Post on 24-Sep-2018
MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
ANÁLISIS SOBRE LA FUTURA IMPLANTACIÓN DE CENTRALES NUCLEARES EN ESPAÑA
AUTOR: CÉSAR VISPO ARIAS MADRID, FEBRERO 2008
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN
Autorizada la entrega de la tesis al alumno:
César Vispo Arias
EL DIRECTOR DE LA TESIS
Pedro Linares
Fdo: Fecha: 28/02/2008
Vº Bº del Tutor de la Tesis
Fdo: Fecha: 28/02/2008
RESUMEN
Desde la década de 1990 el consumo eléctrico español se ha disparado. La demanda de
energía eléctrica ha crecido a un ritmo muy alto y ha sido necesaria la instalación de
nuevas centrales eléctricas de un período corto de implantación.
Además, muchos factores han coincidido en estas dos décadas:
En primer lugar la firma del protocolo de Kyoto y otras directivas europeas por las que
se pretende reducir la emisión de gases nocivos para el medio ambiente. Las tecnologías
más contaminantes desde el punto de vista de la emisión de gases son el carbón y gas (el
fuel, aunque es también emite CO2, funciona solamente en momentos de punta para
cubrir la demanda).
En segundo lugar la liberalización de los sectores eléctricos de los países europeos que
ha promovido la creación de mercados eléctricos y la separación entre las actividades
reguladas (transporte y distribución) de las que se realizan en régimen de competencia
(generación y comercialización). La liberalización de la generación ha tenido como
consecuencia un riesgo importante para las empresas inversoras que deben estudiar
detalladamente si su inversión va a tener una rentabilidad adecuada en un contexto de
mercado competitivo.
A raíz del establecimiento de OMIP, las subastas de distribución (subastas CESUR) y
las emisiones primarias de Endesa e Iberdrola (similares a las VPPs o Ventas de
Capacidad de otros países europeos), parece que se ha avanzado más en la liberalización
y desarrollo de mercados organizados, apostando por la venta a plazo de la energía. Sin
embargo, aún queda pendiente el reflejar y transmitir el coste real de la energía a los
consumidores finales, para lo cual es necesario la desaparición de la tarifa eléctrica, que
se iniciará en enero de 2008 y previsiblemente afectará a los clientes de BT a partir de
enero de 2009.
En tercer lugar, la aparición de una tecnología rápida de implantar y barata desde el
punto de vista de los costes de inversión y con un coste de combustible variable y
relativamente caro: Los Ciclos Combinados, que han ayudado además a promover la
liberalización de los mercados eléctricos de los países de la Unión Europea, ya que al no
ser tan intensiva en capital como el resto de tecnologías, permite la entrada de nuevos
agentes al sistema (IPPs o Independent Power Producers).
En cuarto lugar la dependencia energética europea. Dado el crecimiento tan alto de la
demanda eléctrica ya que Europa es relativamente pobre en cuanto a combustibles, ha
sido necesaria completar esta demanda con la energía producida por combustibles
importados desde el exterior. Por lo general estos combustibles son caros y afectan a
las economías europeas y por supuesto también a la española.
Ante la conjunción de todos estos factores y la necesidad de satisfacer la demanda
eléctrica se ha renovado el interés por tecnologías más limpias desde el punto de vista
de emisiones, más baratas y estables desde el punto de vista del combustible, que
disminuyan la dependencia energética del exterior y que puedan funcionar casi
permanentemente (es decir, que funcionen en base).
La única tecnología probada que satisface estas condiciones es la energía nuclear,
energía que decidió dejar de implantarse en España a través de la Ley de Moratoria
nuclear, y que actualmente esta recibiendo un fuerte impulso a través de la futura
construcción de nuevas centrales nucleares en EEUU, China, etc.
Esta Tesis analiza la posible implantación de esta tecnología a día de hoy, poniendo
énfasis en el factor económico.
Se estudian los siguientes aspectos:
-Los tipos de reactores actuales
-Las características implícitas del sector eléctrico español.
-El coste de construcción el tiempo de construcción, los factores de carga de dichas
centrales.
-Los costes de operación y mantenimiento, de combustible de seguro, de
desmantelamiento y de tratamiento de residuos.
- Finalmente, Se analiza la posible viabilidad de la implantación de estas centrales.
La finalidad, pues, de esta tesis es analizar la viabilidad de la construcción de centrales
nucleares en España, valorando principalmente el aspecto económico, pero también
otros factores relevantes, como la reducción de la dependencia energética, los requisitos
medioambientales y la diversificación del mix energético..
ÍNDICE
1- INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................8
1.1 MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS .................................................................................................................8
2- DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA ..........................................................................................20
2.1 LA ENERGÍA NUCLEAR. ....................................................................................................................20 2.2 REACTORES NUCLEARES Y TIPOS: ....................................................................................................21 2.3 FAMILIAS DE REACTORES NUCLEARES ..............................................................................................24 2.4 MODELOS DE REACTORES NUCLEARES AVANZADOS. ......................................................................31
3- COSTE DE LA TECNOLOGÍA NUCLEAR ....................................................................................49
3.1 DESGLOSE DE COSTES.......................................................................................................................49 3.1.1 Costes de construcción y tiempo de construcción....................................................................50 3.1.2 Factor de carga (output rating) ...............................................................................................55 3.1.3 Coste de capital........................................................................................................................56 3.1.4 Costes de operación.................................................................................................................57 3.1.5 Costes de mantenimiento y otros .............................................................................................58 3.1.6 Coste del combustible ..............................................................................................................58 3.1.7 Tiempo de vida.........................................................................................................................61 3.1.8 Costes de desmantelamiento y provisiones ..............................................................................61 3.1.9 Seguros y responsabilidad. ......................................................................................................62 3.1.10 Análisis de Estudios sobre el Coste de la Energía Nuclear ...................................................65
4- CONSIDERACIONES DEL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL.............................................83
4.1 CONSIDERACIÓN DEL PAÍS DE CONSTRUCCIÓN:.................................................................................83 4.2 CONSIDERACIONES DEL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL ..................................................................87
5- VIABILIDAD DE LA FUTURA CONSTRUCCIÓN .......................................................................94
5.1 EL COSTE DE CONSTRUCCIÓN............................................................................................................94 5.2 EL COSTE DE CAPITAL. ..................................................................................................................100 5.3 EL COSTE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Y DE COMBUSTIBLE.................................................100
6- RESULTADOS...................................................................................................................................103
7- CONCLUSIONES..............................................................................................................................109
8- BIBLIOGRAFÍA................................................................................................................................115
1 Motivación y Objetivos.
1- Introducción
1.1 Motivación y objetivos
La energía es un motor fundamental en el desarrollo de la sociedad. Por lo tanto es
necesario asegurarse de su aprovisionamiento en el presente y en el futuro, desde el
punto de vista de disponibilidad, y al mismo tiempo que dicha energía sea lo más barata
posible y que no sea agresiva con el medioambiente.
La energía eléctrica es importante para la economía, no se puede prescindir de ella, es
necesario que esta sea suficiente, eficiente y de calidad.
Para disponer de esta energía hay que tener en consideración todas las tecnologías
eléctricas que existen sin descartar ninguna, pues todas son medios más o menos buenos
de obtener electricidad.
Esta tesis tiene por objetivo estudiar una de esas tecnologías: la tecnología nuclear, una
tecnología rechazada por muchos y cuya aportación a la cobertura de la demanda no
siempre se tiene en consideración. Como todas las tecnologías, la nuclear tiene sus
ventajas y sus inconvenientes, y no es cuestión de descartarla a priori como opción
válida, porque el conocimiento de la gente sea insuficiente o se encuentre, en muchas
ocasiones, polarizado.
Esta Tesis analiza la viabilidad de una posible futura implantación de plantas nucleares
en España, valorando los factores favorables y desfavorables de dicha implantación en
distintos escenarios del mix energético a futuro.
Cada vez se necesita más energía eléctrica, y las tecnologías de combustible fósil se
encuentran con un combustible cada vez más escaso y por lo tanto más caro. A esto se
une que, debido al cumplimiento del protocolo de Kyoto, en el que se acordó la
reducción de los gases de efecto invernadero, de las que estas tecnologías son las
principales emisoras, estas tecnologías no son desde el punto de vista medioambiental
las más adecuadas, por lo que es necesario encontrar fuentes de energía alternativas no
contaminantes y baratas. Las tecnologías fósiles existentes son las Centrales de Carbón,
las Centrales de fuel y las Centrales de Ciclo Combinado de Gas.
El mix energético español actualmente es equilibrado, comos se ve en la gráfica
anterior, no obstante hay factores que influyen e influirán en el futuro mix energético
del país:
1.- Precios de los combustibles:
Los precios de los combustibles de las tecnologías fósiles son más altos que el coste del
combustible nuclear y además los precios son muy volátiles y dependientes de muchos
factores que incluyen factores políticos y factores estratégicos.
- Carbón:
El mercado del carbón ha variado mucho en los últimos años:
Como puede observarse en la siguiente gráfica, a partir del 2003 el precio del carbón se
duplicó, pasando de valores en torno a los 35 $/t a los 70 $/t. Esta subida se debió al
aumento de la demanda de carbón en China, que casi dejó desabastecido al resto del
mercado y a la fuerte subida del precio de los fletes.
Por lo que ha dejado de ser una fuente barata de energía y, debido a la concentración de
empresas del sector, ha pasado a ser un mercado dominado por la oferta. A futuro no se
espera un descenso significativo de estos precios, sino que el rango de precios esperados
a largo plazo sería de 65-75 $/t.
Gas:
El gas es un combustible cuyo precio es muy volátil porque su precio está asociado al
precio del petróleo, a través de las indexaciones de los contratos a plazo, que es muy
variable, ya que es muchas ocasiones el precio del petróleo se ve afectado por
decisiones de producción de la OPEP, o por cuestiones geopolíticas, que tienen mayor
influencia en el precio que la simple interacción entre oferta y demanda. Por otra parte
cada vez se habla más del desacople entre el gas y el petróleo como ocurre en USA, no
obstante han que añadir, que países como Rusia (la primera productora mundial de gas)
están fomentando cada vez más la creación de una OPEP del gas, por lo que es de
imaginar que en un futuro la situación del mercado del gas sea muy parecida a la
situación del mercado del petróleo, aunque con distintos actores.
