Paul Langrock / Zenit / laif – Ein Tunnel im Berliner Untergrund verbindet Friedrichshain und Marzahn per Stromautobahn. Ein Netzingenieur auf Inspektionstour
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Energiequellen und Kraftwerke


24.9.2013
Energie wird aus verschiedenen Energieträgern gewonnen. Diese unterscheiden sich jeweils hinsichtlich ihrer Verfügbarkeit, der Methoden ihrer Gewinnung und der benötigten Kraftwerkstechnologien. Als Zukunftstechnologien werden Brennstoffzellen und Kernfusion gehandelt.

BITTE NICHT AUSSERHALB IZPB VERWENDENKarikatur (© picture-alliance / dieKLEINERT.de/ Martin Guhl)


Fossile, nicht erneuerbare Energieträger



Reserven, Ressourcen, Reichweite

Konventionelle Brennstoffvorkommen, zum Beispiel fließendes Erdöl oder frei strömendes Erdgas, können mit sogenannten klassischen Fördermethoden gewonnen werden. Unkonventionelle Vorkommen wie Ölsande oder Schiefergas erfordern hingegen alternative Vorgehensweisen. Für Ölsande müssen beispielsweise große Bodenmengen abgetragen und ausgewaschen werden. Um Schiefergas zu gewinnen, müssen Erd- oder Gesteinsschichten angebohrt werden, damit das Gas zur Oberfläche strömen kann.

Klassifizierung der nichterneuerbaren EnergierohstoffeKlassifizierung der nichterneuerbaren Energierohstoffe, Quelle: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe

Bei der Bewertung von Brennstoffvorkommen wird zwischen Reserven und Ressourcen unterschieden. Reserven sind mit hoher Genauigkeit bestätigte Vorkommen, die mit der heutigen Technik bei den aktuellen Preisen wirtschaftlich gefördert werden können. Ressourcen sind der Anteil des konventionellen und unkonventionellen Gesamtvorkommens, der nachgewiesen, aber momentan noch nicht wirtschaftlich abbaubar oder noch nicht genau erfasst ist. Die Ressourcen sind somit immer wesentlich größer als die Reserven. Sie können durch neue Technologien jedoch zu Reserven werden. Eine Schlüsselfunktion haben dabei zum Beispiel Tiefseebohrungen, um Erdöl und Erdgas zu gewinnen, oder das sogenannte Fracking (Hydraulic Fracturing, von engl. to fracture = aufbrechen = hydraulisches Aufbrechen, siehe  a. S. 19). Dabei wird ein Gemisch aus Wasser, Quarzsand und Chemikalien mit hohem Druck in die Gesteinsschicht eingebracht, das so Risse im Untergrund erzeugt und den Gasabfluss ermöglicht.
Um einschätzen zu können, wie lange ein Rohstoff unter den heute gegebenen Umständen und bei gleichbleibenden Verbrauch noch verfügbar ist, werden die momentanen Reserven durch die aktuelle Weltjahresfördermenge dividiert. Als Ergebnis erhält man statistische Reichweiten.

Kohle

Reichweite und Verwendbarkeit: Die statistische Reichweite von Kohle beträgt nach den Angaben von BP Statistical Review weltweit 112 Jahre, in der Russischen Föderation 471 Jahre und in Deutschland 216 Jahre. Die Ressourcen sind – global gesehen – sehr viel höher. Abhängig von der Entwicklung des Verbrauchs kann Kohle bei steigenden Preisen noch für Jahrhunderte ausreichend zur Verfügung stehen. Es wird zwischen Hartkohle (Steinkohle) und Weichbraunkohle unterschieden. Braunkohle ist der einzige auch in Deutschland in großem Umfang verfügbare Rohstoff. Steinkohle wird wegen der hohen Abbaukosten einheimischer Vorkommen mittlerweile fast ausschließlich importiert. Braun- und Steinkohle werden zur Strom- und Wärmeerzeugung in Dampfkraftwerken eingesetzt. Dabei handelt es sich um die momentan kostengünstigste Art der Stromerzeugung. Gleichzeitig treten bei der Kohleverbrennung die im Vergleich höchsten Emissionen auf. Daher sind die hohen Kohlevorräte unter Klimagesichtspunkten besonders kritisch zu bewerten. (siehe  a. S. 38 ff.)

