Deutsche Atomgeschichte: 50 Jahre Atomkraft - eine Bilanz
Vor 50 Jahren entstand die erste deutsche Betreibergesellschaft für Atomkraftwerke - nur fünf Jahre später ging das erste Groß-AKW in Deutschland ans Netz. In zehn Jahren soll die deutsche Atomgeschichte enden
Vor 50 Jahren besiegelte der Freistaat Bayern den Beginn der kommerziellen Atomstrom-Ara in Deutschland. Seit dem tobt der Kampf um die Nutzung der Atomenergie. Am 24. Juli 1962 gründeten der Stromkonzern RWE und das damalige Bayernwerk (heute E.On) eine Gesellschaft, die den Betrieb eines Atomkraftwerks (AKW) in Gundremmingen im Donauried vorsah. Es sollte das erste Groß-AKW in Deutschland werden. Fünf Jahre später ging Block A in Betrieb. "Der Block A diente als großtechnisches Demonstrationskraftwerk und erbrachte den Nachweis, dass die Nutzung der Kernenergie auch im industriellen Maßstab möglich ist. Er war für einige Zeit das leistungsstärkste Kernkraftwerk der Welt", sagt eine RWE-Sprecherin.
Subventionierte Energie
Die Gesamtkosten für das geplante AKW wurden damals auf 345 Millionen Deutsche Mark veranschlagt. Die Kernkraftwerk RWE-Bayernwerk GmbH musste rund ein Drittel der Baukosten selbst aufbringen. Den Rest übernahmen ERP-Kredite von der Mittelstandsbank KfW, Bürgschaften der Bundesregierung sowie die Atomgemeinschaft Euratom. Geplant war, dass das Kraftwerk zu 72 Prozent ausgenutzt werden sollte, was 6.330 Voll-Laststunden entsprochen hätte. Für die ersten 1,5 Milliarden Kilowattstunden Atomstrom wurde damals ein Preis von 3,85 Pfennig pro Kilowattstunde veranschlagt. Sollte die Jahresproduktion über diese Grenze hinausgehen, wären für den Überschuss 1,1 Pfennig pro Kilowattstunde berechnet worden. Der Bund verpflichtete sich, einen Großteil möglicher Betriebsverluste zu übernehmen, die Betreiber verpflichteten sich dagegen, den im AKW erzeugten Strom auch abzunehmen.
In der Branche machte sich damals Euphorie breit. Die Regierung wollte, dass die Industrie in die Atomstromproduktion einsteigt. Die Energieerzeuger folgen dem Ruf. Die Argumente für Atomenergie klangen zu gut: Die Gewinnung von gigantischen Mengen an elektrischer und thermischer Energie, kein CO2 bei der Herstellung von Energie, keine Abhängigkeit von Öl oder Gas aus politisch unsicheren Ländern, Schaffung zahlreicher neuer Arbeitsplätze und die vermeintlich sicheren Anlagen. Auch der Kostenpunkt spricht für die Atomenergie. Allerdings verkaufen trotz günstiger Atomenergie Deutschlands Energieriesen ihren Strom zum Marktpreis. Hinzu kommt, dass niemand bei der Planung eines Kraftwerkes gewährleisten kann, dass bei der Fertigstellung der Strom kostendeckend produziert werden kann. Und auch Uran wächst nicht auf deutschen Äckern. Zur damaligen Zeit alles Argumente von Ökospinnern.