Fuel o Petróleo:
Como se comentó anteriormente, el precio del petróleo es muy volátil y sus variaciones
obedecen a las siguientes fuerzas:
- Económicas: El incremento de producción es un arma para obtener más
ingresos.
- Políticas: los países productores conscientes de su importancia mundial, lo
utilizan políticamente.
- Estructurales: Las posibilidades reales de venta de un crudo en un mercado.
- Tecnológicas: Los crudos se valoran en función del rendimiento de los
productos que de él se pueden obtener (% de gasolinas, gasóleo, fuel, etc) según
el tipo de refinería.
- Otros factores: desequilibrio entre las zonas de gran demanda y las de
producción (volatilidad)
El precio del fuel puede variar dependiendo de los Stocks de petróleo que haya:
O dependiendo de situaciones de incertidumbre geopolítica:
Por lo que no es muy adecuado considerar ( y de hecho ya no se considera) este
combustible como principal opción para obtener su energía, sobre todo por su elevada
volatilidad.
La importancia del coste de combustible es vital en sistemas de mercados eléctricos
marginalistas (tipo pool), debido a que influyen directamente en el coste variable de las
centrales, pudiendo alterar el orden de mérito de las mismas y traducirse en una fuerte
volatilidad del precio de la electricidad resultante del pool.
2- Aspectos medioambientales.
España firmó el protocolo de Kyoto en con el que se pretende estabilizar la
concentración atmosférica de los gases de efecto invernadero a un nivel que prevenga
interferencias antropogénicas peligrosas para el sistema climático.
Este Protocolo limita el crecimiento de las emisiones netas de dióxido de carbono,
metano, óxido nitroso, hexafloruro de azufre y carburos hidrofluorados y perfluorados.
Se tomó como año base el año 1990 para los tres primeros y 1995 para los restantes y se
fijó como objetivo el período 2008-2012.
En cuanto a las limitaciones de emisiones la Union Europea tenia que disminuir sus
emisiones en un 8 %, respecto a 1990, pero España tenía en cambio la posibilidad de
aumentar sus emisiones en un 15 %.
Ya en el año 2001 España superaba en un 32% las emisiones de gases de 1990. No
invertir la tendencia de crecimiento de emisiones supondrá un elevado coste para el
país, que en el 2010 puede alcanzar los 1.500 millones de euros según el Foro Nuclear.
De estas emisiones una gran parte corresponden a la generación eléctrica que se
reparten entre las distintas tecnologías, siendo el carbón, el fuel y el gas los más
contaminantes:
Más de la mitad del efecto invernadero es causado por el CO2 y tres cuartas partes del
CO2 vienen de la producción y uso de los combustibles fósiles.
La energía nuclear quedó excluida de los mecanismos establecidos en Kyoto. Es decir,
en el comercio de emisiones no intervendrán las centrales nucleares.
El gran desafío es entonces o bien ahorrar energía o bien multiplicar o mantener la
energía que se produce en la actualidad cumpliendo las restricciones sobre emisiones de
gases o incluso reduciéndolas.
Las centrales nucleares no emiten menos CO2 durante su operación, por lo que no
contribuyen sustancialmente a la emisión de CO2 a la atmósfera. Si no existiesen las
centrales nucleares la reducción global de emisiones que afrontar debido al protocolo de
Kyoto no sería del 5,2% sino del 13% mundial para el período 2008-2012, según datos
del Foro Nuclear. Además de contribuir a la reducción de la emisión de gases del efecto
invernadero, la tecnología nuclear no emite gases o partículas causantes de la lluvia
acida, contaminación atmosférica urbana o la disminución de la capa de ozono.
En cuanto a los residuos sólidos, su principal problema es la radiación emitida por estos
residuos y su larga vida media, para la que actualmente no existe solución, por lo que se
está investigando la posibilidad de almacenar los residuos radiactivos a gran
profundidad en el interior de formaciones geológicas estables (este almacenamiento se
denomina “Almacenamiento Geológico Profundo”). No obstante también hay que
considerar que los volúmenes de residuos radiactivos procedentes de las centrales
nucleares españolas y de las instalaciones del ciclo de combustible nuclear suman unos
500 m3/año (un cubo de menos de 8 m de lado) de residuos de media y baja actividad y
unas pocas decenas de metros cúbicos de residuos de alta actividad.
Las emisiones líquidas y gaseosas de las centrales nucleares y plantas del ciclo de
combustible nuclear están reguladas y vigiladas estrictamente mediante especificaciones
individuales y su impacto en el entorno es inapreciable, como puede verse en el gráfico
siguiente:
Es muy previsible que después de 2012 la necesidad de la energía nuclear, como la
mejor fuente de energía para funcionar en base (es decir, las 24 horas del día ) para
mejorar las condiciones medioambientales, determine nuevas iniciativas en las que esta
energía tenga un papel importante.
En cualquier caso, el mantenimiento en operación de las centrales existentes es, en sí
mismo, una reducción en las emisiones puesto que no emiten gases a la atmósfera. Por
ello, una primera medida de fácil e inmediata aplicación es extender el periodo de
funcionamiento de las centrales existentes hasta los 60 años, algo que ya se ha aplicado
en Estados Unidos.
3- Dependencia energética:
La política energética de la mayoría de los países se basa en disponer de varias fuentes
de energía para evitar la dependencia del suministro.
En el Libro Verde de la Comisión europea se indica que la Unión Europea debería
solucionar la dependencia energética con una estrategia de seguridad del abastecimiento
energético destinada a reducir los riesgos de esta dependencia externa.
La dependencia energética española registra un aumento constante. Las importaciones
energéticas de energía primaria alcanzan el 80% del consumo total. Y el 50% de la
producción de la energía eléctrica se hace con materias primas importadas del exterior.
Como se puede observar la dependencia de Gas española desde el exterior es total:
Al igual que el fuel, el cual el 46% viene de países políticamente inestables:
De la misma forma que el carbón, con la diferencia que procede de países considerados
democráticos:
Como se puede ver Europa y sobre todo España son muy insignificantes desde el punto
de vista de recursos energéticos:
Las centrales nucleares son importantes, ya que garantizan el suministro base de
electricidad, siendo claves para garantizar la estabilidad de la red y el suministro
eléctrico gracias a su gran fiabilidad.
En España con un porcentaje ligeramente superior al 10% de la potencia total instalada
producen la cuarta parte de la electricidad consumida. Operan de forma continuada las
24 horas del día los 365 días al año. Pueden estar funcionando 500 días sin tener que
parar para recargar combustible.
Una vez analizados los principales condicionantes del marco energético actual, así como
las características más relevantes de la tecnología nuclear, el objetivo que se plantea
para esta Tesis es el análisis de la posibilidad de implantar nueva potencia de origen
nuclear en el mercado liberalizado español.
2 Descripción de la tecnología
2- Descripción de la Tecnología
2.1 La Energía Nuclear.
Se llama energía nuclear a aquella que se obtiene al aprovechar las reacciones nucleares
espontáneas o provocadas por el hombre. La energía nuclear se obtiene mediante un
proceso llamado la Fisión Nuclear. La fisión nuclear consiste en la división del núcleo
de un átomo pesado en otros elementos más ligeros, de forma que en esta reacción se
libera gran cantidad de energía. Estas reacciones aparecen en algunos isótopos de
ciertos elementos químicos, siendo el más conocido de este tipo de energía la fisión del
235U, con la que funcionan los reactores nucleares de las centrales nucleares. Sin
embargo muchos otros pueden ser utilizados para producir esta energía aprovechando
las distintas reacciones nucleares.
La energía desprendida en esos procesos nucleares suele aparecer en forma de partículas
en movimiento. Esas partículas, al frenarse en la materia que las rodea, producen calor
que posteriormente se aprovecha convirtiéndolo directamente en propulsión (como por
ejemplo en los motores de los buques nucleares) mediante unas turbinas, o bien en
electricidad que puede transportarse a largas distancias del lugar donde se produce.
La energía que se obtiene puede usarse de forma descontrolada, dando lugar al
armamento nuclear, o controlada en reactores nucleares en los que se produce
electricidad o movimiento. Tanto la forma de los materiales usados, como el diseño
necesario, son completamente diferentes en uno y en otro caso.
La generación de electricidad es el empleo más importante de la energía liberada en una
fisión nuclear. Para ello es necesario controlar la reacción de fisión en cadena; hace falta
un sistema que impida que el número de fisiones por unidad de tiempo sobrepase ciertos
límites. Esto se logra mediante el reactor nuclear. Un reactor nuclear consiste
básicamente en un recipiente en cuyo interior se encuentra el combustible nuclear
(uranio o plutonio). Dicho combustible se suele introducir en forma de pastillas
encapsuladas en una serie de vainas metálicas, rodeadas por un material moderador, que
forman el interior del reactor. Para el control de la reacción existen unas barras
deslizantes, compuestas de un material capaz de absorber neutrones (boro o grafito).
Según se introduzcan más o menos barras de control en el interior del reactor, el número
de neutrones absorbidos será mayor o menor, de este modo se puede controlar el
número de fisiones que ocurren por unidad de tiempo. Si las barras se introducen
totalmente, la reacción de fisión se detiene. Todo el conjunto del reactor se halla
encerrado por el blindaje biológico, que es una envoltura de metal y hormigón cuya
finalidad es impedir el paso de la radiación o gases contaminantes o radiactivos al
medio ambiente.
2.2 Reactores Nucleares y tipos:
Se define un reactor nuclear como una instalación capaz de iniciar, mantener y controlar
las reacciones de fisión en cadena que tienen lugar en el núcleo del reactor, compuesto
por el combustible, el refrigerante, los elementos de control, los materiales estructurales
y el moderador en el caso de los reactores nucleares térmicos.
Hay dos formas de diseñar un reactor nuclear: bien sea retardando los neutrones veloces
o bien incrementando la proporción de átomos fisibles. Para la tarea de retardar los
neutrones se emplea un moderador (agua ligera, agua pesada, grafito) y a los neutrones
lentos resultantes se les denomina térmicos, de modo que los reactores basados en esta
técnica se conocen como REACTORES TÉRMICOS, a diferencia de los que emplean
neutrones veloces, denominados REACTORES RÁPIDOS.
A la hora de construir un reactor, es necesario tener una masa crítica de combustible,
esto es, suficiente material fisible, en una óptima disposición del combustible y del resto
de los materiales del núcleo, para mantener la reacción en cadena. La disposición de los
absorbentes de neutrones y de las barras de control permite mantener la criticidad en
operación y la subcriticidad en parada y puesta en marcha.
