Atomkraft in Belgien: Wie sich die Energiepolitik rund um Tihange verändert

Belgien steht vor einem Kurswechsel in der Atompolitik: Rund um das Kernkraftwerk Tihange verdichten sich Entscheidungen zu Laufzeitverlängerungen, Rückbauplänen und Versorgungssicherheit. Zwischen Klimazielen, Netzstabilität und europäischer Energiekrise verschieben sich Prioritäten, während Sicherheitsfragen, Kosten und Nachbarländer die Debatte prägen.

Inhalte

• Sicherheitslage in Tihange
• Regulatorische Reformpfade
• Netzstabilität und Speicher
• Investitionen und Fördermix
• Empfehlungen für den Wandel

Sicherheitslage in Tihange

Die sicherheitstechnische Bewertung des Standorts Tihange wird heute von umfangreichen Nachrüstungen, engmaschiger Aufsicht durch die belgische Aufsichtsbehörde FANC und wiederkehrenden internationalen Peer-Reviews geprägt. Nach den europäischen Stresstests wurden zusätzliche Barrieren und Prüfprogramme etabliert; die Befunde sogenannter Wasserstoffflocken im Reaktordruckbehälter von Tihange 2 führten zu verlängerten Inspektionen und letztlich zur endgültigen Abschaltung Anfang 2023. Der vorgesehene Langzeitbetrieb von Tihange 3 bis 2035 ist an Nachrüstungen und Sicherheitsauflagen gebunden, während für Tihange 1 der reguläre Endbetrieb mit Stilllegungsvorbereitung vorgesehen ist. Parallel wurden grenzüberschreitende Alarmierung und Messnetze mit Nordrhein‑Westfalen und den Niederlanden abgestimmt.

• Technische Nachrüstungen: unabhängige Notkühlung, gefilterte Druckentlastung, seismische Verstärkungen, mobile Stromversorgung.
• Überwachung und Prüfungen: erweiterte Ultraschallprogramme, Materialproben-Management, zustandsorientierte Instandhaltung.
• Externe Gefahren: Hochwasser- und Hitzekonzepte für die Maas, Schutz gegen Extremwetter, Brand- und Wasserbarrieren.
• Notfallschutz: gemeinsame Übungen, Warn-Apps und Sirenen, Jodtabletten-Strategie, grenzüberschreitende Evakuierungsplanung.
• Informationssicherheit: gehärtete Leittechnik, segmentierte Netzwerke, unabhängige Auditierung.

Im laufenden Betrieb stützen sich die Bewertungen auf probabilistische Risikomodelle, Alterungsmanagement und Transparenzanforderungen; aktuelle Messwerte werden in Echtzeit über Strahlungsportale veröffentlicht, Audits und Inspektionen erfolgen anlassbezogen und turnusmäßig. Schwerpunkt bleiben die Beherrschung externer Einwirkungen, die Verfügbarkeit redundanter Sicherheitssysteme und die Sicherstellung der Kühlwasserzufuhr in heißen und trockenen Perioden; für die verlängerte Nutzung sind spezifische LTO‑Maßnahmen (Werkstofftausch, Kühlkette, Brandschutz) festgelegt und regulatorisch nachprüfbar.

Regulatorische Reformpfade

Die energiepolitische Kurskorrektur rund um Tihange beruht auf einem Bündel präziser Gesetzes- und Verfahrensanpassungen: Die Novellierung des Ausstiegsgesetzes ermöglicht eine befristete Laufzeitverlängerung für Tihange 3, eingebettet in verschärfte Sicherheitsauflagen und periodische Prüfzyklen unter Aufsicht der AFCN/FANC. Parallel wird das Strommarktdesign so kalibriert, dass das Kapazitätsvergütungsmodell (CRM) mit der EU-Strommarktreform und dem Beihilferecht kompatibel bleibt. Die regulatorische Architektur verknüpft damit nukleare Betriebsgenehmigungen, grenzüberschreitende Sicherheitsabkommen und marktliche Anreizinstrumente zu einem kohärenten Rahmen, der Versorgungssicherheit, Klimaziele und Risikoallokation kombiniert.

• Gesetzesrahmen: Anpassung des Bundesgesetzes von 2003 zur zeitlich begrenzten Weiterbetriebserlaubnis.
• Aufsicht: Erweiterte PSR‑Zyklen, aktualisierte Genehmigungen, robuste Störfall- und Alterungsprogramme.
• Marktmechanismen: CRM-Finetuning, Interkonnektor-Bewertung und Netzintegration durch Elia.
• EU-Anbindung: Beihilferecht, EU‑Taxonomie, Euratom‑Vorgaben und Transparenzanforderungen.
• Grenzkooperation: Konsultationen mit Deutschland und den Niederlanden, Notfall‑Protokolle.

