abfälle bevorzugt wird (siehe unten), bleibt ein weiterer noch unbestimmter Standort für hochaktive Abfälle zu identifizieren. Das Deutsche Atomforum, DAtF), sagte: “Neben dem Prozess und den Kriterien hat die Kommission auch einen umfassenden und äußerst ehrgeizigen Einbeziehungsprozess entwickelt, der den Bürgern, insbesondere in betroffenen Regionen, weitreichende Möglichkeiten zur Teilnahme bieten soll. Ein konsequentes und zielgerichtetes Vorgehen ist musste zu einer Lösung für dieses lange umstrittene Problem kommen. “

Die  Bundesgesellschaft für Endlagerung mbH  ( BGE ) wurde im Juli 2016 als staatliches Unternehmen unter dem BMU gegründet. Es hat seinen Hauptsitz in Peine. Nach dem Bericht der Endlagerkommission ist es der designierte Eigentümer und Betreiber von Endlagern für radioaktive Abfälle. Seit April 2017 betreibt die BGE die Asse II, Gorleben und Morsleben. Es ist für die Standortauswahl eines Endlagers für wärmeerzeugende radioaktive Abfälle verantwortlich. Im Dezember 2017 wurde die BGE auf die Deutsche Gesellschaft zum Bau von Endlagern für Abfallstoffe mbH (DBE) verschmolzen , die zuvor eine 75% ige Tochter des Altbrennstofffasslieferanten GNS war.

Im Dezember 2016 beschloss der Bundestag in einer Abstimmung zwischen 581 und 58 die Schaffung eines staatlichen Fonds in Höhe von 23,6 Milliarden Euro für die Zwischenlagerung und Entsorgung aller in Deutschland verwendeten Brennelemente und nuklearen Abfälle. Die vier Kernkraftwerke werden die Mittel bereitstellen und haben dann keine weitere finanzielle Verantwortung. In der Gesamtsumme ist eine Risikoprämie von 35% enthalten, falls die Kosten höher sind als erwartet. Der Energieminister sagte zuvor, dass das Gesetz “die Verantwortung für nukleare Abfälle klarstellt. Es sichert die langfristige Finanzierung der Stilllegung, des Abbaus und der Entsorgung, ohne dass die Kosten der Gesellschaft übertragen werden oder die wirtschaftliche Situation der Betreiber gefährdet wird.” Es wurde berichtet, dass RWE und E.ON 16,7 Milliarden Euro zwischen ihnen zahlen würden, Vattenfall 1,75 Milliarden Euro und EnBW im März 2017 4,7 Milliarden Euro, einschließlich 2,4 Milliarden Euro Risikoprämie.BMWi ) und soll bis 2100 durch Investitionen auf rund 70 Milliarden Euro wachsen. Die Unternehmen haben bereits rund 38 Milliarden Euro für die Stilllegung ihrer Reaktoren bereitgestellt – siehe Abschnitt unten .

Radioaktive Abfälle – Verantwortlichkeiten

Die Energieversorger waren für die Zwischenlagerung abgebrannter Brennelemente verantwortlich und gründeten gemeinsame Unternehmen für den Bau und Betrieb von Offsite-Oberflächenanlagen in Ahaus und Gorleben. Nachfolgende Richtlinien betrafen die Zwischenlagerung an Reaktorstandorten. Mitte 2013 wurde die Lizenz für die Zwischenlagerung in Brunsbüttel mit einer Laufzeit von 40 Jahren im Jahr 2003 widerrufen. Die Anlage wurde im Jahr 2006 in Betrieb genommen. 2016 erteilte das BfE der EnBW die Erlaubnis, 342 Altbrennelemente aus dem stillgelegten Werk Obrigheim 50 km weit zu transportieren Zwischenlagerung in Neckarwestheim, um die Stilllegung in Obrigheim zu ermöglichen. Im September 2016 erhielt Vattenfall von der Landesregierung die Erlaubnis, 990 Brennelemente aus dem Lagerbecken in Krümmel vor Ort in CASTOR-Trockenlagerbehälter zu überführen.

Die 1977 gegründete GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH ( GNS ), die den vier Kernkraftwerken gehört, war an neun Standorten für alle Aktivitäten im Zusammenhang mit dem Transport und der Entsorgung von Abfällen in Deutschland verantwortlich. Sie bietet Produkte und Dienstleistungen auch außerhalb Deutschlands an – sie hat 2015 einen Vertrag mit Sogin in Italien über die Stilllegung und Entsorgung im Wert von 1,52 Mio. € abgeschlossen. Die 75% ige Tochtergesellschaft der Deutschen Gesellschaft für Bau und Betrieb von Endlagern für Abfallstoffe mbH (DBE) errichtete und betrieb Endlager, insbesondere Konrad und Gorleben, während sie Morsleben stilllegte. GNS entwickelte und lieferte die verschiedenen Arten von CASTOR- und CONSTOR-Behältern für den Transport und die Lagerung von gebrauchtem Kraftstoff.