Componentes del núcleo del reactor
El núcleo es la parte del reactor donde se produce y se mantiene la reacción nuclear en
cadena. Su objetivo es calentar el agua del circuito primario. Se diseña para operar de
forma segura y controlada, de modo que se maximice la cantidad de energía extraída del
combustible.
Cada componente del núcleo del reactor juega un papel importante en la generación de
calor:
• Combustible
El combustible de un reactor nuclear es un material fisionable en cantidades tales que se
alcance la masa crítica, y colocado de tal forma que sea posible extraer rápidamente el
calor que se produce en su interior debido a la reacción nuclear en cadena.
Los combustibles empleados en las centrales nucleares están en forma sólida, aunque
varían desde el dióxido de uranio cerámico ligeramente enriquecido, uranio en tubos de
aleación de magnesio hasta dióxido de uranio enriquecido en tubos de aleación de
zirconio.
En general, un elemento de combustible está constituido por una disposición
cuadrangular de las varillas de combustible. En determinados elementos algunas varillas
se reemplazan por los tubos guía de las barras de control sujetados a las partes superior
e inferior del elemento.
Sujetando los tubos guía a las rejillas de soporte de combustible se consigue que los
centros de las varillas de combustible y los tubos guía estén a la misma distancia.
Todos los elementos de combustible tienen el mismo diseño mecánico. Algunos
contienen haces de barras de control y otros contienen venenos consumibles o fuentes
neutrónicas.
Para asegurar la calidad de los elementos de combustible, se realizan numerosas
inspecciones y ensayos tanto de las materias primas como del producto final.
• Barras de control
Los haces de barras de control proporcionan un medio rápido para el control de la
reacción nuclear, permitiendo efectuar cambios rápidos de potencia del reactor y su
parada eventual en caso de emergencia. Tienen forma cilíndrica y están fabricadas con
materiales absorbentes de neutrones (carburo de boro o aleaciones de plata y cadmio) y
suelen tener las mismas dimensiones que las varillas de combustible. La reactividad del
núcleo aumenta o disminuye subiendo o bajando las barras de control.
Para que un reactor funcione durante un período de tiempo tiene que tener un exceso de
reactividad, que es máximo con el combustible fresco y va disminuyendo con la vida
del mismo hasta que se anula, momento en el que se hace la recarga del combustible.
En funcionamiento normal, un reactor nuclear tiene las barras de control en posición
extraída del núcleo, pero el diseño de las centrales nucleares es tal que ante un fallo en
un sistema de seguridad o de control del reactor, siempre actúa en el sentido de
seguridad del reactor introduciéndose las barras de control en el núcleo y llevando el
reactor a parada segura en pocos segundos.
• Moderador
Los neutrones producidos en la fisión tienen una elevada energía en forma de velocidad.
Para que se produzcan nuevos choques conviene disminuir su velocidad de modo que
aumente la probabilidad de que sean capturados por otro átomo fisionable y no se
rompa la reacción en cadena.
Entre los moderadores más utilizados están el agua ligera, el agua pesada y el grafito.
• Refrigerante
La mayor parte de la energía desprendida por fisión es en forma de calor. A fin de poder
emplear éste, por el centro del reactor debe pasar un refrigerante, que generalmente
transmite el calor a una caldera o generador de vapor. El refrigerante debe ser
anticorrosivo, tener una gran capacidad calorífica y no debe absorber los neutrones. Los
refrigerantes más usuales son gases, como el anhídrido carbónico y el helio, y líquidos
como el agua ligera y el agua pesada. Incluso hay algunos compuestos orgánicos y
metales líquidos como el sodio que también pueden emplearse.
• Reflector
En una reacción nuclear en cadena, un cierto número de neutrones tiende a escapar de la
región donde ésta se produce.
Esta fuga neutrónica puede reducirse con la existencia de un medio reflector,
aumentando así la eficiencia del reactor. El medio reflector que rodea al núcleo debe
tener una baja sección eficaz de captura.
La elección del material depende del tipo de reactor. Si tenemos un reactor térmico, el
reflector puede ser el moderador, pero si tenemos un reactor rápido el material del
reflector debe tener una masa atómica grande para que los neutrones se reflejen en el
núcleo con su velocidad original.
• Blindaje
Cuando un reactor está en operación, sale gran cantidad de radiación en todas
direcciones. Es necesaria una protección para proteger al público y a los trabajadores de
la instalación de las radiaciones de neutrones y rayos gamma ocasionados por los
productos de fisión Por ello, es necesario colocar un blindaje biológico alrededor del
reactor para interceptar estas emisiones.
Los materiales más usados para construir este blindaje son el hormigón, el agua y el
plomo.
2.3 Familias de reactores nucleares
Las diversas combinaciones de combustible, moderador y refrigerante configuran los
diversos tipos de reactores nucleares existentes.
Éstos pueden clasificarse según varios criterios; los más comunes son los siguientes:
– Según la velocidad de los neutrones que producen las reacciones de fisión:
Reactores rápidos y reactores térmicos.
– Según el combustible utilizado: Reactores de uranio natural, en los que la
proporción de U-235 en el combustible es la misma que se encuentra en la
Naturaleza, reactores de uranio enriquecido, en los que la proporción de U-235
se ha aumentado hasta alcanzar entre un 3 y un 5%.
– Según el moderador utilizado: Los que utilizan agua ligera, agua pesada o
grafito.
– Según el material usado como refrigerante: Los materiales más utilizados son el
agua (ligera o pesada) o un gas (anhídrido carbónico y helio), que a veces actúan
simultáneamente como refrigerante y moderador. Otros refrigerantes posibles
son: aire, vapor de agua, metales líquidos o sales fundidas.
Los principales tipos de reactores nucleares que actualmente están en operación
comercial en el mundo son los siguientes:
a) Reactor de agua a presión (PWR-Pressurized Water Reactor)
El reactor de agua a presión es el tipo de reactor más utilizado en el mundo y ha sido
desarrollado principalmente en Estados Unidos, Alemania, Francia y Japón. Los de
diseño soviético se denominan VVER.
Las centrales nucleares españolas de José Cabrera (Zorita), Almaraz I y II, Ascó I y II,
Vandellós II y Trillo pertenecen a este tipo.
El combustible empleado es dióxido de uranio (UO2) enriquecido que va envainado en
tubos de aleaciones de zirconio.
Las varillas de combustible están agrupadas, por lo general, en haces de 17x17, sujetas
por rejillas y con un cabezal de salida y otro de entrada que se ajustan a las rejillas
superior e inferior del núcleo.
De este modo se forman los elementos combustibles (longitud de aprox. 4 m) que
ocupan el lugar inferior del espacio hueco de la vasija, estando en la parte superior los
elementos guía de las barras de control, que estarán parcialmente extraídas durante
funcionamiento normal.
En este tipo de reactor el agua ligera actúa tanto de refrigerante como de moderador.
El reactor se halla inserto en una vasija de acero de aproximadamente 25-30 cm de
espesor y unas 400 Tm de peso, provista de una tapa que va embridada a la vasija en
condiciones nominales de funcionamiento, y que puede retirarse de la misma para
proceder a la recarga del combustible.
El control del reactor se lleva a cabo por medio de las barras de control y por ácido
bórico disuelto en el refrigerante.
Tanto las barras de control como el boro son buenos absorbentes de neutrones y tienden
a hacer menos reactivo el núcleo, de forma que ajustando la concentración de boro y la
longitud de las barras de control que se insertan en el núcleo puede variarse el nivel de
potencia del reactor e incluso pararlo.
En una central PWR las barras de control, así como sus mecanismos de accionamiento,
van instalados en la parte superior de la vasija, permitiendo subir o bajar cada barra, de
forma que al insertarse más o menos en el núcleo, su superficie de absorción de
neutrones aumenta o disminuye, variando así la potencia.
Al final de cada ciclo de operación, que dura entre 12 y 24 meses, tiene lugar la recarga
del reactor, momento en el que se extraen los elementos combustibles más gastados y se
insertan los elementos nuevos o frescos.
b) Reactor de agua en ebullición (BWR-Boiling Water Reactor)
El reactor de agua en ebullición, al igual que el anterior, es muy utilizado y su
tecnología ha sido desarrollada, principalmente, en Estados Unidos, Suecia, Alemania y
Japón. En España pertenecen a este tipo las centrales nucleares de Santa María de
Garoña y Cofrentes.
El combustible es UO2 enriquecido y va envainado en tubos de aleaciones de zirconio
formando elementos combustibles.
Las varillas de combustible se agrupan generalmente en conjuntos prismáticos de 8x8,
enlazadas mediante rejillas soporte y dos cabezales, uno de entrada, que se apoya sobre
la llamada rejilla inferior del núcleo, y otro de salida, en la rejilla superior. Cada uno de
los elementos combustibles se encierra en una caja prismática de zircaloy.
En este reactor se utiliza agua ligera como moderador y como refrigerante. La ebullición
del agua ligera tiene lugar en el interior del núcleo del reactor. El vapor producido se
separa del caudal del agua refrigerante por medio de unos separadores y unos secadores
y a continuación se dirige a la turbina principal.
Una particularidad de estas centrales es que las barras de control están situadas y se
introducen por la parte inferior de la vasija. Esto es así dado que el acceso al núcleo del
reactor desde la parte superior de la vasija es imposible, debido a la presencia de los
separadores y secadores de vapor.
El movimiento de subida o bajada de las barras de control para regular el reactor, se
realiza mediante un sistema hidráulico maniobrado desde el exterior.
Para controlar la fisión y la reacción en cadena, se mueven dentro y fuera del núcleo del
reactor las barras de control que poseen la capacidad de capturar o absorber neutrones.
Esta forma de controlar la reacción en cadena, origina un flujo de calor constante,
generando el vapor necesario para poner en movimiento el turbogenerador, que
finalmente produce la electricidad que pasa a la red nacional de distribución.
c) Reactor de grafito-gas (GCR-Gas Cooled Reactor)
La primera instalación nuclear del mundo con fines industriales se inauguró en Reino
Unido en 1956, empleando gas CO2 como refrigerante. El combustible es uranio natural
en forma de varillas encajadas en una aleación de magnesio llamada magnox, que es el
nombre con que se conocen estos reactores.