Kohle und Erdgas liefern zuverlässig Strom – aber zu höheren Preisen als heute. Anteil am Strommix: 30 bis 60 Prozent Erzeugungskosten: 4 bis 12 Cent je kWh Investitionen: 80 Milliarden Euro Foto: dapd
Windkraft wird eine wichtige Zutat im Energiemix. Doch der Offshore-Ausbau wird teuer. Anteil am Strommix: 17 bis 25 Prozent Erzeugungskosten: 6,2 Cent je kWh auf dem Festland, 8,4 Cent auf See Investitionen: 100 Milliarden Euro (Offshore) Foto: dapd
Die Geothermie ist noch in der Erprobung und wird keine große Rolle spielen. Anteil am Strommix: 2 bis 5 Prozent Erzeugungskosten: 9 bis 20 Cent je kWh Investitionen: noch nicht abzuschätzen Foto: dpa
Biomassekraftwerke liefern Strom, wenn Wind und Sonne gerade Flaute haben. Anteil am Strommix: 10 bis 12 Prozent Erzeugungskosten: 8 bis 15 Cent je kWh Investitionen: nicht bezifferbar Foto: LAIF/Zenit
Die Wasserkraft wird für die Energiewende eine geringe Rolle spielen. Anteil am Strommix: 6 Prozent Erzeugungskosten: 5 Cent je kWh Investitionen: nicht bezifferbar Foto: dapd
Der teure Solarstrom würde für die Energieversorgung eigentlich nicht gebraucht. Anteil am Strommix: 7 bis 9 Prozent Erzeugungskosten: 15 bis 20 Cent je kWh Investitionen: 62 bis 83 Milliarden Euro Foto: dpa
Ohne Netzausbau ist der Umstieg auf Grünstrom Makulatur. Planung und Genehmigung müssen beschleunigt werden. Investitionen: 30 bis 47 Milliarden Euro Foto: dpa
Speicher im In- und Ausland kompensieren einen Teil der Stromschwankungen. Anteil am Strommix: nur die Spitzenlast Erzeugungskosten: 3 bis 12 Cent je kWh Investitionen: 25 bis 30 Milliarden Euro Foto: dpa
Ausblick Energie 2020: Konventionelle Kraftwerke
Kohle und Erdgas liefern zuverlässig Strom – aber zu höheren Preisen als heute.
Anteil am Strommix: 30 bis 60 Prozent
Erzeugungskosten: 4 bis 12 Cent je kWh
Investitionen: 80 Milliarden Euro
Finger weg von Kraftwerksstilllegungen!
Die Warnung der Bundesnetzagentur ist eindeutig: „Stilllegungen weiterer konventioneller Kraftwerke ist derzeit in Deutschland nicht vertretbar.“ Bundestag und Bundesregierung müssten entsprechende Vorschriften verabschieden, um Kraftwerksstilllegungen im Bereich der konventionellen Erzeugung zu unterbinden.
Vorsicht vor zu viel Windstrom!
Um das Übertragungsnetz vor Überlastungen zu schützen, müssen die Netzbetreiber klarer als bisher Strom von Windkraftanlagen ablehnen und diese vom Netz nehmen dürfen.
Ohne Österreich geht nichts
Im vergangenen Winter mussten mehrfach österreichische Kraftwerke gezielt einspringen, um Lücken bei der Versorgung mit Strom zu sorgen, der für die Regelung im Netz benötigt wird. Diese Rerservekraftwerke, so die Bundesnetzagentur, „werden in etwa gleicher Größenordnung auch im folgenden Winter benötigt“.
Riesenstress im Netz
Die Einspeisung und der Transport von immer mehr Windstrom von Nord- nach Süddeutschland zwang die Netzbetreiber zu gigantisch mehr Stromzuführungen und Abschaltungen als im Vorjahr. Im Netz im bayrischen Kriegenbrunn musste der Netzbetreiber Tennet mit 300-mal so viel Strom wie im Vorjahr gegensteuern, an der polnischen Grenze bei Vierraden musste der Netzbetreiber 50 Hertz mit fast 180-mal und im niedersächsischen Conneforde Tennet mit fast 100-mal so viel Strom eingreifen. Mussten die Netzbetreiber im Winter 2010/11 nur 39-mal die Einspeisung von Strom drosseln, war dies jetzt in 197 Fällen notwendig.
Unkontrollierter Ausbau der Windkraft
Die Gründe für den Dauerstress im vergangenen Winter, so die Bundesnetzagentur, liegen „im unverminderten Zubau von Windleistung“. Vor allem in Norddeutschland.