Methoden der Gewinnung und des Transports: Während Braunkohle ausschließlich in offenen Tagebauen abgebaut wird, kann Steinkohle abhängig von der Tiefe der Lagerstätte sowohl im offenen Tagebau wie beispielsweise in Australien oder bei tieferen Vorkommen im Untertage-Abbau gefördert werden. Insbesondere beim Abbau in Tagebauen tritt ein erheblicher Flächenverbrauch auf, nach dem Ende der Förderung ist ein Rekultivierungsprozess über mehrere Jahrzehnte erforderlich. Der Kohletransport erfolgt per Bahn, mit Lastkraftwagen oder Schiffen.

Kreisprozess eines DampfkraftwerksKreisprozess eines Dampfkraftwerks
Kraftwerkstechnologien: Die ersten kohlebefeuerten Dampfkraftwerke wurden 1882 von Thomas Edison in New York und London in Betrieb genommen. Seit dieser Zeit konnten der Druck und die Temperatur des Prozesses durch den Einsatz höher belastbarer Werkstoffe wesentlich gesteigert werden, wodurch der Wirkungsgrad auf bis zu 47 Prozent verbessert wurde. Im Dampfkraftwerk laufen drei Prozessschritte ab: Verbrennung und Verdampfung sowie Umwandlung der thermischen in mechanische Energie. Mit der Kohle wird Wasser erhitzt. Als Dampf strömt es durch Turbinen, wobei elektrische Energie erzeugt wird. Wird zusätzlich zur elektrischen Energie auch die Abwärme genutzt, steigt der Gesamtwirkungsgrad wesentlich an. Dies erfordert jedoch große Wärmeverbraucher wie Fernwärmenetze in einem Versorgungsradius von fünf bis zehn Kilometern. In diesem Fall spricht man von Heizkraftwerken mit Kraft-Wärme-Kopplung. Heutige Dampfkraftwerke werden in Leistungsstufen, den sogenannten Blockgrößen, von 500 bis 900 MW gebaut.
Aufbau eines DampfkraftwerksAufbau eines Dampfkraftwerks
Zur Feuerung moderner Dampfkraftwerke wird Kohle genutzt, die zuvor in Kohlemühlen zu Staub gemahlen wurde. Das bei der Verbrennung entstehende Abgas muss aufwändig behandelt werden. Dies erfolgt mit einer Rauchgasentschwefelungsanlage, einer Entstickung, das heißt einer Anlage zur Verringerung der Stickoxide, und Elektrofiltern zur Entstaubung.
Dampfkraftwerke benötigen für das Anfahren einige Stunden, da die Bauteile sich temperaturbedingt ausdehnen; der Kessel von 500-MW-Kraftwerken wird zum Beispiel um bis zu 30 cm höher. Deshalb werden Dampfkraftwerke zur Grundlastversorgung eingesetzt. Moderne Dampfkraftwerke, deren Bauteile entsprechend angepasst werden, können schneller zwischen Voll- und Teillast wechseln. Dadurch können sie auch wirtschaftlich sein, wenn sie nicht dauerhaft in der Grundlastversorgung eingesetzt werden. Weiteres Entwicklungspotenzial liegt in der Verbesserung des Wirkungsgrades sowie der Verringerung von Emissionen.


Kohlekraftwerke verursachen im Vergleich die höchsten Emissionen. Wesentlich ist hierbei die Abscheidung von Kohlendioxid. In Deutschland existiert ein Versuchskraftwerk zur CO2-Abscheidung im Braunkohlekraftwerk Schwarze Pumpe bei Spremberg. Durch das Abscheiden des Kohlendioxids entstehen zwei wesentliche Probleme: Einerseits sinkt der Wirkungsgrad um bis zu zehn Wirkungsgradpunkte, vorrangig wegen der aufwändigen Aufbereitung der Verbrennungsluft, aber auch durch die Kühlung und Kompression des Abgases. Andererseits muss das komprimierte Gas gelagert werden. Projekte zur möglichen Verpressung von flüssigem Kohlendioxid sind bisher am Widerstand der Bevölkerung und schließlich auch in der Gesetzgebung gescheitert. Vor allem die Risiken der langfristigen Abdichtung solcher Lagerstätten werden kritisch gesehen und unter Fachleuten kontrovers diskutiert. Allerdings gibt es erste Erfolge, Kohlendioxid stofflich zu nutzen, indem es bei der Produktion von Dämmstoffen in der chemischen Industrie eingesetzt wird.