El moderador de grafito se dispone en forma de cubos de ladrillos con canales verticales
que lo atraviesan. Los elementos de combustible se alojan en dichos canales, uno
encima de otro, en tanto que algunos están ocupados por las varillas de control,
compuestas de acero al boro.
El refrigerante es anhídrido carbónico y sale a través de los canales sobre los elementos
de combustible. Éste transporta el calor desde el reactor (entre 350 ºC y 400 ºC) y por
ello, se emplea para hervir el agua que producirá el vapor para el turbogenerador. El
gas, una vez ha entregado su calor, es devuelto al reactor mediante poderosos fuelles.
El núcleo de un reactor con refrigeración a gas está rodeado por un reflector de grafito
que devuelve parte de los neutrones que huyen. El cambiador de calor no posee
protección contra radiaciones, pues aunque el anhídrido carbónico pasa por el centro del
reactor, no se vuelve radiactivo.
La mayoría de los reactores con refrigerantes gaseosos tienen máquinas muy
complicadas encima del reactor para repostarlo mientras funciona.
d) Reactor de grafito y agua ligera (LWR-Light Water Graphite Reactor)
Este tipo de reactor emplea uranio ligeramente enriquecido (2%) como combustible,
grafito como moderador y agua ligera como refrigerante, que se transforma en vapor en
el propio reactor
Es también conocido con las siglas RBMK, y pertenece a la serie de centrales tipo
“Chernobyl”.
Es un diseño único de origen soviético, de gran tamaño y con características
esencialmente distintas a las de los reactores occidentales.
e) Reactor de agua pesada (HWR-Heavy Water Reactor)
Este tipo de reactor ha sido desarrollado principalmente en Canadá (reactores CANDU)
y en la India.
Emplea como combustible uranio natural o enriquecido, en forma de óxido, introducido
en tubos de zirconio aleado.
Su principal característica es el uso de agua pesada como moderador y refrigerante.
En su diseño más común, el moderador (agua pesada) se encuentra separado del
refrigerante en una calandria, un tanque amplio atravesado por los tubos de presión que
contienen el combustible.
El refrigerante pasa por los tubos manteniéndose a una cierta presión para que no entre
en ebullición, produciéndose el vapor en unos cambiadores de calor por los que circula
agua ligera
El SGHWR (reactor de agua pesada generador de vapor) emplea el agua pesada como
refrigerante, llevándola a ebullición en tubos de presión, y suministrando parte de
la misma directamente a la turbina. El resto vuelve a los canales sobrecalentados del
centro del reactor, alcanzando 504 ºC antes de pasar a la turbina.
Los reactores de agua pesada enfriados por anhídrido carbónico se han construido en
Francia, en Checoslovaquia, en Suecia y en Alemania.
En la siguiente tabla se ilustra la cantidad de reactores de cada tipo que existen
actualmente en el mundo:
En esta otra tabla se puede observar los distintos tipos de reactores a las que
pertenecían las centrales españolas. Actualmente la central de Garoña esta siendo
desmantelada por lo que ahora mismo solo existen 8 centrales nucleares en España.
2.4 Modelos de Reactores Nucleares Avanzados.
ABWR:
El rector ABWR ha sido el primer diseño de reactor avanzado de 3ª generación que se
ha diseñado, y del que se tiene cierta experiencia de funcionamiento, al haberse
construido ya dos unidades de 1356 MW en la central nuclear japonesa de Kashiwazaki-
Kariwa y lleva ya en operación unos 10 años. En la actualidad se están construyendo
dos unidades nuevas en Lungmen (Taiwan).
El reactor Avanced Bolining Water Reactor (ABWR ) ya ha obtenido licencia en varios
países como por ejemplo USA y Japón y se espera que al tener ya experiencia sobre su
funcionamiento no tenga problemas en otros países.
El ABWR es un reactor de tipo BWR, diseñado a partir de la experiencia obtenida de la
construcción de modelos anteriores de BWR.
Los objetivos del diseños del reactor ABWR durante el desarrollo del programa fueron
los siguientes :
• Vida de diseño de 60 años.
• Factor de disponibilidad superior al 87%.
• <1 disparo no programado por año.
• Recarga cada 18-24 meses.
• Límite de exposición de radiación PPE < 1 Sv/año.
• Generación de residuos < 100 m3/año.
• Reducción del daño del núcleo.
• Potencia aumentada hasta 1.350 MWe.
• Construcción en 48 meses.
• 20% de reducción de costes de capital con respecto a anteriores reactores BWR
Dos temas importantes en los que se hizo un énfasis mayor fue disminuir la posibilidad
de daño del núcleo y las mejoras en la operación y mantenimiento.
ESBWR (Economic Simplified Boiling Water Reactor):
El diseño de la planta se basa en la circulación natural para el sistema de recirculación y
en sistemas pasivos de seguridad para simplificar la planta, al haber eliminado así varios
sistemas.
De la misma forma la ESBWR tiene muchas sinergias con la ABWR y utiliza muchas
de las tecnologías desarrolladas para la ABWR.
Los atributos básicos de la ESBWR son los siguientes:
- Diseño avanzado simplificado.
- Sistemas de seguridad pasivos.
- Uso de componentes ya desarrollados para la ABWR.
- Optimización de la planta .
- Puede utilizar la infraestructura creada para la ABWR, valen los mismos
suministradores internacionales.
- Diseñado por un equipo internacional.
- Diseño modular de los sistemas pasivos de seguridad
- Reducción general de material necesitado.
El edificio del reactor del ESBWR ha sido simplificado y reducido en volumen de una
forma considerable gracias a los sistemas pasivos modulares. Se ha conseguido reducir
el número de sistemas de seguridad y también se ha conseguido reducir su complejidad
y su tamaño, con lo que se permite reducir de una forma considerable el tamaño de los
edificios y sobre todo el grado de seguridad que le aplica, con lo cual se reduce
enormemente el costo de construcción.
Otra característica relevante de este reactor es la flexibilidad en cuanto a los diferentes
tipos de localización en las que se puede asentar. Su diseño es suficientemente robusto
como para cumplir los requerimientos de seguridad exigidos por las diversas
autoridades y suficientemente flexibles como para adaptarse a las condiciones del lugar
de asentamiento y a las condiciones sísmicas requeridas.
No existe todavía ningún reactor de este tipo, no obstante se ha aprobado la
construcción de al menos un reactor en EEUU.
SBWR 1000 (Simplified Boiling Water Reactor)
Este era un diseño de 1000 MWe en el que conceptualmente se buscaba los siguientes
objetivos:
- Sistemas pasivos para eliminar el calor de la vasija.
- Gran capacidad de mantenimiento del calor dentro de la contención.
- En caso de accidente la vasija de llena de agua por gravedad al producirse una
despresurización del núcleo.
- Control pasivo en caso de accidente sin necesidad de energía eléctrica y sin
necesidad de operación del personal.
- Una gran fiabilidad de la planta.
- Periodo de construcción de 48 meses. (capital cost disminuyen en un 30 % )
- Período de vida de 60 años.
- Ciclo de operación flexible entre 1 y 2 años con lo que el costo del ciclo del
combustible disminuye.
Todos los sistemas y los componentes están dentro de varios edificios y estructuras
creando tres estructuras complejas, lo que permite construir los edificios al mismo
tiempo. La estructura central de la planta comprende el edificio del reactor, el edificio
de turbina y un edificio auxiliar del reactor. La segunda estructura comprende los
sistemas eléctricos, de tratamiento de residuos radiactivos, la entrada al área controlada
etc. La tercera estructura comprende los sistemas de servicios de planta como el sistema
de agua de circulación sistema de agua desmineralizada y generadores diesel de
emergencia.
El primer complejo va todo unido, mientras que los otros dos se pueden adaptar según
la situación geográfica en la que se va a instalar la central.
Este reactor fue suspendido en su fase de diseño.
AP1000 (Advanced Passive 1000)
El reactor AP1000 es un reactor de agua presurizada con dos lazos de 1000 MW (PWR)
con sistemas de seguridad pasivos y con simplificaciones para mejorar la construcción,
la operación y el mantenimiento. El diseño del AP1000 deriva del reactor AP600, el
cual utiliza tecnología ya probada a lo largo de decenas de años de tecnología PWR.
Para conseguir que la planta fuera mas competitiva se hicieron estudios para demostrar
que el reactor AP600 podía llegar a los 1000 MW manteniendo su configuración
normal. Para conseguir este objetivo el AP1000 se diseñó con las restricciones de
espacio del AP600 manteniendo la credibilidad de los componentes probados y los
márgenes amplios de seguridad.
La disposición del reactor, los sistemas de seguridad pasivos y los sistemas auxiliares
son los mismos que el AP600, mientras que el núcleo, las bombas de refrigeración y los
generadores de vapor han aumentado.
Algunas de las características del AP1000 son:
- Potencia eléctrica de 1000 MW.
- Sistemas de seguridad pasivos, refrigeran el núcleo y la contención sin energía
eléctrica exterior y sin actuación del operador durante 72 horas.
- Probabilidad de daño del núcleo es muy pequeña.
- Alta fiabilidad de la planta, se espera menos de un disparo por año.
- Admite un rechazo de carga del 100 % sin disparo del reactor.
- Diseño fácil de construir, operar y mantener con menores sistemas de seguridad
y de no seguridad, como mejores materiales que las actuales PWR.
- Tiempo de vida de 60 años.
- Utilización de equipos ya probados y las modificaciones se basan en equipos
similares que se han probado en situaciones similares o más adversas.
Este reactor ya ha sido comercializado en China y se ha aprobado la construcción de
al menos un reactor en EEUU.
AP600 (Advanced Passive 600)
El diseño del AP600 es un diseño conservador basado en tecnología PWR ya probada,
pero haciendo énfasis en la seguridad pasiva basada en fuerzas naturales. Los sistemas
de seguridad no utilizan componentes activos y disminuye la complejidad de las
acciones a realizar por el operador, el concepto básico es eliminar las actuaciones del
operador, no simplificarlas.
Un aspecto importante de la filosofía del AP600 esta focalizada en la operación y
mantenimiento. Se ha enfatizado mejorar la operatividad al mismo tiempo que se
reducen los componentes que requieren mantenimiento. También por ello, para
disminuir el mantenimiento y aumentar la fiabilidad se han preferido componentes y
equipos ya probados.