Per saldo bleibt Deutschland Stromexporteur
Trotz der Abschaltung von acht AKW exportierte Deutschland auch diesen Winter mehr Strom als importiert wurde. Der Überschuss der Exporte veränderte sich „nur marginal“, errechnete die Bundesnetzagentur. Ursache dafür war die Inbetriebnahme von Solaranlagen mit einer Leistung von 7.500 Megawatt, fast so viel wie sieben mittelgroße Atomreaktoren, sowie von Windanlagen mit 1.800 Megawatt.
Niedrigerer Preis am Strommarkt
Der Preis am Spotmarkt, bei dem sich Kunden kurzfristig mit Strom eindecken, lag im vergangen Winter um etwa acht Prozent niedriger als vor einem Jahr. „Mögliche Gründe“, so die Bundesnetzagentur, „könnten in der gestiegenen Einspeisung aus Photovoltaik-Anlagen sowie Windkraftwerken liegen, die sich dämpfend im Preis niederschlägt.“ Immerhin hätten diese Anlagen im vergangenen Winter 38 Prozent mehr Strom eingespeist als vor einem Jahr. Hinzukäme der vergleichsweise milde Winter und ein entsprechend niedrigere Stromnachfrage.
Traditioneller Kraftwerkspark schrumpft zu schnell
Die neuesten Planungen der Kraftwerksbetreiber laufen darauf hinaus, dass im Laufe des Jahres so viel Anlagen den Betrieb einstellen, dass im kommenden Winter in Deutschland 1000 Megawatt Leistung weniger als noch vor kurzem prognostiziert zur Verfügung stehen, fast so viel wie ein mittleres Kernkraftwerk. Der Abbau konventioneller Kraftwerke insbesondere in Süddeutschland, warnt die Bundesnetzagentur, wirke sich deshalb „negativ auf die Versorgungssicherheit“ aus.
30 Prozent Reserve, aber zu wenig Steuerungsmasse
Sieht man von Stromimporten und -exporten ab, reichten rund 70 Prozent des herkömmlichen Kraftwerkparks aus, um den Höchstverbrauch in Deutschland, am 16. November 2011 um 17.45 Uhr, zu decken. Hauptproblem war jedoch der Mangel an Strom am 13. Februar, um den Ausgleich im Netz zu gewährleisten. Diese Lücke konnten die Netzbetreiber nur mit Mühe durch Importe im letzten Augenblick schließen.
Blackout-Gefahr durch Gasmangel
Der durch Lieferprobleme des russischen Gazprom-Konzerns verursachte Gasmangel bei Kraftwerken in Süddeutschland beschwor im Februar eine brenzlige Situation herauf. Laut Netzbetreibern war es nicht möglich, Reserven zu mobilisieren. „Wäre es in dieser Situation zum Ausfall eines größeren Kraftwerks gekommen, hätte kaum noch Handlungsspielraum bestanden“, resümiert die Bundesnetzagentur. Auch aus diesem Grund gebe es einen „dringenden Zubaubedarf“ bei traditionellen Kraftwerken.
Hochrisikofaktoren Netz und Wind
Die Einspeisung von Rekord-Windstrommengen in Höhe von 20.000 Megawatt (knapp mittlere 20 AKW) in der Nacht vom 22. auf den 23. Februar überforderten die Netzbetreiber. Kurz vor Mitternacht hätte für eineinhalb Stunden kein Kraftwerk irgendwo anders ausfallen dürfen, andernfalls wäre die Stromversorgung zusammengebrochen.
Keine echte Störung der Stromversorgung durch die Energiewende
Nach den Erhebungen der Bundesnetzagenturen sorgten die Probleme im vergangenen Winter für keine echten Störungen der Stromversorgung. Diese habe es nur durch den Ausfall konventioneller Anlagen, Beschädigungen von Leitungen oder Blitzschlag gegeben. „Versorgungsgefährdungen aufgrund des Kernkraftausstiegs oder die Verlegung von der zentralen Kraftwerksproduktion auf dezentrale Erzeugung mittels regenerativer Energien hatten in keinem Fall einen erkennbaren Zusammenhang mit den Beeinträchtigungen, auch wenn dies seitens einzelner Unternehmen anders wahrgenommen werden mag.“ Auch bei Spannungseinbrüchen, die von Unternehmen gemeldet wurden, sei „kein Zusammenhang zur Energiewende ersichtlich“.