Nach dem Gesetz vom Dezember 2016 haben BMU und GNS im März 2017 die Bundesgesellschaft für Zwischenlagerung mbH ( BGZ) gegründet) Joint Venture zur Übernahme der Zwischenlagerung und Endlagerung radioaktiver Abfälle durch die Regierung. Im Mai 2017 gab GNS bekannt, mit dem BMU eine Einigung über die Übertragung seines Anteils an der BGZ erzielt zu haben, damit die Bundesregierung alleiniger Eigentümer der BGZ wird. Im Rahmen der Vereinbarung wird GNS seine Zwischenlagertätigkeiten an die Regierung übertragen, einschließlich der bestehenden zentralen Zwischenlager in Ahaus und Gorleben, die Ende Juli 2017 an die BGZ übergeben wurden. GNS gab bekannt, dass sich 329 Fässer HLW in Ahaus befanden und 113 Fässer in Gorleben (5 abgebrannte Brennelemente, 108 verglaste HLW aus Areva in La Hague). Rund 80 GNS-Mitarbeiter an beiden Standorten wurden in die BGZ übernommen, rund 70 GNS-Mitarbeiter am Hauptsitz in Essen übernehmen die Verwaltung der BGZ. Die Bewirtschaftung von 12 Zwischenlagern in deutschen Kernkraftwerken vor Ort wird ab HLW und Altbrennstoff 2019 ebenfalls an die BGZ und ab 2020 von 12 Lagern mit ILW-LLW aus dem Betrieb und Rückbau von Kernkraftwerken übertragen Die Verantwortung für die Zwischenlagerung radioaktiver Abfälle von Energieversorgungsunternehmen liegt zentral beim BGZ “(BGZ-Website). Grund für die staatliche Übernahme aller Abfälle ist, dass die Zwischenlagerung voraussichtlich mehrere Jahrzehnte dauern wird und die Zukunft der Kernkraftwerke und damit der GNS nach dem deutschen Ausstieg von 2023 ungewiss ist. Die Verantwortung für die Zwischenlagerung radioaktiver Abfälle von Energieversorgungsunternehmen liegt zentral beim BGZ “(BGZ-Website). Grund für die staatliche Übernahme aller Abfälle ist, dass die Zwischenlagerung voraussichtlich mehrere Jahrzehnte dauern wird und die Zukunft der Kernkraftwerke und damit der GNS nach dem deutschen Ausstieg von 2023 ungewiss ist. Die Verantwortung für die Zwischenlagerung radioaktiver Abfälle von Energieversorgungsunternehmen liegt zentral beim BGZ “(BGZ-Website). Grund für die staatliche Übernahme aller Abfälle ist, dass die Zwischenlagerung voraussichtlich mehrere Jahrzehnte dauern wird und die Zukunft der Kernkraftwerke und damit der GNS nach dem deutschen Ausstieg von 2023 ungewiss ist.

Radioaktive Abfälle – Standorte und Betriebe

Die letzten getrennten hochaktiven Abfälle aus der Aufbereitung in Frankreich und Großbritannien werden voraussichtlich 2017 bis 2022 nach Deutschland zurückgebracht und dort gelagert. Insgesamt sind 166 große Fässer mit Glaskanistern beteiligt, von denen nach der letzten Lieferung aus La Hague im November 2011 bereits 50 in Gorleben eingelagert sind. Jeder fasst 28 Tonnen verglastes HLW. Weitere mehr als 300 Fässer mit Kanistern verdichteter Abfälle aus der Wiederaufbereitung könnten sofort in ein Endlager gelangen, die Kanister möglicherweise in Bohrlöcher. Im Juni 2015 kündigte das Umweltministerium einen Plan für einen Teil dieser getrennten HLW an, wonach 26 Fässer an vier Zwischenlagern gelagert werden sollen. Fünf werden in Phillipsburg und 21 in den Kernkraftwerken Biblis, Brokdorf und Isar sein. Diese Websites wurden als “am besten platziert aus technischen,

Von 1971 bis 1991 war in Karlsruhe eine Pilot-Wiederaufbereitungsanlage (WAK) ( Wiederaufarbeitungsanlage Karlsruhe Betriebsgesellschaft ) in Betrieb, die 206 Tonnen Altbrennstoff nach dem PUREX-Verfahren aufbereitete. Das abgetrennte HLW betrug 60 m 3  in flüssiger Form und wurde nach einer Reihe politischer Verzögerungen 2009/10 verglast. Die 122 Behälter mit verglasten Abfällen werden in Greifswald gelagert, bis sie in einem geologischen Endlager entsorgt werden. Die schwach- und mittelschweren Abfälle aus der WAK wurden im niedersächsischen Asse im Endlager des Salzbergwerks entsorgt und machten etwa die Hälfte der dort eingelagerten Abfälle aus.