Finanzielle und institutionelle Reformen zielen auf planbare Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen: Beiträge zum Nuklearfonds (u. a. Synatom), klar definierte Haftungsobergrenzen gemäß internationalen Übereinkommen, sowie vertragliche Risikoteilung mit ENGIE für Betrieb, Rückbau und Abfallmanagement unter Begleitung von NIRAS/ONDRAF. Ergänzend stärken digitale Offenlegungen, Umweltverträglichkeitsprüfungen nach Aarhus‑Standards und unabhängige Peer‑Reviews die Nachvollziehbarkeit von Entscheidungen. So entsteht ein mehrschichtiges Governance‑Modell, das bestehende Anlagen sicher einbettet und Investitionssignale für Netze, Speicher und Flexibilitätstechnologien sendet.

Netzstabilität und Speicher

Mit dem Abschalten von Tihange 2 und der Laufzeitverlängerung von Tihange 3 bis 2035 verlagert sich die Systemführung von stetiger Grundlast zu einer feineren Mischung aus träger Leistung und schneller Regelbarkeit. Während Kernkraft über große Turbogeneratoren rotierende Masse (Inertia) und Spannungsstützung liefert, verlangt der wachsende Anteil aus Offshore-Wind und Photovoltaik stärker nach Frequenzhaltung (FCR/aFRR), netzbildenden Umrichtern und präziser Engpasssteuerung durch Elia. So entsteht ein Policy‑Mix, in dem Nuklearleistung kritische Stunden stabilisiert, während Speicher und Flexibilität steile Last- und Erzeugungsgradienten glätten.

Die Speicherarchitektur wird diversifiziert: Das Pumpspeicherkraftwerk Coo‑Trois‑Ponts (~1,1 GW) bleibt Dreh- und Angelpunkt für Minutenreserve, während neue Batteriespeicher (BESS) Sekundärregelung, synthetische Trägheit und schwarzstartnahe Dienste bereitstellen. Interkonnektoren wie Nemo Link (1 GW) und ALEGrO (1 GW) verteilen Überschüsse und stützen Mangelstunden; der Kapazitätsmechanismus (CRM) hält zusätzlich flexible, zunehmend H2‑ready Gaskapazitäten vor. Mit den Netzausbauprojekten Ventilus und Boucle du Hainaut sowie netzbildenden Offshore‑Konvertern aus der Princess‑Elisabeth‑Zone entsteht ein Rahmen, in dem Speicher, Lastverschiebung und die verbliebene Nuklearflotte komplementär wirken.

• Pumpspeicher: schnelle Leistungswechsel, hohe Zyklenfestigkeit
• Batterien: Millisekunden‑Reaktion, aFRR/mFRR, Netzdienstleistungen
• Interkonnektoren: Handel und Reserveaustausch über Grenzen
• Demand Response: industrielle Lastverschiebung und Aggregatoren
• Flexible Gaskapazitäten: Spitzenlastabdeckung, CRM‑Absicherung

Investitionen und Fördermix

Kapitalflüsse verschieben sich von kurzfristigen Ersatzinvestitionen hin zu planbaren, regulatorisch eingebetteten Vorhaben: Sicherheitsnachrüstungen und Laufzeitmanagement der bestehenden Blöcke werden mit privatem Betreiberkapital und zweckgebundenen Rückstellungen flankiert, während der Netzbetreiber über regulierte Renditen und teils grüne Anleihen finanziert. EU‑Taxonomie‑Konformität und Nachhaltigkeits‑KPIs öffnen zusätzliche Kanäle, parallel sichern Haftungspools und klare Rückbaupfade die Finanzierung über den gesamten Lebenszyklus ab. Entscheidend ist die Kopplung mit Systemdienstleistungen: Speicher, Lastmanagement und Interkonnektoren erhalten prioritäre Mittel, um Versorgungssicherheit und Preisstabilität während der Übergangsphase zu stabilisieren.

Der Mix aus marktlichen und staatlich gerahmten Instrumenten senkt Risikoaufschläge und beschleunigt die Projektpipeline rund um den Standort: Kapazitätsvergütung adressiert Adäquanz, zielgenaue Investitionsbeihilfen fokussieren auf Sicherheits‑Upgrades, und F&E‑Tickets (etwa für Reaktorphysik, Werkstoffkunde, SMR‑Optionen) stärken die industrielle Basis im Großraum Lüttich. Parallel werden Netzausbau, Flexibilitätsmärkte und Sektorkopplung finanziert, sodass Strom‑, Wärme‑ und Wasserstoffanwendungen schrittweise integriert werden und die Dekarbonisierungspfad‑Kompatibilität gewahrt bleibt.

• Kapazitätsmechanismus (CRM): Erlössicherung für gesicherte Leistung und Systemstabilität
• Investitionsbeihilfen: Zielgerichtet für Sicherheit, Abfallmanagement und Notstrom
• Grüne/Transition‑Bonds: Finanzierung von Netz, Speicher und Effizienz
• F&E‑Programme: Werkstoffe, Brennstoffkreislauf, SMR‑Pilotierung
• Regulierte Netzerlöse: Planbare Cashflows für Engpassbeseitigung und Interkonnektoren

Empfehlungen für den Wandel

Versorgungssicherheit, Klimaziele und Kostenstabilität lassen sich im Raum Tihange nur durch einen mehrgleisigen Ansatz aus Sicherheitsmanagement, Flexibilisierung und regionaler Wertschöpfung sinnvoll balancieren. Priorität haben klare regulatorische Leitplanken, belastbare Finanzierungsmechanismen und eine Netzinfrastruktur, die Lastspitzen abfedert und grenzüberschreitende Flüsse optimiert.