Erdöl

Reichweite und Verwendbarkeit: Die statistische Reichweite von konventionellem Erdöl liegt nach den Angaben von BP Statistical Review weltweit bei 54 Jahren, Kuwait verfügt über Vorräte für 97 Jahre, Iran für 96 Jahre. Bei konventionellem Erdöl wird etwa ab dem Jahr 2024 (bei der zusätzlichen Nutzung unkonventioneller Reserven etwa ab 2035) der "peak-oil“, das heißt der Zeitpunkt der maximalen Fördermenge, erreicht sein, wobei zu diesem Zeitpunkt sehr viele unterschiedliche Zeitangaben, zahlreiche fehlerhafte Prognosen und kontroverse Aussagen gemacht werden. Bisher haben sich trotz steigender Förderung die Reserven und Ressourcen jedoch durch die Ausschöpfung neuer unkonventioneller Vorkommen weiter erhöht. Es wird geschätzt, dass die Ressourcen von unkonventionellem Erdöl doppelt so groß sind wie die konventionellen Vorkommen.

Deutschlands ÖlimporteDeutschlands Ölimporte



Erdöl wird wegen seiner hohen Energiedichte vorrangig zur Kraftstoffgewinnung eingesetzt. In Verbrennungskraftwerken zur Bereitstellung von Strom und Wärme sowie zur lokalen Wärmeerzeugung in Heizungsanlagen wird es dagegen aufgrund des schon lange anhaltenden Preisanstiegs immer weniger verwendet. Darüber hinaus ist Erdöl ein universell nutzbarer und deshalb stark nachgefragter Grundstoff in der chemischen Industrie, der zum Beispiel benötigt wird, um Plastik oder Kunstfasern herzustellen.

Methoden der Gewinnung und des Transports: Aus unterirdischen Lagerstätten an Land oder offshore direkt mit Pumpen flüssig gefördertes, das heißt frei fließendes Erdöl wird als konventionell bezeichnet. Unkonventionelles Erdöl ist nur schwer fließfähig und wird zum Beispiel in Kanada, wo die größten Vorkommen bekannt sind, in großen Mengen aus abgebaggerten Ölsanden oder Ölschiefern ausgewaschen. Unkonventionelles Erdöl erweitert die konventionellen Reichweiten beträchtlich, allerdings werden hierbei enorme Flächen verbraucht. Der Transport von Erdöl erfolgt in Pipelines, Tankschiffen und Tanklastkraftwagen.

Kraftwerkstechnologien: Das erste deutsche Ölkraftwerk ging 1960 in Betrieb. Große Ölkraftwerke funktionieren im Prinzip ähnlich wie Dampfkraftwerke, wobei Öl als Brennstoff genutzt wird. Die Blockleistung kann bei bis zu 1000 MW liegen. Allerdings werden Ölkraftwerke wegen des hohen Brennstoffpreises in Deutschland nicht mehr gebaut. Bestehende Ölkraftwerke werden als Reservekraftwerke mit einigen hundert Benutzungsstunden pro Jahr zur Spitzenlastabdeckung, das heißt also in den Stunden des Tages, wo besonders viel Strom verbraucht wird bzw. die Nachfrage nach Strom am größten ist, eingesetzt. In Ländern mit eigenen Ölvorkommen wird diese Kraftwerksart auch zur Grundlastabdeckung genutzt.
Kleinere Ölkraftwerke, deren Leistung bis 10 MW reicht, werden als Blockheizkraftwerke betrieben, die alternativ auch mit Erdgas befeuert werden können. Da hierbei hohe Abgastemperaturen auftreten, kann ein Dampfkraftwerksprozess nachgeschaltet werden. Hierdurch kann der Gesamtwirkungsgrad auf bis zu 58 Prozent gesteigert werden. Durch Kraft-Wärme-Kopplung lässt sich der Wirkungsgrad noch weiter erhöhen.

Quellentext

Fracking – überall möglich?

Bedingungen für die Schiefergas-Revolution in den USA:

GEOLOGIE
1. Die Felder sind breit, liegen nicht besonders tief in nicht allzu schwierigem Gestein, was darauf schließen lässt, dass sie technisch leichter förderbar sind. Ein Großteil des Schiefergases hat einen sehr hohen Flüssiganteil, der die Wirtschaftlichkeit der Förderung drastisch verbessert.
2. Es stehen viele Daten für die Bohrungen zur Verfügung, die es Unternehmern erlauben, die erfolgversprechendsten Gebiete zu erschließen.