Para disminuir el coste de construcción un requerimiento en el diseño del AP600 fue la
utilización de técnicas modulares de construcción, mediante la cual esta previsto que el
plazo de construcción de una AP600 sea de 36 meses, aunque parece que las previsiones
son muy optimistas.
Algunas de las medidas para disminuir el coste y el tiempo de construcción son:
- La utilización de un sistema integrado de protección, una sala de control avanzada, un
sistema de control distribuido, la utilización de fibra óptica reducen significativamente
la cantidad de cables, bandejas y conduits.
- La utilización de una disposición especial de las baterías de Clase 1E, las salas de
cuadros de continua, las salas del sistemas de protección integrada y la sala de control.
Esta disposición elimina la necesidad de salas de cable dispersas.
- La aplicación de sistemas pasivos elimina gran parte de los sistemas mecánicos
convencionales que son típicos en edificios de Categoría sísmica I típicos en las plantas
PWR.
Algunas de las características típicas de esta planta son:
- Una potencia eléctrica de 600 MW
- Un margen de operación en cuanto a parámetros del núcleo del 15 %.
- Período de construcción de 3 años.
- No es necesaria una planta prototipo, pues todos los componentes ya han sido
probados.
- Los sistemas de seguridad son pasivos y no se necesita la intervención del
operador hasta 72 horas después de un accidente.
- Probabilidad de fallo del núcleo muy pequeña.
- Exposición a la radiación pequeña.
- El núcleo esta diseñado para un ciclo de carga de combustible de 24 meses con
un factor de carga del 87 %.
- La recarga se puede realizar en 17 días.
- Periodo de vida de 60 años.
- Fiabilidad de la planta mayor del 90 %.
El AP600 no fue construido, no obstante sirvió para el posterior desarrollo del AP100
que si se ha implantado.
International Reactor Innovative and Secure (IRIS)
El reactor IRIS (International Reactor Innovative and Secure) es un reactor modular,
integral refrigerado por agua ligera, de 335 MWe de potencia y que cumple con los
requerimientos definidos para los reactores de ultima generación como por ejemplo
resistencia a la proliferación, que sea mas económico y mas fiable.
IRIS esta siendo desarrollado por un equipo internacional con 18 organizaciones de 9
países. Los suministradores de reactores, ingenierías, suministradores, empresas
eléctricas laboratorios y academias están participando. El IRIS se basa en la ya probada
tecnología de reactores de agua ligera.
Las características que definen al IRIS son:
- Ciclo de combustible de 5 años.
- Circuito integrado primario de refrigeración
- Generadores de vapor modulares con tubos helicoidales
- Escudos internos contra la radiación
- Eliminación de iniciadores de accidentes mediante el diseño.
- Intervalo de mantenimiento de cómo mínimo cada 4 años.
El reactor IRIS es un reactor de cuarta generación que actualmente todavía esta en fase
de diseño y por lo tanto no existe ninguna unidad instalada.
Pebble Bed Modular Reactor (PBMR)
El PBMR (Pebble Bed Modular Reactor) es intrínsecamente diferente del reactor
presurizado del agua (PWR), el más común en el mundo hoy. Utiliza el helio (un gas)
para refrescar el núcleo del reactor y para conducir las turbinas. El combustible se basa
en una capa de cerámica de partículas de dióxido de uranio enriquecidas muy pequeñas
(partículas revestidas del carburo del silicio de diámetro de menos de 1 milímetro)
encajadas en una matriz del grafito. Teóricamente este combustible no sufre ningún
daño hasta 1 600 grados de C y no se derrite por debajo de 3.500 grados de C.
El PBMR es un diseño que, si el tamaño se mantiene debajo de cierto margen (cerca de
100 MW), podría ocurrir que no se excediese la temperatura a la cual se dañaría del
combustible y no se produjese emisión radiactiva, incluso sin refrigeración externa, al
haber un fallo en el núcleo. La planta por lo tanto se considera intrínsecamente segura.
Esto limita el tamaño de la planta pero evita la necesidad de los sistemas altamente
fiables, diversos y redundantes de seguridad que se utilizan para asegurar seguridad
adecuada en diseños actuales del reactor.
Se ha propuesto que el reactor se construya sin contención secundaria, ya que es
complicado que un reactor de 100 MW sea rentable si se requiriese contención
secundaria, con lo que en caso de fallo se produciría una gran contaminación radiactiva.
Actualmente no existe ningún reactor de este tipo en el mundo.
BWR 90
El diseño del BWR 90 empezó en 1986 e incluye algunas mejoras respecto al diseño
del BWR 75. En este modelo se empezaron a plasmar ideas sobre un nuevo tipo de
sistema de seguridad que sería la base para los reactores de última generación.
Se han introdujeron cambios respecto al BWR 75 en:
• Reducción de los costes de construcción;
• Mejorar la operatividad y el factor de carga;
• Reducir las dosis de radiación en el personal;
• Mejorar la seguridad de la planta.
La planta esta diseñada para dar aproximadamente 1350 MW. Está también diseñada
para 40 años de operación y con unos componentes principales diseñados para 60 años.
Se espera que la fiabilidad durante 40 años de operación sea mayor del 90 %. El tiempo
de recarga de combustible se estima en 20 días al año. El BWR 90 esta diseñado para
ser construido mas rápidamente que las BWR 75 cuyo plazo mínimo de construcción
era de 50 meses.
Todo el diseño, la construcción y la operación se basa en la experiencia acumulada de
los BWR 75, y se ha aumentado la facilidad de reemplazar los componentes de la planta
durante su vida.
Se espera que las simplificaciones introducidas es la planta reduzcan el costo del
mantenimiento de forma considerable.
El sistema de seguridad se basa en una mezcla de redundancia y diversificación. Los
sistemas de seguridad están divididos en 4 subsistemas completamente independientes
para conseguir la redundancia deseada .Un ejemplo de la diversificación es la
posibilidad de introducir las barras de control dentro del núcleo mediante un sistema
hidráulico o mediante motores eléctricos.
Se ha reducido la posibilidad de un accidente medioambiental debido a la fusión del
núcleo. La principal estrategia para disminuir un accidente en la BWR90 es la de
diseñar un edificio de contención muy robusto de forma que sea un medio eficaz ante
un posible accidente. También existe un sistema que despresuriza la vasija del reactor
después de un accidente para evitar una posible fusión del núcleo. También se utiliza un
pozo seco relleno de agua en la base de la vasija para minimizar la que se funda la base
de la vasija debido al material fundido del núcleo, por lo que también es un medio para
refrigerar el material del núcleo después de haberse fundido éste.
Un sistema spray en el edificio de contención llenaría parcialmente con agua la
contención para refrigerar al núcleo y llevarlo a un estado de seguridad después de un
accidente grave. Después la contención debe ser ventilada para aliviar la presión de los
gases no condensables, filtrando estos gases hasta el límite que no escape un nivel
determinado de material radiactivo y los efectos de una contaminación medioambiental
sean evitados.
El riesgo de daño del núcleo se ha evaluado mediante métodos probabilísticos y es
menor de lo requerido por todos los organismos competentes, por lo que existe un
considerable margen para el conseguir los objetivos para los que se ha diseñado.
Este reactor se tuvo en cuenta para ser el tercer reactor de Olkiluoto (Finlandia) antes de
ser suspendido su desarrollo.
System 80+ Development
El diseño del sistema del reactor System 80+ incorpora mejoras que han sido
desarrolladas de las lecciones aprendidas durante miles de horas de funcionamiento
El diseño consigue todos los objetivos de simplicidad, mejora de fiabilidad, mejoras de
sistemas de prevención de accidentes y de mitigación de los mismos, mejoras desde el
punto de vista económico y en cuanto a la facilidad de operación. Este reactor ha sido
diseñado basándose en el las centrales construidas en los años 80.
Este diseño contiene unos nuevos y mejorados secadores de vapor e incrementa
notablemente la transferencia de calor conseguida, mejoras en los generadores de vapor
etc. En cuanto a la seguridad se ha hecho mucho énfasis en la mejore de los sistemas de
seguridad del System 80+, se han ampliado los márgenes y se ha conseguido mejorar el
porcentaje de posibilidad de salir airoso de algún accidente.
Algunos cambios incluidos son:
• Un sistema de inyección de seguridad que aumenta la capacidad de inyección de
alta presión y que puede mantener durante mucho tiempo el caudal a pesar de
cualquier fuga o rotura de tubería.
• Un sistema especial de refrigeración de seguridad con un sistema de alta presión
que minimiza la pérdida del sistema de refrigeración.
• Un sistema de spray en la contención, que aumenta la capacidad de eliminación
del calor después de un accidente de forma que disminuye la presión y la
temperatura en la zona de contención.
• Un sistema de gran capacidad de extracción de gases, que elimina dichos gases
no condensables y provoca la disminución de la presión en el sistema de
refrigeración del reactor.
Estos sistemas de seguridad son esencialmente mejoras de los sistemas que ya existían
en el modelo System 80. Adicionalmente el System 80+ incorpora sistema enteros
dedicados a la seguridad, que cumplen con los requisitos de licenciamiento y aumenta
los márgenes de seguridad.
El System 80+ se diseñó específicamente debido al accidente ocurrido en Three Mile
Island. La estructura de la contención es unan esfera de acero que esta contenida en un
edificio cilíndrico. Esta estructura de la contención esta diseñada especialmente para
minimizar las consecuencias de daño del núcleo. Esta doble contención reduce la
posibilidad de emitir residuos radiactivos al exterior, reteniéndolos dentro del edificio
de contención.
El tamaño y el diseño de la contención aumenta la mezcla, la disolución y el control del
hidrogeno de forma que al haber un accidente y liberarse este gas, se prevenga la
posibilidad de de detonación que pudiese poner en peligro la integridad de la
contención.
La forma de la cavidad donde se sitúa la vasija esta diseñada de tal forma que en caso de
que se derrita el núcleo, este se recogería en la cavidad inferior y eso evita la posibilidad
de fallo de la contención.
En cuanto a la operación y mantenimiento el diseño del System 80+ es mas económico
debido a las siguientes mejoras:
• uso más avanzado del ciclo del combustible;
• aumentando la redundancia y la flexibilidad, por ejemplo utilizando mas la
corriente alterna para los sistemas auxiliares.
• utilización de materiales avanzados y nuevas técnicas de fabricación que
aumenta la vida de los componentes y provoca que se relaje la vigilancia en
cuanto a las inspecciones y las pruebas.