Gorleben: Nach einem umfassenden Standortauswahlverfahren erklärte die niedersächsische Landesregierung 1977 den Salzstock in Gorleben zum Standort eines nationalen Zentrums für die Entsorgung radioaktiver Abfälle. Es wird jetzt als möglicher Standort für die geologische Entsorgung hochradioaktiver Abfälle angesehen. Dies sind ungefähr 5% der gesamten Abfälle mit 99% der Radioaktivität. Die BGZ betreibt dort das 1982-83 erbaute Transport Container Storage (TBL) mit 113 Fässern (5 abgebrannte Brennelemente, 108 verglaste HLW aus Areva in La Hague). Es ist vom BfE lizenziert. Das Abfalllager Gorleben dient zur Lagerung radioaktiver Abfälle mit vernachlässigbarer Wärmeentwicklung. Genehmigungs- und Aufsichtsbehörde für diese und die dortige Pilotkonditionierungsanlage ist das Niedersächsische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz.

Der Standort könnte ab 2025 als endgültiges Endlager zur Verfügung stehen, mit einer Entscheidung für 2019. In den Jahren 1979 bis 2000 wurden rund 1,5 Mrd. EUR für die Erforschung des Standorts aufgewendet, und die Investitionen der Energieversorger in diesen Standort belaufen sich nun auf rund 1,6 Mio. EUR Milliarde. Die Arbeiten wurden im Jahr 2002 aus politischen Gründen eingestellt. Im Oktober 2010 beantragte das BfS im Auftrag der Bundesregierung die Wiederaufnahme des Studiums und die Verlängerung der Betriebsgenehmigung bis 2020. Niedersachsen ließ dies zu und stimmte 2013 zu, dass Gorleben nicht ausgeschlossen werden sollte in weiteren Überlegungen dann vorgeschlagen.

Weitere Vorschläge beziehen sich auf ein Endlager für hochaktive Abfälle (HLW) in Opalinuston, das an mehreren Orten in Deutschland vorkommt. Im Juli 2009 traten neue Endlagerkriterien in Kraft, die die Vorschriften aus dem Jahr 1983 ersetzten. Die Behörden dürfen nun ein HLW-Endlager nur auf der Grundlage des wissenschaftlichen Nachweises lizenzieren, dass die Abfälle eine Million Jahre lang im Endlager stabil sind. Darüber hinaus müssen alle in einem deutschen Endlager entsorgten HLW während des gesamten Zeitraums, in dem das Endlager betrieben wird, abrufbar sein.

In der   Anlage in Ahaus werden mittelgroße Abfälle gelagert, darunter auch einige gebrauchte HEU-Brennstoffe aus Forschungsreaktoren. Im Jahr 2010 genehmigte das BfS die Verbringung von 951 gebrauchten Brennelementen aus dem Rossendorf-Reaktor in 18 versiegelten Behältern nach Mayak in Russland zur Wiederaufbereitung auf der Grundlage des russischen Brennstoffrückgabeprogramms für Forschungsreaktoren. Das ostdeutsche Rossendorf wurde 1991 geschlossen.

Der KonradDer Standort (eine ehemalige Eisenerzmine) war seit 1975 als Endlager in der Entwicklung und wurde im Jahr 2002 für die Entsorgung von Abfällen auf mittlerer und niedriger Ebene bis 2022 lizenziert, doch es gab immer wieder rechtliche Probleme. Diese wurden im März 2006 und erneut im April 2007 entlassen. Im Januar 2008 wurde eine Baugenehmigung erteilt. Konrad wird zunächst rund 300.000 Kubikmeter Abfälle aufnehmen – 95% des Abfallvolumens des Landes, 1% der Radioaktivität. DBE plant, 650.000 Kubikmeter Abfälle aus dem Betrieb und der Stilllegung von Kernkraftwerken sowie aus Industrie, Medizin und Forschung aufzunehmen. Es sollte 2014 mit Lagerkammern auf sechs Ebenen in einer Tiefe von 800 bis 1300 Metern betriebsbereit sein, soll nun aber ab 2022 betriebsbereit sein. Das Programm vom August 2015 sah aufgrund lokaler Widerstände keine Verlängerung der Konrad-Endlagerlizenz vor, wie bereits vorgeschlagen. Daher wird ein weiteres Endlager für das Gleichgewicht zwischen mittel- und schwachem Abfall erforderlich sein, der bis 2022 anfällt, wenn der letzte deutsche Kernkraftreaktor im Rahmen der Atomausstiegspolitik der Regierung abgeschaltet werden soll.

Rund 200.000 Kubikmeter überwiegend schwach belasteter Abfälle „mit vernachlässigbarer Wärmeentwicklung“ werden voraussichtlich nach Konrad verlagert, zusammen mit rund 100.000 Kubikmeter Abfällen aus der Urenco-Anreicherungsanlage Gronau.

Das   von Bund und Ländern in den 1960er und 1970er Jahren lizenzierte Salzbergwerk Asse ist geschlossen. Es hat von 1967 bis 1978 47.000 Kubikmeter schwach- und mittelschwere Abfälle erhalten, ist in einem schlechten Zustand und wird als fehlerhafter Genehmigungsprozess angesehen. Das BfS hat im Jahr 2010 entschieden, dass die Abfälle aus dem BfS entfernt werden sollen, und eine Alternative zum Befüllen mit Beton abgelehnt, um eine stabile Matrix für die dort 126.000 Fässer zu schaffen. 