GESETZESLAGE
So funktioniert Fracking am Beispiel USA.

NICHT AUSSERHALB IZPB VERWENDEN!!So funktioniert Fracking am Beispiel USA
1. Das Energiegesetz von 2005 schließt Fracking explizit vom Clean-Water-Gesetz der Umweltschutzagentur (EPA) aus ("Cheney-Halliburton Schlupfloch").
2. Das Energiegesetz von 1980 bietet Subventionen in Höhe von 50 Cent pro [Million British Thermal Units] MMBTU. Mit diesem Gesetz wurde auch eine "Intangible Drilling Cost Expensing Rule" eingeführt, durch die mehr als 70 Prozent der Entwicklungskosten gedeckt sind. Das ist von größter Bedeutung für kleine Firmen mit begrenztem Cash-Flow (engl., Geldfluss, eigenerwirtschaftete Mittel – Anm. d. Red.). 3. Aufgrund der Eigentumsrechte in den Vereinigten Staaten gelten Schiefergas-Vorkommen als Eigentum des Grundbesitzers. Damit sind finanzielle Anreize geschaffen, die es erleichtern, Schiefergas-Bohrungen auf Privatbesitz tätigen zu können. Zudem ist die amerikanische Bevölkerung an Öl- und Gasbohrungen in nächster Nähe ihres Wohnorts gewöhnt.
4. Pipeline-Zugang basiert auf dem Prinzip des "common carriage". Gasproduzenten verfügen also über einen gewissen Zugang zu vorhandenen Pipelines, was die Wirtschaftlichkeit der Schiefergas-Produktion erhöht.
5. Die USA sind ein "Rohstoffbeschaffungs-Gasmarkt", das heißt, es gibt viele Käufer und Verkäufer und eine gute Preistransparenz. Gas ist leicht zu verkaufen.

INDUSTRIE
1. Die Industrie wird von kleinen Unternehmen dominiert, die sogenannten "Momma and Poppa"-Unternehmen.
2. Der Hauptteil der Arbeit wurde von der dynamischen, sehr wettbewerbsfähigen Zulieferindustrie erledigt. Auf dem Höhepunkt der Operationen auf dem Barney Feld im Jahr 2008 waren 199 Bohranlagen in Betrieb.
3. Es gibt eine Tradition, Explorationslizenzen für große Felder mit relativ vagen Arbeitsvorschriften zu vergeben. Genau das wird für die Exploration mit Schiefergas-Vorkommen gebraucht. [...]

Was eine Schiefergas-Revolution in Europa behindern könnte:

GEOLOGIE
1. Die vorhandenen Felder sind kleiner, liegen tiefer und in schwierigem Gestein, oft mit hohem Tongehalt, was ein Fracking erschwert. Wie weit die Vorkommen Flüssiganteile enthalten, ist noch nicht bekannt.
2. Es stehen nur sehr begrenzte Bohrdaten zur Verfügung.

GESETZESLAGE
1. Es gibt sehr strenge Vorschriften bezüglich Umwelt und Wasser. So fordern die polnische und die britische Umweltbehörde eine vollständige Offenlegung der bei Fracking verwendeten Flüssigkeiten. In den bestehenden einschlägigen Regulierungen für Erdöl werden unkonventionelle fossile Energieträger nicht einmal erwähnt. Rechtliche Unsicherheiten verlangsamen eine Förderung.
2. Finanzielle Anreize für eine Exploration von Schiefergas sind – mit Ausnahme kleinerer Fördermittel in Ungarn – nicht vorhanden. Die britische Regierung erwägt derzeit Steuererleichterungen für die Förderung.
3. Staaten besitzen die Eigentumsrechte für die Felder, es gibt keine finanziellen Anreize für Grundbesitzer, Vorkommen ausbeuten zu lassen – obgleich diese Bohrungen mit erheblichen Belastungen verbunden sind. Onshore-Öl- und Gasbohrungen sind in Europa nicht üblich. Positiv (vor allem für die betroffenen Kommunen) fällt ins Gewicht, dass die Exploration von Schiefergas auch Arbeitsplätze schaffen könnte.
4. Es gibt das Prinzip von "Drittpartei-Zugängen". Ist eine Pipeline ausgelastet, muss jeder Gasversorger eine eigene Pipeline bauen, um Zugang zu den Märkten zu erhalten.
5. Kontinentaleuropa ist ein "Projekt-Beschaffungsmarkt" mit wenig Käufern und Verkäufern und geringer Preistransparenz. Die Transaktionskosten bei Gasverkäufen sind hoch.