Mehr staatliche Eingriffe
Nach den Erfahrungen im vergangenen Winter muss nach Meinung der Bundesnetzagentur der Staat stärker in die Stromversorgung eingreifen. So sollten die Gaskraftwerkbetreiber gezwungen werden, Verträge mit ihren Gaslieferanten abzuschließen, damit diese bei Lieferengpässen die Kraftwerke bevorzugt beliefern und nicht Unternehmen oder andere Zwischenabnehmer wie Stadtwerke. Ebenso sollten Gasnetzbetreiber verpflichtet werden, das Gasnetz auszubauen, um regionale Lieferengpässe besser ausgleichen zu können. Im Extremfall müssten Gasnetzbetreiber sogar angewiesen werden können, bestimmte Kraftwerke zu beliefern. Desweiteren solle die Politik Anreize schaffen, dass mehr Gaskraftwerke gebaut und vorgehalten werden, um beim Versorgungsengpässen schnell einzuspringen.
Stinker länger am Netz
Die Empfehlung der Bundesnetzagentur ist eindeutig: Alte Kraftwerke, deren Schadstoffausstoß gegen die Vorschriften verstößt und die deswegen stillgelegt werden müssen, sollen weiterlaufen. „Angesichts der gegenwärtigen und zukünftigen angespannten Situation“ sei es erforderlich, meint die Behörde, „immisionsschutzrechtlich bedingte Stilllegungen auszusetzen“. Möglich sei dies „durch Erteilung von Ausnahmegenehmigungen durch die zuständigen Behörden zur Weiternutzung“.
Dennoch blieb die von den Stromkonzernen erhoffte langfristige Erfolgsgeschichte aus: Nach zwei schweren Unfällen in den 1970er Jahren mit zwei Toten und einem wirtschaftlichen Totalschaden wurde Block A in Gundremmingen wieder zurückgebaut. An dem Standort wurden 1984 Block B und C in Betrieb genommen. Schon 1961 war im Freistaat das erste deutsche AKW ans Netz gegangen. Im unterfränkischen Karlstein (Landkreis Aschaffenburg) wurde der erste Atomstrom produziert. Das Versuchskraftwerk Kahl arbeitete mit einer 16-Megawatt-Anlage. Es diente vor allem dazu, Erfahrungen mit der Technik zu sammeln und Personal zu schulen.
Bis heute wurde Kernenergie laut einer Greenpeace-Studie mit weit über 100 Milliarden Euro subventioniert - das von der Energiewirtschaft unterstützte Deutsche Atomforum hingegen hält das für völlig überzogen und geht von weniger als 20 Milliarden Euro aus. Das Forum argumentiert damit, dass mit den Atommeilern Jahrzehnte lang günstiger Strom ohne den Ausstoß von Kohlendioxid gewonnen werden konnte.
Blutige Proteste und Milliarden für Wackersdorf
Da in Bayern Atomstrom in dem halben Jahrhundert besonders gefördert wurde, gab es im Freistaat auch turbulente Zeiten. Denn die Atomkraft spaltete die Bevölkerung: Die einen kämpften mit aller Macht dagegen und fürchten Unfälle und Umweltkatastrophen. Die anderen sahen darin die Schaffung sicherer Arbeitsplätze, verbunden auch mit der Ansiedelung weiterer Industrie. 50 Jahre Atomkraft in Bayern - das ist daher auch die Geschichte von missglückten Projekten. Dazu gehört insbesondere der geplante Bau der Wiederaufarbeitungsanlage (WAA) im oberpfälzischen Wackersdorf. Es gab erbitterte Proteste der Bevölkerung, zunächst friedliche. Doch nach der Katastrophe von Tschernobyl 1986 eskalierte die Situation. Bei blutigen Krawallen am Bauzaun wurden knapp 400 Menschen verletzt, es gab mehrere Tote. Bei der Verfolgung von Demonstranten stürzte ein Polizeihubschrauber ab - ein Beamter starb.