Das Salzstock-Endlager in Morsleben in Ostdeutschland für schwach- und mittelschwere Abfälle wurde 1981 lizenziert, nach der Wiedervereinigung erneut lizenziert und 1998 geschlossen. Es verfügt über 36.754 Kubikmeter schwach- und mittelschwere Abfälle, befindet sich jedoch in schlechter Zustand und wird mit Beton zu Kosten von 2,2 Mrd. EUR stabilisiert. Der Müll wird dort bleiben.

Konrad, Asse und Morsleben liegen alle in Mitteldeutschland zwischen Hannover und Magdeburg, Gorleben liegt etwa 100 km südöstlich von Hamburg. Ahaus liegt in Westdeutschland.

Außerbetriebnahme

Bis 2012 waren 19 Versuchsreaktoren und kommerzielle Reaktoren stillgelegt und wurden stillgelegt. Fünf davon sind VVER-440-Einheiten in Greifswald, die 1990 nach der Wiedervereinigung geschlossen wurden (Block 6 war fertig, aber nicht in Betrieb). Im Jahr 1996 wurden 235 unbenutzte Brennelemente an Paks verkauft. Block 5 hatte im November 1989 eine teilweise Kernschmelze. wegen defekter Ventile (Grundursache: mangelhafte Herstellung) und wurde nie wieder gestartet.

Fünf sind verschiedene SWRs, zwei sind HTRs, eine ist die große und relativ moderne Mülheim-Kaerlich PWR, die seit 1988 aufgrund von Lizenzschwierigkeiten stillgelegt wurde, eine ist Stade PWR, die im November 2003 geschlossen wurde, eine ist Obrigheim PWR, die im Mai 2005 geschlossen wurde, eine ist a Prototyp GCHWR und einer ist ein Prototyp VVER. Gundremmingen Ein BWR wurde nach einem Unfall im Jahr 1977 stillgelegt. Hochspannungsleitungen aus der Anlage schlossen kurz und erforderten eine schnelle Stilllegung der Anlage, was dazu führte, dass Druckbegrenzungsventile die Anlage mit leicht radioaktivem Wasser überfluteten. Reparaturen und Modernisierungen galten als unwirtschaftlich.

Elf der 19 Projekte sind vollständig abgerissen und vor Ort geräumt. Dadurch entstehen rund 10.000 Kubikmeter Stilllegungsabfälle.

In Stendal befanden sich zwei Einheiten eines viergliedrigen VVER-1000 / V320-Kraftwerks im Bau, wurden jedoch 1990 stillgelegt. Block 1 war zu etwa 85% fertiggestellt.

Strom- und Versuchsreaktoren bis 2006 abgeschaltet

ReaktorArtMWe netto
jeweils
Jahre
Betriebs
jeder
HerunterfahrenStatus
Greifswald 1-4VVER-440 / V230408Bis zu 161990zerlegt
Greifswald 5VVER-440 / V2134080,511/1989zerlegt
Gundremmingen ABWR237101/1977zerlegt
GrosswelzheimPrototyp BWR2511971zerlegt
KahlExperimentelles BWR15241985Website uneingeschränkt
Kalkar KNK 2Prototyp FNR17131991 
LingenPrototyp BWR183101979sicherer
Mülheim-KärlichPWR121921988Abbau seit 2004
Karlsruhe MZFRExperimentelle PHWR52181984 
NiederaichbachExperimentelles GCHWR10011974Website uneingeschränkt
ObrigheimPWR340362005Abbau seit 2013
RheinsbergVVER-70 / V-21062241990zerlegt
StadePWR640312003 
WürgassenBWR640221994abgebaut 2014
Juelich AVRExperimentelle HTR13211989 
THTRPrototyp HTR29631988sicherer
Insgesamt: 19     

Energiereaktoren ab März 2011 abgeschaltet

PflanzeOperatorArtMWe nettoJahre in BetriebHerunterfahrenStatus
Biblis A (KWB A)RWEPWR1167362011Lizenziertes decomm
Biblis B (KWB B)RWEPWR1240342011Lizenziertes decomm
Brunsbüttel (KKB)VattenfallBWR771302007Herunterfahren
Krümmel (KKK)VattenfallBWR1260252009Herunterfahren
Isar 1 (KKI)ÄONBWR878322011Lizenziertes decomm
Unterweser (KKU)ÄONPWR1345322011Herunterfahren
Phillipsburg 1 (KKP)EnBWBWR890312011Lizenziertes decomm
Phillipsburg 2 (KKP)EnBWPWR1392352019Lizenziertes decomm
Neckarwestheim 1 (GKN)EnBWPWR785342011Lizenziertes decomm
Grafenrheinfeld (KKG)ÄONPWR1275336/2015Herunterfahren
Gundremmingen B (KRB-B)RWEBWR12843312/2017Herunterfahren
Insgesamt: 11  12,287   

NB. Einige der 11 Abschaltreaktoren sind von ihren Eigentümern noch nicht enttankt oder abgeschrieben. Die ersten Stilllegungsgenehmigungen wurden Anfang 2017 erteilt. 