INDUSTRIE
1. Dieser Industriezweig wird weitgehend von großen Unternehmen dominiert.
2. Die Zulieferindustrie ist ein amerikanisch dominiertes Oligopol. 2010 gab es in ganz Westeuropa nur 34 Onshore-Förderinseln. Die Kosten für die Bohrung eines Schiefergas-Brunnens sind in Polen dreimal so hoch wie in den USA, was auf den fehlenden Wettbewerb auf diesem Gebiet hinweist.
3. Lizenzen für Abbauflächen werden eher für kleine Gebiete und mit strengen Arbeitsvorschriften ausgegeben. […]

Paul Stevens, "Auf dem Weg ins goldene Gaszeitalter?", in: IP "Rohstoff-Revolution" vom März/April 2013, S. 12 f.
https://zeitschrift-ip.dgap.org/de/ip-die-zeitschrift/archiv/jahrgang-2013/maerz-april/auf-dem-weg-ins-goldene-gaszeitalter


Erdgas

Reichweite und Verwendbarkeit: Die statistische Reichweite von konventionellem Erdgas beträgt nach den Angaben von BP Statistical Review weltweit 64 Jahre und beispielsweise in den GUS-Staaten 96 Jahre. In Europa ist das Fördermaximum für Erdgas bereits überschritten. Die Ressourcen von unkonventionellem Erdgas werden auf 1,5-mal so groß wie die konventionellen Vorkommen geschätzt. Erdgas ist ein universell nutzbarer Energieträger. Es wird zur Strom- und Wärmeerzeugung in schnell anfahrbaren Gaskraftwerken zur Spitzenlastabdeckung eingesetzt. Auch zur lokalen Wärmeerzeugung in Heizungsanlagen ist es stark nachgefragt. Darüber hinaus wächst der Bedarf für Gas als Treibstoff für Kraftfahrzeuge.

Methoden der Gewinnung und des Transports: Konventionelles Erdgas wird aus unter hohem Druck stehenden unterirdischen Lagerstätten an Land oder offshore gefördert. Als unkonventionell wird Erdgas dann bezeichnet, wenn es nicht selbstständig aus dem Bohrloch strömt. Dies kann je nach den umgebenden Schichten Kohleflözgas oder Schiefergas sein. Es wird aus tiefen Erdschichten durch Fracking gewonnen, das auch in der Geothermie eingesetzt wird. Die Nutzung von Schiefergas birgt hohes wirtschaftliches Potenzial. Durch die zusätzliche Nutzung von unkonventionellem Gas decken beispielsweise die USA ihren Gasbedarf zu einem Drittel des Weltmarktpreises selbst ab. Gleichzeitig können durch Gasimporte politische Abhängigkeiten verringert werden. Der Transport erfolgt als komprimiertes Gas in Pipelines (CNG-Compressed Natural Gas) oder in bei tiefen Temperaturen verflüssigter Form (LNG-Liquified Natural Gas) in speziell isolierten Gastankschiffen.