• selección de componentes de gran fiabilidad, demostrada después de un uso
intensivo en la industria de las centrales nucleares.
• Uso de sistemas digitales de de control de planta que tiene una mayor fiabilidad
y disponibilidad
El diseño del System 80+ incluye otros aspectos para reducir los costes de operación y
mantenimiento, simplificar operaciones y reducir el mantenimiento. La utilización de
sistemas de auto-diagnostico, controles avanzados, alarmas y displays y sistemas y
procedimientos de recarga de combustible que minimizan el numero de días necesarios
para llevarla a cabo son algunos ejemplos.
El System 80+ al final no se vendió, no obstante 8 reactores Coreanos de los años 80
tenían características muy parecidas a los del System 80+.
El desarrollo del System 80+ continúa en cooperación con la Korea Electric Power
Corporation (KEPCO) y se trabaja para conseguir una nueva generación de reactores
Coreanos.
EPR
El European Pressurized Reactor (EPR) es un reactor nuclear de tercera generación del
tipo “pressurized water reactor” (PWR). Es un reactor que ha sido diseñado y
desarrollado principalmente por Framatome (Areva) y Electricité de France (EDF) en
Francia.
El principal objetivo del diseño del EPR es mejorar la seguridad y al mismo tiempo
obtener un reactor que sea competitivo a través de mejoras que han evolucionado desde
los anteriores PWR La potencia total suministrada por este reactor es de 1600 MWe y
puede utilizar un oxido de uranio enriquecido o una mezcla de oxido de plutonio y
uranio como combustible.
El diseño del EPR tienes varios sistemas tanto activo como pasivos para protección
frente a accidentes:
• Cuatro sistemas independientes de refrigeración de emergencia, siendo cada uno
capaz de enfriar el reactor en caso de emergencia.
• Un contenedor estanco alrededor del reactor..
• Un contenedor extra y un área de enfriamiento por si un algo del núcleo fundido
intenta salir del reactor.
• Dos capas de pared con un espesor total de 2,6 metros diseñado para resistir el
impacto de un avión.
El reactor EPR es un reactor flexible, por ejemplo es bastante diferente al reactor de
Chernobil que tenia un núcleo de grafito y un sistema constructivo muy complejo en el
que era muy fácil hacer la recarga a costa del edificio de contención robusto.
Planta piloto:
La central Olkiluoto 3 en Finlandia, que está inicialmente prevista su entrada en
operaciones en 2009 será el primer reactor EPR que se construya. Oficialmente el coste
de esta central pedida por el operador finlandés es del orden de 3 billones americanos
de euros.
En mayo del 2006 se anuncio un retraso de un año y unos problemas de control de
calidad en la construcción. Los retrasos fueron debidos en parte a la inexperiencia de las
subcontratas en la construcción de centrales nucleares. El retraso produjo un resultado
financiero negativo para Areva y ésta acusó a los finlandeses de que el retraso era culpa
suya debido a los planteamientos llevados a cabo en cuanto a la aprobación de
documentos correspondientes al diseño técnico
En diciembre de 2006 TVO anuncio que la construcción llevaba unos 18 meses de
retraso por lo que el arranque de la central se esperaba que fuese en 2010-2011, y hay
informe que apuntan a que Areva esta preparando un extracoste de € 500 millones por el
retraso.
CANDU Designs
Este es un reactor con un solo circuito primario, de tipo presurizado y que funciona con
agua pesada. Su potencia es de 450 MWe con dos generadores y cuatro bombas en el
circuito de refrigeración. Este reactor utiliza un moderador de agua pesada y todo el
sistema de control de refrigeración y de control de operación es automatizado. El reactor
tiene 232 tubos horizontales presurizados soportados por un tanque que está lleno del
moderador, que es agua pesada.. Sobre el tanque también se apoya todos los equipos de
control de la reactividad y los equipos de seguridad que están insertados entre y a lo
largo de los tubos de presión. El CANDU 3U es de un diseño similar a muchos
reactores CANDU que actualmente están operando en Canadá y en otros países.
HTGR High Temperature Gas Reactor
El HTGR es la única tecnología nuclear que puede proveer el calor de proceso directo
de alta temperatura requerido para los procesos de producción térmica del hidrógeno
El HTGR es la única tecnología de energía nuclear actual que funciona a temperaturas
superiores a 900ºC y por lo tanto adicionalmente se puede aprovechar esa energía
térmica como cogeneración o para cualquier uso no eléctrico tal como producción del
hidrógeno
En el HTGRs se ha preferido la utilización de un gas como el helio en vez del vapor
para generar electricidad. En algunos casos la turbina es funciona directamente con este
gas y en otros casos el Helio calienta el vapor o los gases calientes alternativos tales
como nitrógeno que se encuentran en un cambiador de calor para generar la energía. El
HTGRs es distinto de otros reactores enfriados por gas por las temperaturas más altas
que hay dentro del reactor. Tales temperaturas pueden permitir que el reactor sea
utilizado como fuente de calor industrial además de generar electricidad. Esto aumenta
la conveniencia del HTGR para la producción comercial del hidrógeno. Los defensores
de los diseños de HTGR sostienen que HTGRs tiene una alta seguridad, bajos costos, y
un potencial de proveer energía a mercados más pequeños que LWRs.
FBR (Fast Breeder Reactor)
Las centrales eléctricas rápidas del reactor generador (FBR) pueden generar electricidad
mientras que producen más combustible que consumen. La producción del nuevo
combustible es alcanzada transformando Uranium-238 no-fisible en Plutonium-239
fisible; esto mejora mucho la eficacia con la cual se utilizan los recursos de uranio.
Japón, como el uranio es un recurso escaso, está promoviendo el desarrollo de
reactores generadores rápidos como la fuente principal de la energía atómica para el
futuro.
Los FBRs normalmente utilizan un combustible de óxido de mezcla de hasta un 20% de
dióxido de plutonio (PuO2) y al menos un 80% de dióxido de uranio (UO2). El plutonio
utilizado puede proceder del reprocesamiento civil o de fuentes de desmantelamiento de
armas nucleares.
Rodeando el núcleo del reactor hay una capa de tubos conteniendo uranio-238 no
fisible, el cual al capturar neutrones rápidos de la reacción en el núcleo, se convierte
parcialmente en plutonio 239 fisible (como lo hace parte del uranio en el núcleo), el
cual, entonces, puede ser reprocesado para su uso como combustible nuclear. No hay
ningún regulador como éste que pueda ralentizar los neutrones que escapan del núcleo.
Los primeros FBRs utilizaban combustible metálico, bien fuera uranio altamente
enriquecido o plutonio.
Se acepta generalmente que el FBR plantea un riesgo mayor de proliferación de armas
nucleares que los reactores regulados por agua ligera
Reactor PIUS (Process Inherent Ultimate Safe Reactor)
El reactor Process Inherent Ultimate Safe reactor es un reactor avanzado de agua
presurizadas de 640 MWe diseñado por ABB- Atom of Sweden que se basa en
fenómenos físicos naturales para lograr realizar las funciones de seguridad y de control.
El diseño del PIUS consiste en una tubería vertical, a la que se llama modulo del reactor
que contiene el núcleo y que está sumergida en una piscina con una gran concentración
de boro.
Los elementos de combustible del reactor esta formado por elementos similares a los
elementos de las PWR. La piscina de agua clorada se utiliza para parar el reactor y para
enfriar el núcleo del reactor mediante la circulación natural. Al contrario de muchos
reactores PIUS no utiliza barras de control para controlar la reacción en cadena, esta es
controlada mediante la concentración de boro y mediante la temperatura del agua del
circuito primario. El equipo generador es similar a los típicos utilizados en las plantas
agua ligera presurizada. Una diferencia importante de este diseño es la longitud de la
vasija que es mas grande de lo que suele ser habitual y que contiene tanto el modulo del
reactor como la piscina llena de boro.
3 Coste de la Tecnología Nuclear
3- Coste de la Tecnología Nuclear
3.1 Desglose de costes
Existen varios factores importantes que determinan el coste generado por una central
nuclear. Algunos son intuitivos y otros son menos obvios. Una regla general es que dos
terceras partes del coste sean costes fijos, es decir costes en los que se incurren este o no
la planta en funcionamiento. El principal coste fijo es el pago de los intereses del
préstamo y el pago del capital, pero también el desmantelamiento puede llegar a ser un
coste importante. El coste variable más importante es el coste de mantenimiento,
reparación y de operación, mucho más que el coste del combustible. No obstante las
hipótesis hechas tienen un alto grado de variación debido a que los datos que se tienen
son principalmente de predicciones y suposiciones de costes, por lo tanto el margen
entre los costes fijos y variables puede ser mucho menor.
Las predicciones de costes están afectadas por varios factores, como por ejemplo la
inflación y las fluctuaciones monetarias, que podrían reducir las hipótesis anteriores.
Los costes de la energía nuclear son mas sensibles a las posibles variaciones del coste
de construcción (incluyendo el posible impacto de un retraso en el tiempo de
construcción) y la fiabilidad de la planta. La razón es que la energía nuclear es una
tecnología de capital intensivo y por tanto su rentabilidad depende de mantener los
costes bajos y de utilizar de forma eficaz sus ventajas.
Los porcentajes de costes de una planta nuclear son aproximadamente los siguientes:
3.1.1 Costes de construcción y tiempo de construcción
Existe un gran debate sobre el coste de construcción y sobre las predicciones realizadas
respecto a este coste, ya que hay varios factores que provocan controversia respecto a
este coste:
Datos poco fiables
Se deben tratar los datos sobre las predicciones de este coste de forma escéptica, ya que
el indicador más fiable respecto a costes futuros son los costes pasados. A las empresas
no se les obliga a publicar de forma apropiada los costes de construcción y obviamente
siempre presentan sus costes desde un punto de vista favorable.
Aunque los costes fueran fiables también existiría la discusión sobre por qué los costes
son tan altos. Se puede, por ejemplo, justificar que al ser la primera central los costes
son mucho más altos de lo normal. Tampoco sirven de mucho los precios dados por las
empresas que han realizado ofertas de equipos ya que este coste sólo representa una
pequeña parte del coste fijo (la ingeniería civil normalmente es más cara). Además los
precios ofertados es probable que contengan cláusulas de precios escalonados de tal
forma que el precio final sea mucho más alto que el que dice la oferta.