EON-Eigenkapital: Isar 1 100%, Unterweser 100%, Krümmel 50%, Brunsbüttel 33,3%, Grafenrheinfeld 100%, Gundremmingen 25%.
RWE-Eigenkapital: Biblis 100%, Gundemmingen 75%.
Vattenfall-Eigenkapital: Brunsbüttel 66,7%, Krümmel 50%.
EnBW-Eigenkapital: Neckarwestheim 100%, Phillipsburg 100%.

2012 wurden acht Reaktoren aus politischen Gründen durch Regierungserlass vorzeitig abgeschaltet. Dies bedeutete, dass die Beiträge zu ihren jeweiligen Stilllegungsfonds gekürzt wurden, anstatt sich für volle 40 Jahre oder länger ansammeln zu dürfen. Die vier Betreiber verfügten im Jahr 2015 über Rückstellungen in Höhe von rund 38 Mrd. EUR für Stilllegung und Abfallentsorgung. * Es ist jedoch noch nicht klar, ob und wann diese acht Einheiten stillgelegt werden.

* E.ON 14,6 Mrd. €, RWE 10,25 Mrd. €, EnBW 7,66 Mrd. €, Vattenfall 1,6 Mrd. €, Krümmel 1,8 Mrd. €, Ende 2013 insgesamt 36 Mrd. €.

Die EnBW gab bekannt, dass ihre beiden Reaktoren Neckarwestheim 1 und Phillipsburg 1 ohne Sicherheitsfrist direkt demontiert werden. Im Mai 2013 reichte die EnBW Anträge auf Stilllegung und Abbau ein. 2016 galt dies auch für Phillipsburg 2. Im Februar 2017 erhielt die EnBW eine Stilllegungs- und Demontagelizenz für Neckarwestheim 1; und im April 2017 auch für Phillipsburg 1 vom baden-württembergischen Umweltministerium. Die Arbeiten begannen bald danach und werden 10-15 Jahre dauern. Die Lizenz für Phillipsburg 2 wurde kurz vor dem Herunterfahren im Jahr 2019 erhalten.

Ende 2012 reichte Vattenfall Europe einen Antrag auf Stilllegung und Abbau von Brunsbüttel ein, der seit 2007 geschlossen war, und im August 2015 einen entsprechenden Antrag für Krümmel, der seit 2009 nicht mehr in Betrieb war. Vattenfall begann im September 2016, Kraftstoff aus Krümmel zu entfernen, um Fässer zu trocknen vor Ort und geplant, Brunsbüttel im nächsten Monat zu enttanken. Der Abbau würde über einen Zeitraum von 15 bis 20 Jahren erfolgen. Sie hat 10,2 Mrd. SEK (1,2 Mrd. €) auf Brunsbüttel und Krümmel abgeschrieben.

Im Januar 2017 erhielt das E.ON-Unternehmen PreussenElektra eine Stilllegungs- und Demontagelizenz für Isar 1, die erste Lizenz seit 2011. Die Arbeiten beginnen 2017 und werden voraussichtlich 15 Jahre dauern und kosten rund 1 Milliarde Euro.

RWE beantragte im August 2012 die Stilllegung und den Abbau der beiden Biblis-Reaktoren. Das hessische Umweltministerium hat im März 2017 Pläne verabschiedet, unter anderem für die Enttankung von Block B ab 2017. Die Arbeiten werden voraussichtlich rund 15 Jahre dauern. Im Dezember 2016 beantragte RWE eine Genehmigung zur Stilllegung und zum Abbau von Emsland, wenn es im Jahr 2022 geschlossen wird.

Die Stilllegung der 17 Kernkraftwerke, die bis 2011 in Betrieb waren, und sechs weiterer kommerzieller Einheiten (insgesamt 23) sollte 48 Mrd. EUR kosten. Die Bundesregierung ordnete eine Überprüfung der Stilllegungsbestimmungen der vier Energieversorger an und berichtete im Oktober 2015, dass die betroffenen Unternehmen ausreichende Rückstellungen gebildet hätten, um alle Kosten zu decken, und dies unter Einhaltung der einschlägigen Vorschriften. Ihr kombiniertes Vermögen von rund 83 Mrd. EUR würde die Kosten für die Stilllegung der Kraftwerke und die Entsorgung radioaktiver Abfälle decken, und das Gutachten ergab keinen Bedarf an zusätzlichen Maßnahmen, die über diese Schritte hinaus ergriffen werden müssten. Das Gutachten ergab, dass die von den Unternehmen gebildeten Rückstellungen in Höhe von 38,3 Mrd. EUR auf höheren Kostenschätzungen als im internationalen Durchschnitt beruhten. Dennoch,

Im Mai 2015 haben E.On und Vattenfall Europe (VENE) eine Vereinbarung zur Zusammenarbeit bei der Stilllegung unterzeichnet, “um den Stilllegungs- und Demontageprozess ihrer Joint Venture-Kernkraftwerke so wirtschaftlich wie möglich zu gestalten”. Sie sagten, dass das Hauptziel der Vereinbarung darin bestehe, “Erfahrungen, insbesondere aus dem weitgehend abgeschlossenen Abbau des Kernkraftwerks E.On in Stade, in die Planung und Durchführung der Stilllegung der VENE-Kraftwerke einzubeziehen”.