GasturbinenprozessGasturbinenprozess
Kraftwerkstechnologien: Etwa ab 1935 begann die industrielle Nutzung von Gasturbinen, 1940 setzte ein Kraftwerk im schweizerischen Neuenburg die erste Gasturbine ein. Ein Gasturbinen-Kraftwerk beinhaltet die Brennstoffzufuhr, die Gasturbine und den angekoppelten elektrischen Generator. Ein Luft-Erdgas-Gemisch wird entzündet. Bei der Verbrennung in Gasturbinen-Kraftwerken werden Temperaturen von bis zu 1500°C erreicht. Die heißen Abgase – ein Gemisch aus Kohlendioxid, Wasserdampf und Stickstoff – durchströmen dann eine Turbine, dabei wird ihre thermische Energie in mechanische Bewegungsenergie und über den angeschlossenen Generator in Strom gewandelt. Der Wirkungsgrad moderner Gasturbinen-Kraftwerke beträgt bis zu 40 Prozent, sie werden bis zu einer Leistung von 375 MW gebaut. Im Vergleich zu Kohlekraftwerken weisen sie geringere Investitionskosten und höhere Brennstoffkosten auf. Sie sind schnell anfahrbar und werden vorrangig als Spitzenlastkraftwerke eingesetzt. Zur Nutzung der hohen Abgastemperaturen kann ein Dampfkraftwerksprozess nachgeschaltet werden, der den Gesamtwirkungsgrad abhängig von der Kraftwerksgröße auf bis zu 58 Prozent erhöht. Auch hier kann der Wirkungsgrad durch Kraft-Wärme-Kopplung weiter gesteigert werden. Das Entwicklungspotenzial von Gaskraftwerken liegt vorrangig im Einsatz hochtemperaturfester Materialien für die Brennkammer und die Turbinenschaufeln.

Kernbrennstoffe

Kernkraftwerke in DeutschlandKernkraftwerke in Deutschland
Reichweite und Verwendbarkeit: Als Kernbrennstoffe stehen die chemischen Elemente Uran (chem. Formel U) und Thorium zur Verfügung, die natürliche Bestandteile der Erdkruste sind. Uran ist der einzige momentan verwendete Kernbrennstoff, Thorium wird nicht kommerziell eingesetzt. Die globalen Uranvorräte sind sehr umfangreich, es ist keine Verknappung zu erwarten. Ihre Reserven unterscheiden sich von den Ressourcen im Gegensatz zu anderen Brennstoffen nur anhand des Förderpreises. Alle bekannten und sicher geschätzten Vorräte, die bei Kosten von bis zu 130 US-Dollar je Kilogramm U gewinnbar sind, betragen 4,59 Millionen Tonnen und würden ausreichen, den gegenwärtigen Verbrauch von jährlich 68 435 Tonnen U für 67 Jahre zu decken. Zusätzliche sekundäre Vorräte würden weitere 0,25 Mio. t U oder 3,6 Jahre hinzufügen. Die gesamte Reichweite beträgt damit etwa 70 Jahre. Kernbrennstoffe werden vorrangig zur Stromerzeugung eingesetzt. Wegen ihrer militärischen Nutzbarkeit müssen ihre Herstellung und ihr Verkauf streng kontrolliert werden. In Kernreaktoren wird das Uran beim Betrieb in Plutonium umgewandelt, das als spaltbares Material für den Bau von Kernwaffen eingesetzt werden kann. Plutonium war beispielsweise das Spaltmaterial der am 9. August 1945 auf Nagasaki abgeworfenen Atombombe.

Methoden der Gewinnung und des Transports: Uran kommt als Erz in der Erdkruste vor. Es kann als Gestein im Tagebau oder Tiefbau abgebaut sowie im "Lösungsbergbau“ mit Schwefelsäure aus dem Erz gelöst werden. Durch eine chemische Aufbereitung entsteht der wegen seiner gelben Farbe sogenannte Yellowcake, der in trockener Form 70 bis 80 Prozent Uran enthält. Durch einen Brennvorgang wird Uranoxid erzeugt, dass in gesicherten Behältern per Bahn, Schiff oder Lkw transportiert wird. Beim Abbau und der Aufbereitung von Uran treten Gefährdungen durch Schwermetallverbindungen im Abraumgestein auf.

Kraftwerkstechnologien: Die Chemiker Otto Hahn und Fritz Straßmann entdeckten im Dezember 1938 die Spaltung des Urankerns. Die Physiker Lise Meitner und Otto Frisch lieferten 1939 die erste physikalisch-theoretische Deutung. Das erste Kernkraftwerk der Welt wurde 1954 im russischen Obninsk in Betrieb genommen, es gilt aber wegen seiner geringen Leistung von nur fünf MW nicht als kommerziell nutzbar. Im Jahr 1955 wurde im englischen Calder Hall das erste kommerzielle Kraftwerk mit einer Leistung von 55 MW eingeschaltet.