Los costes propuestos por las instituciones u organismos implicados en esta tecnología,
deben ser tomados escépticamente. Los costes propuestos por agencias internacionales
como por ejemplo la Nuclear Energy Agency están basados en costes indicativos, no en
costes reales. Normalmente estos costes están propuestos por los gobiernos, que tienen
sus razones para modificar a la baja los costes y, por lo tanto, no son costes basados en
la experiencia.
Los costes de capital normalmente son los mayores costes de la central nuclear, por lo
que al estar en relación directa con el coste de construcción, estos costes son
importantes a la hora de determinar el coste de la central.
Normalmente los costes de construcción incluyen el coste de la primera carga de
combustible, pero no incluyen los intereses en los que se incurren durante el período de
construcción. Para permitir la comparación entre reactores con diferente potencia se
utiliza el coste por kW.
Al predecir los costes de construcción se suelen subestimar estos costes, y se toman
consideraciones como la economía de escala, la mejora de la tecnología etc , pero aun
así los costes reales de construcción no son mucho menores que en el pasado y tienden a
crecer con el tiempo.
Por otra parte existen variaciones dependiendo de la mano de obra local y del coste de
materiales y equipos concretos.
Dificultad de predecir los costes
Varios factores afectan a la predicción de los costes:
Primero, las centrales nucleares necesitan mucha ingeniería de planta, con lo que es
difícil manejar y controlar los costes derivados, que suelen ser los costes de
construcción que acarrean más gasto.
Para ciertas plantas es posible tener un precio cerrado en el que el vendedor garantiza
que el precio no subirá de un determinado nivel, pero estos contratos sólo son posibles
cuando el comprador controla todos los aspectos de los costes de construcción. Para
plantas, como por ejemplo ciclos combinados, se suelen vender a precio cerrado, porque
la mayor parte de la planta la realiza el vendedor en su factoría y esta controlada por él.
Por lo tanto ningún vendedor de plantas nucleares está dispuesto a dar un precio cerrado
por su planta. Determinados equipos importantes se pueden comprar a precio cerrado
pero significan una parte muy pequeña del coste.
Además se plantea la duda de quien debería pagar la modificación de un diseño si
hubiese un contrato cerrado y por cualquier razón el regulador por razones de seguridad
lo hiciese cambiar.
Segundo, los costes derivados de un cambio de diseño tienen que ser tenidos en cuenta,
(por ejemplo, si el regulador provoca cambios en el diseño porque no le parece lo
bastante seguro). Por ello actualmente los constructores de nucleares pretenden tener la
aprobación del regulador antes de empezar la construcción de la planta.
Aprendizaje y mejoras tecnológicas
Normalmente se espera que cuanto más se desarrolle una tecnología será más barata que
la tecnología anterior, no obstante a pesar del avance que ha experimentado la
tecnología de las centrales nucleares los costes no han disminuido. Las razones son una
incógnita pero el aumento de los requerimientos del regulador y el poco éxito de las
medidas de disminución de costes en generaciones anteriores de reactores son unas de
ellas.
Al haber pocos pedidos de reactores es difícil de saber a partir de que nivel los precios
se estabilizan debido a que se supone que al haber más pedidos el precio bajará, pero es
difícil de estimar cuanto se reducirán los costes.
Los beneficios obtenidos por el aprendizaje pueden ser menores de los que se estiman
debido a que, en primer lugar al ser el tiempo de construcción mas largo, a causa de
posibles demoras debido a la introducción de cambios en el diseño y debido a la menor
economía de escala de los equipos de estas centrales el período de aprendizaje es mayor
que cualquier otra tecnología.
Para poder considerar una disminución en el coste debido a la experiencia en la
construcción de una determinada tecnología esa tecnología debe estar disponible en
gran cantidad y que el mercado en el que opera dicha tecnología sea continuo.
Como en el caso de la tecnología nuclear esto no es completamente cierto los
beneficios obtenidos debido a la experiencia no se pueden aplicar de forma directa esta
tecnología.
Los problemas por los que la experiencia no aporta mucho a la reducción de costes de
la nuclear son los siguientes:
-Los equipos de las nucleares si se pueden someter a las curvas de aprendizaje, pero las
centrales han sido y son sometidas a difíciles procesos regulatorios y políticos, que han
interferido en el proceso de reducción de costes que se produce en la parte técnica.
-El desarrollo de la tecnología nuclear no ha sido continuo y ha habido grandes cambios
de tecnología. La mayor parte de la nuclear en la zona OECD fue instalada en los años
70 y solo un 20% de los 80 en adelante.
-Los efectos del aprendizaje se notan menos en tecnologías grandes y complejas como
la nuclear que en tecnologías más pequeñas como las renovables.
- Además, la retroalimentación obtenida por la experiencia operativa en las nucleares es
menor que en las renovables por cuatro razones:
-La tecnología nuclear es una tecnología madura y tiene menos recorrido en
cuanto a desarrollo que una tecnología renovable.
-El largo tiempo de construcción e instalación provoca que la realimentación en
cuanto a la operación sea menor.
-El hecho que la nuclear necesite una licencia especial que no se obtiene
rápidamente, significa que las mejoras aprendidas en la operación de la central tenga
que implementarse en la siguiente generación.
-La menor economía de escala en la que los componentes son grandes y la
producción es pequeña, frente a las tecnologías renovables de las que se pueden
construir muchas mas unidades.
Como durante los últimos veinte años los pedidos de centrales nucleares han sido
escasos, las empresas constructoras de centrales como Areva y Westinghouse han
cerrado sus propias líneas de producción de grandes equipos, por lo que la construcción
de estos equipos debería encargarse a empresas muy especializadas con el aumento de
coste que esto conlleva.
Tiempo de construcción
El tiempo de construcción no aumenta de forma directa el coste de construcción pero
tiende a aumentar los gastos durante el período de construcción y siempre es un reflejo
de ciertos problemas que se traducen en un coste superior al esperado.
En un mercado competitivo como el español el aumento del periodo de construcción
supone un problema porque aumentan las posibilidades de que las circunstancias
cambien y que la central no sea rentable incluso antes de iniciar su producción.
Normalmente el tiempo desde que se toma la decisión de invertir en una planta nuclear
hasta que ésta entra en operación es muy superior al tiempo de construcción, ya que hay
que tener en cuenta en tiempo necesario para trámites administrativos. El coste asociado
a estas etapas previas a la construcción suele ser muy pequeño, a no ser que sea una
central “first of a kind”, es decir, centrales en las que se tiene que realizar toda la
costosa ingeniería básica previa, por lo que los posibles cambios en el diseño de la
central realizados para conseguir la aprobación del regulador pueden ser excesivos.
Por lo tanto, un aumento del período de construcción puede hacer que los gastos
aumenten debido a los posibles riesgos que pueden aparecer en dicho período.
Como consecuencia lo que se tiende a hacer es maximizar el tiempo y esfuerzo
dedicado a planificar y a obtener la aprobación del organismo responsable de la
seguridad.
Según la universidad de Chicago los pagos de los intereses pueden ser como mucho de
un 30% de los gastos totales. Esto aumenta hasta un 40% si se aplica a un tiempo de
construcción de 7 años en vez de en 5 años, por lo que queda patente lo importante que
es terminar la central dentro de los plazos establecidos. La industria nuclear cree que es
posible reducir el tiempo de construcción a unos 4 años. Además, cuando los inversores
añaden una prima de riesgo a los intereses, la carga financiera puede ser muy grande.
3.1.2 Factor de carga (output rating)
El factor de carga de la central determina cuantos kWh puede producir dicha central.
Por diversos problemas las plantas pueden no ser capaces de alcanzar el factor de carga
para el que han sido diseñadas, no obstante nada indica que los actuales diseños no
puedan llegar a dar su factor de carga especificado.
La indisponibilidad de las centrales nucleares es muy baja, normalmente funcionan las
24 horas al día y solo dejan de producir durante el período de recarga de combustible,
que suele ser cada 12 o cada 24 meses.
3.1.3 Coste de capital
Es uno de los costes importantes de la central. Este coste depende mucho del riesgo país
en donde se construya la central, del credit-rating de la propia empresa y de si el país
dispone de un modelo de mercado eléctrico o por el contrario se encuentra en un
monopolio.
No existe una fórmula exacta sobre qué coste del capital es aplicable a cada inversión.
Cuando no existía mercado y había un monopolio o un sistema en el que se recuperaban
totalmente los costes de la inversión a través de la tarifa a los consumidores, el riesgo
era mucho menor para los acreedores del capital porque eran los consumidores los que
absorbían el riesgo de la inversión. En el caso de no ser un mercado, el coste de la
inversión o lo que es lo mismo, el interés del capital varía entre el 5 y el 8%.
En un sistema basado en un mercado eléctrico el riesgo lo tienen las empresas
eléctricas, no los consumidores debido a que las empresas no reciben un ingreso seguro
que les permita recuperar la inversión, sino que tienen que recobrar la inversión a través
de un mercado competitivo. En este caso el riesgo de la inversión es mucho mayor que
en el caso de un mercado regulado, por lo que el coste del capital asociado a la
inversión puede ser del orden de un 15%.
Si existiesen ciertas garantías de recobrar la inversión, por ejemplo, mediante un precio
mínimo, el coste del capital sería inferior.
Según la OECD-NEA (2000) para reducir los costes de capital existen unos pasos
específicos de forma que se alcance unos costes de 1000-1400 $/kW de potencia
instalada. Las áreas donde se pueden reducir los costes son:
-Reactores de gran potencia como medio de conseguir una economía de escala.
-Construcción de varios reactores en un mismo sitio.
-Estandarizar los reactores y construirlos en serie.
-“Learning by doing”
-Simplificar los diseños, mediante sistemas pasivos de seguridad.
-Que el proceso de licenciamiento sea predecible y se eviten costes inesperados.
Variación de los costes de capital
Los costes estimados de construcción de una central nuclear “overnight” varían mucho
dependiendo de si se ha considerado costes del tipo “First of a kind”, “learning by
doing” o de si se construyen dos o mas reactores al mismo tiempo en el mismo
emplazamiento.
El 80% de los costes “overnight” son costes derivados de la construcción, de los cuales
el 70% son directos y el otro 30% son indirectos (supervisión etc). El otro 20% son
costes de contingencias y costes del propietario. Además los costes “First of a kind” son
costes fijos de un determinado reactor y que pueden valorarse sobre unos 300-600
millones de dólares. Es importante determinar donde se van a añadir esos costes.