Die Stilllegung der derzeit in Betrieb befindlichen Reaktoren wird voraussichtlich rund 115.000 Kubikmeter Stilllegungsabfälle verursachen.

Die Energiewerke Nord GmbH (EWN) befindet sich zu 100% im Eigentum der Bundesregierung und ist für die Stilllegung öffentlicher kerntechnischer Anlagen und die Entsorgung der anfallenden radioaktiven Abfälle verantwortlich. Neben der Stilllegung des Kernkraftwerks Greifswald und des Versuchsreaktors Rheinsberg in Ostdeutschland nach der Wiedervereinigung des Landes ist EWN auch an der Stilllegung des AVR-Reaktors beteiligt, der an das Forschungszentrum in Jülich angrenzt.

Forschung

Ab 1956 wurden in Westdeutschland eine Reihe von Kernforschungszentren eingerichtet, von denen die meisten sowie die Hochschulinstitute mit Forschungsrektoren ausgestattet waren. Die meisten dieser Reaktoren sind jetzt stillgelegt und die Zentren haben ihre Rollen gewechselt. 2015 wurde die Kernkompetenz des Forschungszentrums Jülich mit dem Experimental Reactor Consortium (AVR) unter der staatlichen Energiewerke Nord GmbH (EWN) zusammengeführt und das Bundesministerium der Finanzen als Gesellschafter einbezogen. Der Schwerpunkt liegt auf der Kernenergie und den damit verbundenen Aktivitäten. Die neue Organisation mit rund 300 Mitarbeitern verfügt über das gesamte Know-how, das in den letzten fünf Jahrzehnten in Jülich für die Stilllegung, den Abbau und die Entsorgung von Kernkraftwerken erworben wurde. Jülich liegt in Nordrhein-Westfalen.

1960 wurde ein 1958 bestelltes 16 MWe Versuchskernkraftwerk in Betrieb genommen. Dann wurde 1961 der 13 MWe-Versuchshochtemperaturreaktor der AVR ( Arbeitsgemeinschaft Versuchsreaktor ) in Jülich mit Brennstoff als Kieselbett bestellt. Es war von 1967 bis 1988 über 750 Wochen in Betrieb, die meiste Zeit mit Kraftstoff auf Thoriumbasis.

Der 300 MWe THTR ( Thorium Hochtemperatur Reaktor ) in Uentrop wurde aus dem AVR entwickelt und 1985-88 auch mit Thorium-Brennstoff betrieben. Die Kraftstoffherstellung erfolgte im industriellen Maßstab. Mehrere Designmerkmale haben den AVR nicht erfolgreich gemacht, obwohl sich das grundlegende Kieselbettkonzept erneut bewährt hat. Es trieb eine Dampfturbine an.

Das 200 MWt (72 MWe) HTR-Modul wurde dann von Siemens / Interatom entworfen und 1989 lizenziert, aber nicht gebaut. Es hatte wenig angereicherten Urankieselbrennstoff, der im AVR getestet wurde. Dieses Design war Teil der 1996 von Eskom gekauften Technologie und geht direkt auf den modularen Kieselbettreaktor (PBMR) und den chinesischen HTR-PM zurück.

In den 1970er und 1980er Jahren stellte Nukem mehr als 250.000 Brennelemente für den AVR und mehr als eine Million für den THTR her. Im Jahr 2007 berichtete Nukem, dass es das Know-how dafür wiedererlangt hatte und es als Branchenunterstützung zur Verfügung stellte.

Der 17 MWe Kompakt KNK 2, ein schneller Brutreaktor, wurde von Siemens gebaut und lief von 1978 bis 1991. Der viel größere SNR-300 wurde in den 1970er Jahren ebenfalls von Siemens gebaut, jedoch aus politischen Gründen nie in Betrieb genommen. Das 1500 MWe SNR-2 wurde von der KWU entworfen, aber nicht gebaut.

In Ostdeutschland wurde 1956 ein Forschungsinstitut eröffnet, dessen Forschungsreaktor im folgenden Jahr seinen Betrieb aufnahm. Der erste ostdeutsche Stromreaktor , der 70 MWe Rheinsberg PWR (VVER 220 / V210), wurde 1966 ans Netz angeschlossen und lief bis zu seiner politischen Schließung im Jahr 1990.

1969 fusionierten Siemens und AEG ihre Nuklearaktivitäten zur Kraftwerk Union (KWU). Die KWU entwickelte eine Reihe von PWR-Einheiten, die im standardisierten 1300 MWe-Konvoi-Design gipfelten, von denen nur drei gebaut wurden (obwohl sechs vorhergehende ähnlich waren).

In den neunziger Jahren entwickelte die Siemens-KWU zusammen mit EdF und Framatome den 1600-MWe-EPR, der von Framatome ANP (aus der Kernfusion von Framatome-Siemens hervorgegangen) und anschließend von Areva NP vermarktet wurde.

Urenco unterhält in Jülich ein Entwicklungs- und Fertigungszentrum für Zentrifugen.