• Sicherheits- und Laufzeitstrategie: EU‑konforme Stresstests, transparente Prüfberichte und eine rechtssichere Planung für Tihange 3 bis 2035 mit rückstellungsfinanzierter Rückbau-Roadmap ab 2036.
• Flexibilität und Netze: Batteriespeicher, Demand‑Response und Lastmanagement in Industrieclustern; Ausbau von Interkonnektoren Belgien-Deutschland-Niederlande zur Stärkung der Systemstabilität.
• Erneuerbaren-Korridore: Repowering bestehender Windflächen, Solardächer auf öffentlicher Infrastruktur, PV auf Industriearealen und Parkplatz‑Überdachungen, kombiniert mit Naturschutzstandards.
• Wärmesysteme im Großraum Lüttich: Nutzung industrieller Abwärme, hybride Wärmepumpen und kommunale Fernwärme als Stromspitzenbremse und CO₂‑Senke.
• Marktdesign und Finanzierung: Contracts for Difference für Wind und PV, technologieneutrale Kapazitätsmechanismen, grüne Anleihen und regionale Energiegenossenschaften.
• Forschung und Qualifizierung: Technologieoffene F&E (z. B. Reaktorsicherheit, Speicher, Power‑to‑Heat) mit strengen Sicherheits‑ und Wirtschaftlichkeitskriterien sowie Weiterbildungsprogramme für Rückbau und Netzintegration.

Governance und Zusammenarbeit im Dreiländereck erhöhen Akzeptanz und Effizienz. Notwendig sind verlässliche Datenräume, einheitliche Notfallprotokolle, länderübergreifende Netzausbaupläne und sozial flankierte Strukturpolitik, die Beschäftigung im Rückbau, in der Wartung und bei Erneuerbaren sichert.

• Transparenz: Offene Mess‑ und Betriebsdaten (Echtzeit‑Dashboards) sowie jährliche Sicherheits‑ und Fortschrittsberichte.
• Regionale Kooperation: Gemeinsame Netzstudien Belgien-NRW-NL, abgestimmte Engpassbewirtschaftung und Redispatch‑Regeln.
• Soziale Absicherung: Qualifizierungsfonds für Fachkräfte, lokale Beschaffung bei Projekten und faire Beteiligungsmodelle.
• Kreislaufwirtschaft: Rückbau mit hoher Recyclingquote von Beton/Stahl und klaren Pfaden für schwach‑ und mittelradioaktive Abfälle.
• Effizienz first: Verbindliche Industrie‑Energieaudits, Abwärmenutzung und Monitoring zur Vermeidung von Rebound‑Effekten.

Was hat den Kurswechsel in Belgiens Atompolitik rund um Tihange ausgelöst?

Der Kurswechsel folgte auf Energiekrise und geopolitische Risiken: hohe Gaspreise, Versorgungsunsicherheit und Netzanalysen von Elia. Regierung und Engie vereinbarten die Verlängerung von Doel 4 und Tihange 3 bis 2035, mit Gesetzesupdate und Sicherheitsinvestitionen.

Welche Rolle spielt Tihange im aktuellen Strommix und in der Versorgungssicherheit?

Atomkraft deckte lange rund die Hälfte des belgischen Stroms. Nach dem Abschalten von Doel 3 und Tihange 2 bleibt Tihange 1 befristet, Tihange 3 wird verlängert. Damit stabilisieren sich Reserve, CO2-Bilanz und Importbedarf, besonders in Lastspitzen.

Wie verändern Laufzeitverlängerungen und Stilllegungen den Zeitplan?

Ursprünglicher Atomausstieg bis 2025 wurde angepasst: Stilllegungen laufen weiter, doch Doel 4 und Tihange 3 erhalten bis 2035 eine zehnjährige Verlängerung. Dazwischen sind mehrjährige Nachrüstungen und Behördenprüfungen eingeplant, gefolgt von Neubetrieb.

Welche sicherheitstechnischen Maßnahmen und Kontrollen sind neu?

Die Aufsicht FANC fordert zusätzliche Sicherheitsnachweise, neue Notstrom- und Kühlsysteme, verbesserte Brandschutzkonzepte und aktualisierte Erdbeben- sowie Stresstests. Für die Verlängerung sind zudem Brennstoffstrategie, Abfallpfade und Notfallpläne zu präzisieren.

Welche regionalen und europäischen Auswirkungen hat die Neuausrichtung?

Rund um Tihange bleiben grenzüberschreitende Belange zentral: Transparenz gegenüber Nordrhein-Westfalen und den Niederlanden, gemeinsame Übungen und ACER- sowie ENTSO-E-Koordination. Mehr Verfügbarkeit dämpft Preis- und Netzrisiken in der Region.