Kernkraftwerk mit DruckwasserreaktorKernkraftwerk mit Druckwasserreaktor
Ein Kernkraftwerk funktioniert prinzipiell wie ein Dampfkraftwerk. Die Verdampfung des Wassers im Reaktor erfolgt durch die Energie einer gesteuerten Kernspaltungs-Kettenreaktion. Die heute vorherrschenden Reaktortypen Siedewasserreaktor und Druckwasserreaktor sind eine Weiterentwicklung militärisch genutzter U-Boot-Reaktoren. Beim Siedewasserreaktor befinden sich der Reaktor, die Dampfturbine und der Kondensator in einem gemeinsamen Kreisprozess, das Wasser wird bereits im Reaktorbehälter verdampft. Der Druckwasserreaktor verfügt über zwei getrennte Kreisläufe für den Reaktor und den Turbinenbereich, die Verdampfung erfolgt über einen Wärmetauscher. Somit ist beim Druckwasserreaktor der kontaminierte Kontrollbereich wesentlich kleiner und der Überwachungsaufwand geringer. Während anfangs wegen ihrer einfachen Bauweise vorzugsweise Siedewasserreaktoren errichtet wurden, haben sich inzwischen wegen ihres kleineren Kontrollbereichs Druckwasserreaktoren durchgesetzt.

Kernkraftwerk mit SiedewasserreaktorKernkraftwerk mit Siedewasserreaktor
Im von Wasser durchflossenen Reaktorbehälter befinden sich in bis zu 250 Rohren die Brennstäbe, die aus angereichertem Uran bestehen. Ein Beschuss des Urans mit Neutronen kann eine Kernspaltungs-Kettenreaktion verursachen, wenn die Geschwindigkeit der Neutronen gering genug ist. Durch die Kernspaltung wird das Wasser erhitzt, der Dampf treibt eine Turbine an und erzeugt über den angetriebenen Generator Strom. Prinzipiell kann die Leistung von Kernkraftwerken relativ schnell verändert werden. Wegen des vergleichsweise geringen Druck- und Temperaturniveaus liegt der Wirkungsgrad von Kernkraftwerken bei nur 30 Prozent. Das Entwicklungspotenzial von Kernkraftwerken ist nahezu ausgeschöpft, da der Druck- und Temperaturbereich nicht ohne Weiteres erhöht werden kann. Zu beachten ist, dass die Kühlung der Brennstäbe stets garantiert sein muss, da auch abgeschaltete Brennstäbe Wärme entwickeln. Ein Ausfall der Kühlung kann zu einem starken Temperaturanstieg und damit zur Gefahr einer Kernschmelze führen.

Während bei anderen klassischen Kraftwerkstechnologien oft die Abgasemissionen problematisch sind, ist bei der Kernenergie das Hauptproblem die sichere Lagerung der hoch radioaktiven Abfälle. Abhängig vom zu lagernden Stoffgemisch können sich Halbwertszeiten, das heißt Zeitspannen, in denen die radioaktiven Stoffe die Hälfte ihrer Strahlungswirksamkeit verlieren, von bis zu einigen zehntausend Jahren ergeben. Während der vergleichsweise kurzen Nutzungsdauer der bisherigen Endlager in Morsleben in Sachsen-Anhalt und ASSE II bei Remlingen im Kreis Wolfenbüttel traten bereits vielfältige technische Probleme auf, die eine dauerhaft sichere Lagerung in Frage stellen.

Quellentext

14 Staaten, 132 Reaktoren

Die Atomkraft liefert rund 30 Prozent des in der Europäischen Union verbrauchten Stroms. Von den 27 EU-Staaten betreiben nur 14 Atomkraftwerke, darunter allerdings alle größeren Länder. Es handelt sich um insgesamt 132 Reaktoren. Die Mehrheit der 480 Millionen Europäer, rund 70 Prozent, lebt daher in einem Land, in dem Atomkraft produziert wird.
Frankreich hat mit 58 Reaktorblöcken die meisten AKW in der EU und mit 78 Prozent den höchsten Atomstrom-Anteil. Das Durchschnittsalter der Anlagen liegt bei mehr als 25 Jahren. Altmeiler wie Fessenheim und Cattenom sind besonders störanfällig. 2007 begann der Bau eines neuen Reaktors in Flamanville. Seine Kosten sind explodiert, die Fertigstellung verzögert sich um vier Jahre.
Belgien hat sieben AKW und produziert damit 54 Prozent seines Stroms. Das Land will aus der Atomkraft aussteigen, Zieldatum ist 2025.