Die Gemeinsame Forschungsstelle der Europäischen Kommission mit Schwerpunkt Kernenergie befindet sich in Karlsruhe in Baden-Württemberg nahe der französischen Grenze. Dies wird durch ein neues Labor aufgewertet, um „die GFS in die Lage zu versetzen, weiterhin hochmoderne Nuklearforschung zu betreiben … Das neue Labor wird auch dazu beitragen, das Fachwissen und die Fähigkeiten der EU im Nuklearbereich durch Schulung und Ausbildung zu erhalten offener Zugang für Studenten und Forscher. “Es wird vom Euratom-Programm für Forschung und Ausbildung mit Schwerpunkt auf nuklearer Sicherheit finanziert.

Regulierung und Sicherheit

1955 richtete die westdeutsche Regierung ein Atomministerium (BfA) mit starken europäischen Verbindungen ein. Das Atomgesetz wurde 1959 verabschiedet und ist das Kerngesetz, das für die Zulassung und Sicherheit von Bedeutung ist. Die Strahlenschutzverordnung, die Atomgenehmigungsverfahrensverordnung und sechs weitere Verordnungen unterstützen dies.

Das Bundesumweltministerium (BMU) ist die wichtigste nationale Stelle für die Genehmigung und Überwachung kerntechnischer Anlagen und wird vom Bundesamt für Strahlenschutz (BfS) unterstützt. Die Genehmigung von Kernkraftwerken und anderen Anlagen erfolgt jedoch tatsächlich durch die Bundesländer, die für die Umsetzung der Bundesgesetze verantwortlich sind. Das BMU überwacht dies und kann verbindliche Weisungen erlassen.

Die Reaktorsicherheitskommission (RSK) führt im Rahmen des BMU eine Sicherheitsüberprüfung von Kernkraftreaktoren durch.

Ebenfalls unter dem BMU ist die Entsorgungskommission (ESK) oder Abfallwirtschaftskommission tätig. Nach der Verabschiedung des neuen Endlagergesetzes Mitte 2013 wird jedoch eine neue unabhängige Aufsichtsbehörde – das Bundesamt für nukleare Entsorgung – eingerichtet.

Das BfS ist verantwortlich für den Bau und Betrieb von Atommüllanlagen. Die einzelnen Versorgungsunternehmen sind dafür verantwortlich, Mittel für die Entsorgung und Stilllegung bereitzustellen. Bis 2003 wurden rund 35 Mrd. EUR bereitgestellt – davon rund 55% für Abfälle und 45% für die Stilllegung.

Der Verband der Großkessel-Besitzer e V wurde 1920 als Zusammenschluss der Eigentümer von Großkesseln gegründet. Der VGB PowerTech eV (VGB) ist der europäische Fachverband für Strom- und Wärmeerzeugung und arbeitet auf europäischer Ebene eng mit Eurelectric und auf nationaler Ebene mit dem entsprechenden Verband der Energie- und Wasserwirtschaft ( BDEW ) zusammen. Es betreibt Forschung im Bereich der nuklearen Anlagensicherheit.

Öffentliche Meinung

Nach Protesten gegen Atomkraftwerke in den 1970er Jahren, insbesondere gegen den Bau eines Kraftwerks in Whyl, wandte sich die deutsche öffentliche Meinung bis zum Ende des Jahrzehnts gegen Atomkraft und setzte sich für den Begriff der Energie aus der Natur ein.

Hintergrund hierfür ist in Deutschland die seit langem bestehende Einfluss der Romantik mit der Liebe der Wälder und religiöse oder mystische Rücksicht auf die Natur , die in den 20 getragen durch Th Jahrhundert als eine komplexe Reaktion auf Industriekapitalismus. In den 1960er Jahren wurde es mit einem Aktivismus der äußersten Linken verbunden, der auf die Bildung der Grünen überging, der weltweit ersten großen umweltpolitischen Partei. Die Politik der Anti-Atom-Proteste erlangte bei den deutschen Bürgern Anklang, indem sie die Stimmung der Anti-NATO-Raketen an die Front eines befürchteten Dritten Weltkrieges brachte und diese auf die hervorragenden Werke übertrug, die ein Drittel ihres Stroms produzierten billig, während idealistische Visionen von Wind- und Sonnenpotential gefördert werden.

1986 sorgte der Unfall von Tschernobyl in Deutschland für große Besorgnis und verschlimmerte das negative Image, wodurch die Opposition gegen die Kernenergie gefestigt wurde. Grüne Politik gewann neuen Schwung: In den deutschen Bundesländern bildeten sich “rot-grüne” Koalitionen aus Sozialdemokraten und Grünen, die 1998 auf Bundesebene vertreten wurden. Anti-Atom-Aktivismus prägte das Herz und die Seele der Umweltbewegung und drückte einen grundlegenden Mythos aus. Der Klimawandel wurde dann zur öffentlichen Schlagzeile für die Grünen, was die Wahrnehmung der Umweltfreundlichkeit der Kernenergie in der Öffentlichkeit erschwerte, aber nicht negativ beeinflusste.