Im Jahr 1989 kam für das umstrittene Projekt das Aus, weil in Frankreich - konkret in La Hague - der deutsche Atommüll zu einem Drittel der Kosten entsorgt werden konnte. Rund 3,2 Milliarden Mark (etwa 1,63 Milliarden Euro) hat die deutsche Energiewirtschaft das WAA-Debakel gekostet. Heute steht auf dem Gebiet ein moderner Industriepark. Dem Atomkraftwerksboom in den 1970er-Jahren folgt nun der Abschied bis ins Jahr 2022. Von der Bildfläche werden die Meiler erst Jahrzehnte später verschwunden sein. Der Abriss der AKW verschlingt Milliardensummen und ist eine Generationenaufgabe. Der Bau des 1971 in Betrieb genommenen Kernkraftwerks Würgassen beispielsweise hatte 400 Millionen DM verschlungen. Der Abriss wird noch deutlich teurer: 700 Millionen Euro kalkuliert E.On dafür ein. Dabei ist Würgassen mit einer Leistung von gut 600 Megawatt noch ein AKW überschaubarer Größe.
Davon abgesehen, dass Deutschland seinen Energiewende-Fahrplan wohl nicht einhalten kann, vernichtet ein schneller Ausstieg auch große Vermögen. Da wundert es nicht, dass sich Investoren und Energieriesen so vehement wehren. Ein neues Kraftwerk mit einer Leistung von 1600 Megawatt kostet rund 4,5 Milliarden Euro. Das ist mehr als doppelt so viel wie ein Kohlekraftwerk. Die bestehenden Kernkraftwerke in Deutschland sind jedoch mittlerweile alle komplett abgeschrieben, die Betreiber müssen nur mit den Produktionskosten kalkulieren. Die Produktion einer Megawattstunde kostet in einem Kernkraftwerk Branchenangaben zufolge rund 15 bis 20 Euro, in Kohle und Gaskraftwerken sind es 30 bis 40 Euro.
Die ursprünglich beschlossene Laufzeitverlängerung hätte den Kraftwerksbetreibern nach Berechnungen der Landesbank Baden-Württemberg zusätzlichen Einnahmen von 57 Milliarden Euro eingebracht. Vorausgesetzt, der Strompreis bliebe konstant bei 50 Euro je Megawattstunde. Doch nicht nur die Betreiber, auch der Staat verliert Geld durch den Wechsel. Nach Schätzung der LBBW würde der Staat rund 31 Milliarden Euro verdienen, wenn das letzte Kraftwerk erst 2040 statt 2022 vom Netz ginge.
30 Milliarden für Abriss und Entsorgung
Stattdessen kommen nun immense Kosten auf die Unternehmen zu: „Pro Standort kalkuliert E.On für den Rückbau und die Entsorgung im Durchschnitt Kosten von 1,1 Milliarden Euro ein“, sagt Konzernsprecherin Uhlmann. Für die Kraftwerke Isar 1 und Unterweser hat E.On einen schnellen Rückbau beantragt. Gleiches plant RWE für die beiden Blöcke im hessischen Biblis. Hier schätzen die Essener die Abrisskosten auf 1,5 Milliarden Euro. Die vier Atomkonzerne in Deutschland - neben E.On und RWE sind dies EnBW und Vattenfall - haben insgesamt über 30 Milliarden Euro für den Abriss der Meiler und die Entsorgung zurückgestellt. Letztere wird die Menschen noch deutlich länger beschäftigen, als der Rückbau der Kraftwerke: Im Moment stehen die Castorbehälter noch in den kraftwerkseigenen Zwischenlagern. Die Endlagersuche ist auch 50 Jahre nach dem Start in die kommerzielle Atomstrom-Ära noch immer nicht abgeschlossen. Im Gegenteil: Die Suche wird nach dem Streit um Gorleben bundesweit neu aufgerollt - auch in Bayern soll nach einem geeigneten Endlager gesucht werden.