Die Slowakei betreibt vier Reaktoren russischer Bauart, der Atomstromanteil beträgt 54 Prozent. Zwei weitere AKW sind am Standort Mochovce im Bau, der nahe an der Grenze zum atomstromfreien Österreich liegt. Das erzeugt Konflikte mit Wien. Fertigstellung ist für 2013 respektive 2014 geplant.
Ungarn hat vier AKW im russischen Design, alle am Standort Paks, und 43 Prozent Atomstrom. Zwei neue Anlagen sind in Planung, der Anteil an Strommix soll auf 60 Prozent steigen. Die Mehrheit der Bürger (62 Prozent) hat sich in einer Umfrage gegen den Neubau ausgesprochen. Slowenien betreibt mit dem Nachbarland Kroatien gemeinsam einen Reaktor in Krško, Hersteller: die US-Firma Westinghouse. Er liefert 41 Prozent des Stroms. Seine Laufzeit soll verlängert werden.

Schweden betreibt zehn AKW, die 39 Prozent des Stroms produzieren. Nach dem Harrisburg-Unfall beschloss das Land in einem Referendum den Atomausstieg. 2010 revidierte das Parlament die Entscheidung. Neue Reaktoren können künftig alte ersetzen. 57 Prozent der Bürger sprachen sich laut einer Umfrage gegen neue AKW aus.
Tschechien hat sechs Reaktoren russischer Bauart am Netz, der Atomstromanteil beträgt 33 Prozent. Besonders umstritten ist der Standort Temelin, nahe der Grenze zu Bayern und Österreich gelegen. Hier sollen zwei weitere Blöcke entstehen.
Bulgarien produziert mit seinen zwei (von ehemals sechs) noch aktiven russischen Reaktoren in Kosloduj 33 Prozent des Stroms. Vier besonders störanfällige Blöcke wurden als Bedingung für den EU-Beitritt abgeschaltet. In diesem Jahr wurde der seit 1985 geplante Bau von zwei neuen Reaktoren am Standort Belene gekippt.

Finnland betreibt zwei AKW und hat 32 Prozent Atomstromanteil. Das Land war das erste, das 2005 nach einem fast 20-jährigen faktischen Baustopp in der EU wieder ein neues AKW in Angriff nahm – das erste vom französisch-deutschen Typ EPR mit verbesserten Sicherheitseinrichtungen. Allerdings liegt die Fertigstellung aktuell um fünf Jahre hinter dem Plan. Die Kosten verdoppelten sich auf rund sechs Milliarden Euro.
Spanien hat acht Reaktoren, die knapp 20 Prozent des Stroms produzieren. Spaniens Ex-Premier Zapatero kündigte 2004 und 2008 den Ausstieg aus der Atomkraft binnen 20 Jahren und einen beschleunigten Umstieg auf erneuerbare Energien an. Konkrete Ausstiegsschritte gab es aber nicht. Unter den Eindruck der Finanz- und Wirtschaftskrise verlängerte Madrid 2011 dann sogar die AKW-Laufzeiten – von 40 auf 60 Jahre.
Rumänien betreibt zwei Reaktoren kanadischer Bauart am Standort Cernavoda. Der Plan, dort zwei weitere Anlagen zu bauen, entpuppte sich als schwierig. Die Regierung hat bisher keine Investoren dafür gefunden. Angeblich hat ein chinesisches Unternehmen Interesse signalisiert.

Deutschland hat noch neun AKW am Netz, sie liefern 18 Prozent des Stroms. Als Folge einer Sicherheits-Neubewertung nach Fukushima wurden die acht Meiler der älteren AKW-Generationen stillgelegt. Der Ökostrom-Anteil liegt inzwischen bei 25 Prozent.
Großbritannien hat noch 16 AKW, der Atomstromanteil beträgt 16 Prozent. 2011 und 2012 wurden drei Reaktoren stillgelegt. Die Regierung plant den Neubau von AKW, ein Argument ist der Klimaschutz. Ob sich Investoren finden, ist noch offen. [...] Laut einer Umfrage befürworten 80 Prozent der Briten den Atomausbau.
Die Niederlande haben ein AKW in Betrieb. Die fast 39 Jahre alte Anlage liefert vier Prozent des Stroms. Pläne für neue Reaktoren wurden inzwischen aufgegeben.

Joachim Wille, "Kernenergie in Europa", in: Frankfurter Rundschau vom 5. Oktober 2012