In Bezug auf die Förderung der Kernenergie ist die deutsche öffentliche Meinung seit fast vier Jahrzehnten gespalten. Eine Umfrage Ende 1997 ergab, dass 81% der Deutschen wünschten, dass bestehende Kernkraftwerke weiter betrieben werden. Dies war der höchste Stand seit vielen Jahren und lag weit über dem Wert von 1991 (64%). Die überwiegende Mehrheit der Deutschen rechnete in absehbarer Zeit mit einer breiten Nutzung der Kernenergie. Die Umfrage zeigte auch einen starken Rückgang der Sympathien für militante Proteste gegen den Transport radioaktiver Abfälle.

Nach den entscheidenden Wahlen im Oktober 1998 bestätigte eine Umfrage die Unterstützung der deutschen Öffentlichkeit für die Kernenergie. Insgesamt befürworteten 77% die weitere Nutzung der Kernenergie, während nur 13% die sofortige Stilllegung von Kernkraftwerken befürworteten.

Im November 1998 gaben die deutschen Energieversorger eine gemeinsame Erklärung ab, in der sie darauf hinwiesen, dass die Erreichung der Treibhausziele ohne Kernenergie nicht möglich wäre. Wenige Tage später erklärte der Bundesverband der Deutschen Industrie, der “politisch ungestörte Betrieb” bestehender Kernkraftwerke sei Voraussetzung für die Zusammenarbeit bei der Erreichung der Treibhausgasemissionsziele. Die Kernenergie vermied dann den Ausstoß von rund 170 Millionen Tonnen Kohlendioxid pro Jahr, während andere deutsche Kraftwerke 260 Tonnen pro Jahr ausstoßen.

Eine Umfrage Anfang 2007 ergab, dass 61% der Deutschen gegen die Pläne der Regierung sind, die Kernenergie bis 2020 abzuschalten, während 34% eine Abschaltung befürworten. Eine andere Umfrage Mitte 2008 (N = 500) ergab, dass 46% der Deutschen wollten, dass das Land die Kernenergie weiter nutzt. Weitere 46% gaben an, die Atomausstiegspolitik zu unterstützen, und 8% waren unentschlossen.

Nach dem Unfall in Fukushima hielten im September 2011 eine GlobeScan-Umfrage 52% der Deutschen Atomkraft für gefährlich und Anlagen sollten so bald wie möglich geschlossen werden (gegenüber 26% im Jahr 2005), dh sie unterstützten die Ausstiegspolitik der Regierung. 38% befürworteten die weitere Nutzung bestehender Anlagen, aber keinen Neubau (47% im Jahr 2005), und 7% befürworteten die Nutzung mit dem Bau weiterer Anlagen (22% im Jahr 2005). Daher lehnten 90% den Bau neuer Kernkraftwerke ab (73% im Jahr 2005). Als Reaktion auf die These, dass Deutschland Kohle und Kernenergie innerhalb von 20 Jahren fast vollständig ersetzen könnte, indem es hochenergetisch und abhängig von der Kraft von Sonne und Wind, stimmten 62% zu und 26% stimmten nicht zu.

Im Juni 2012 fragte eine Umfrage des Instituts für Demoskopie Allensbach: „Glaubst du, dass die Bundesregierung die richtige Entscheidung getroffen hat, dass Deutschland bis 2022 aus dem Nuklearbereich ausscheidet?“ Hier stimmten 73% zu, dass es die richtige Entscheidung getroffen hat, und 16% antworteten mit Nein .

In einer vom Deutschen Atomforum (DAtF) in Auftrag gegebenen und von Forsa im September 2013 durchgeführten Meinungsumfrage wurde gefragt, ob Kernkraftwerke planmäßig (oder sogar früher) stillgelegt werden sollen oder welche Auswirkungen dies auf eine sichere Stromversorgung und auf die Kosten hat für Verbraucher und Industrie vor künftigen Stilllegungen in Betracht gezogen werden? “Hier entschieden sich 59% für einen bedingten Ansatz und 39% für den bedingungslosen Ansatz. Dies stellt jedoch keine Änderung der zugrunde liegenden Antipathie dar.

Eine vom DAtF in Auftrag gegebene und von Forsa im April 2014 durchgeführte Meinungsumfrage ergab, dass 72% eine einheitliche europäische Energiepolitik befürworten und 56% sich gegen eine Überprüfung der energiepolitischen Ziele Deutschland, dh des Atomausstiegs, der Begrenzung des Braunkohlenbergbaus und des Braunkohlenbergbaus, aussprachen Verbot der Schiefergasförderung angesichts der Bedenken hinsichtlich der Energieversorgungssicherheit, die durch die politische Krise in der Ukraine aufgeworfen wurden.

Nichtverbreitung

Deutschland ist Vertragspartei des Atomwaffensperrvertrags (NVV) als Nichtkernwaffenstaat. Sein Sicherungsabkommen im Rahmen des NVV trat 1977 in Kraft, und es steht auch im Rahmen des Euratom-Sicherungsabkommens. 1998 unterzeichnete sie das Zusatzprotokoll zu ihren Sicherungsabkommen sowohl mit der IAEO als auch mit Euratom. Es ist auch Mitglied der Nuclear Suppliers Group.

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