Si un agente que está construyendo varios reactores quiere considerar dichos costes
“first of a kind” en el primer reactor en vez de repartir dicho coste entre todos los
reactores el coste “overnight” del primer reactor puede aumentar en un 35%.
3.1.4 Costes de operación
Para una tecnología intensiva de capital como es la nuclear, es muy importante vender
la máxima energía posible para poder pagar así los grandes costes fijos, además
físicamente las centrales nucleares no admiten realizar modificaciones frecuentes en su
carga, es decir no pueden estar parando y arrancando constantemente, por eso son
centrales que se utilizan de base, es decir, se mantienen en funcionamiento el máximo
tiempo posible. Una buena medida de la fiabilidad es el factor de carga, este factor mide
la cantidad de energía producida en un periodo de tiempo respecto a la hubiese
producido si hubiese estado funcionando de forma ininterrumpida. El período de tiempo
suele ser un año.
Los factores de carga reales suelen ser inferiores a los que se predijeron en su momento
(entre el 85% y el 95%) aunque han ido aumentando con el tiempo. Esto ha hecho que
las empresas hayan perdido mucho dinero y si además han sido por fallos de equipos
hay que añadirle los gastos por reparación.
En un mercado eléctrico el no poder cumplir con la entrega de la energía casada, supone
tener que adquirirla a otro agente en otro mercado de más corto plazo (intradiario o en
tiempo real) a un precio superior.
Muy pocas centrales nucleares tienen un factor de carga superior al 90% por lo que es
muy difícil de considerar un factor semejante para la nueva generación de centrales
debido a la experiencia obtenida hasta ahora.
3.1.5 Costes de mantenimiento y otros
En la gran mayoría de los estudios sobre costes de nucleares el coste de mantenimiento
suele ser muy inferior a cualquier otro coste. Aun así, el coste de mantenimiento es
bastante grande. Se ha intentado reducir este coste , pero aunque se suele decir que se ha
conseguido hay que tener en cuenta la reducción de costes se ha conseguido
principalmente por el aumento de la fiabilidad más que por la disminución de costes en
si y varía muy poco respecto a la energía producida.
Muchos costes de mantenimiento son costes fijos como por ejemplo el coste del
personal, y varían poco dependiendo de la energía producida. El coste medio de
mantenimiento de las 8 centrales nucleares británicas, incluyendo el fuel (reprocesado
incluido) varió entre 1,65 y 1,9 p/kWh (aproximadamente 2,5-2,8 c€/kWh) desde el
1997 hasta el 2004.
3.1.6 Coste del combustible
Los costes del combustible han caído desde que el precio del uranio bajó a mediados de
los 70, no obstante en los últimos años el precio del uranio ha empezado a aumentar.
El coste de combustible es una pequeña parte de los costes de la central nuclear ya que
el numero de suministradores de uranio es suficientemente amplio.
La cuestión del combustible gastado es difícil de evaluar. El reprocesado es un sistema
caro y salvo que se disponga de un lugar donde almacenar el plutonio, no constituye una
solución viable. El reprocesado no disminuye la cantidad de radiactividad y además es
más contaminante ya que tiene que pasar por otros procesos y mas maquinas y sistemas
quedan contaminados.
El coste del tratamiento permanente de residuos de alta radiactividad es muy difícil de
evaluar ya que todavía no se ha construido ninguna instalación de este tipo y el margen
de error de una posible predicción de costes sería muy amplio. No obstante actualmente
la empresa nacional de residuos (Enresa) recibe unos 120 millones de euros para el
tratamiento y almacenamiento de residuos de forma temporal.
Como se puede observar, las reservas de uranio están muy repartidas, lo que disminuye
la posibilidad de que algún agente intente fijar un precio en el mercado, favoreciendo
así la competencia y una disminución de los precios.
3.1.7 Tiempo de vida
Una de las grandes diferencias entre la nueva generación de reactores respecto a las
antiguas centrales nucleares es que están diseñadas para un ciclo de vida útil de unos 60
años, que es muy superior a los 30-40 años para los que estaban diseñadas previamente.
Se podría pensar que para una tecnología donde priman los costes fijos, el aumento
considerable del ciclo de vida haría que los costes fijos disminuyesen radicalmente.
Realmente esto no es así, pues los prestamos tienen que pagarse en unos plazos muy
inferiores, es del orden de unos 20 años y para un cálculo de costes utilizando el método
de flujo descontado los costes y los beneficios más allá de 15 años tienen poco peso.
No obstante no se debe asumir que una vez que los costes de capital hayan sido pagados
el precio de la electricidad sea muy barato, debido a que hay que reemplazar equipos y
sistemas para mantener los niveles de seguridad
3.1.8 Costes de desmantelamiento y provisiones
Estos costes son difíciles de estimar debido a que hay muy poca experiencia respecto al
coste de desmantelamiento y de eliminación de residuos, sobre todo de larga duración.
El problema surge cuando se subestiman inicialmente estos costes o cuando la empresa
quiebra antes de que la central cumpla su ciclo de vida.
Los costes de desmantelamiento se producen mucho tiempo más tarde de la
inauguración de la central, este periodo puede ser del orden de 40 a 60 años o incluso
más.
Las decisiones respecto a la inversión en nueva capacidad son relativamente insensibles
a los costes de desmantelamiento. Los costes de tratamiento de residuos son superiores
a los costes de desmantelamiento.
En la actualidad es difícil estimar los costes del tratamiento de residuos no obstante
estos deberían aumentar de forma considerable para influir en los costes totales. Por lo
que aunque los residuos sean determinantes políticamente, no lo son desde el punto de
vista económico.
3.1.9 Seguros y responsabilidad.
Este es un tema muy controvertido porque la responsabilidad de los dueños de las
plantas es muy pequeña comparado con el coste de un accidente.
Según el tratado de Viena de 1963 y corregido en 1997 la responsabilidad de una
empresa se limita a 300 millones de dólares aunque es posible que se aumente después
de las convenciones de Paris y de Bruselas.
El coste de Chernobil fue del orden de cientos de billones de libras, por lo que un
seguro comercial de esta categoría probablemente no exista y aunque lo haya,
seguramente no sea muy creíble, porque un accidente grande provocaría la bancarrota
de la empresa aseguradora.
Se ha propuesto la creación de unos bonos de catástrofes de forma que sea creíble la
cobertura financiera frente a coste debido a algún accidente. Es un bono de alta
rentabilidad, un bono asegurado que contiene una provisión que produce interés y/o que
los pagos principales sean retrasados o perdidos en el caso de perdida debido a una
catástrofe como por ejemplo un terremoto. Si este es un camino es viable o no para
asegurarse frente a un accidente de una central nuclear es difícil de determinar hasta que
no haya propuestas concretas.
EE UU, país pionero en el uso de la energía nuclear para generar electricidad, hubo de
promulgar la ley Price-Anderson de responsabilidad civil limitada en los años 50 para
que empezara a funcionar su primera planta nuclear
La citada ley limitaba los costes en concepto de posibles daños a terceros que los
propietarios de una central deberían pagar en caso de accidente. Aquellos daños no
cubiertos por este límite serían sufragados por el Estado.
En la actualidad todos los países del mundo con centrales nucleares tienen leyes
similares a la citada para que las cuotas que pagan las centrales nucleares en concepto
del riesgo nuclear tengan un coste admisible para ellas. Por ejemplo en España este
límite asciende a 150 millones de euros y en Suecia a unos 347 millones de euros. En
España funciona además un consorcio creado por las nucleares para hacer frente a un
hipotético accidente nuclear.
Dado que los costes del accidente máximo que se ha producido, el de Chernobil, se
evaluaron en unos 126.000 millones de euros por fuentes independientes (21 billones de
las antiguas pesetas), la cuota anual satisfecha por las centrales nucleares en concepto de
seguros debería ser, al menos, unas 840 veces superior en el caso de las centrales
españolas y unas 400 veces en el caso de las centrales suecas.
En España la cobertura de riesgos nucleares se ha establecido a través de los siguientes
decretos:
- Decreto 2177/67 de 22 de julio, por el que se aprueba el Reglamento sobre Cobertura
de Riesgos Nucleares (BOE 18/09/1967), modificado por el Decreto 742/68 de 28 de
marzo (BOE 20/04/1968).
- Decreto 2864/68 de 7 de noviembre, sobre Señalamiento de la Cobertura Exigible en
materia de Responsabilidad Civil por Riesgos Nucleares, y que afecta al artículo 57 de
la Ley sobre Energía Nuclear (BOE 25/11/1968).
Estos reglamentos tienen la finalidad de establecer la cobertura necesaria para garantizar
la responsabilidad por daños nucleares de una instalación nuclear o del transporte de
sustancias nucleares. No obstante, el nuevo Reglamento de Instalaciones Nucleares y
Radiactivas aprobado por Real Decreto 1836/99 en su artículo 9 indica que las
instalaciones de 2ª y 3ª categoría no necesitarán constituir la cobertura de riesgos a que
se refiere el artículo 57 de la Ley sobre Energía Nuclear.
Artículo 57:
“En el caso de instalaciones nucleares, la cobertura exigible, de acuerdo con el artículo
55 de la presente Ley, será de 25.000 millones de pesetas. No obstante, el Ministerio de
Industria y Energía podrá imponer otro límite, no inferior a 1.000 millones de pesetas,
cuando se trate de transportes de sustancias nucleares o de cualquier otra actividad, cuyo
riesgo, a juicio del Consejo de Seguridad Nuclear, no requiera una cobertura superior.
Estas cifras serán elevadas por el Gobierno, a propuesta del Ministerio de Industria y
Energía, cuando los compromisos internacionales aceptados por el Estado español lo
hagan necesario o cuando el transcurso del tiempo o la variación del índice de precios al
consumo lo impongan para mantener el mismo nivel de cobertura.
Cuando se trate de buques nucleares la garantía mínima exigible será fijada por decreto,
teniendo en cuenta los convenios internacionales ratificados por España.
Para las instalaciones radiactivas, la cobertura mínima exigida será fijada en el
Reglamento de esta Ley.”
En el artículo 55 se indica la obligatoriedad de contratar un seguro a todas las
instalaciones relacionadas con materiales radioactivos.
Artículo 55:
“Todo explotador de una instalación nuclear o de cualquier otra instalación que
produzca o trabaje con materiales radiactivos o cuente con dispositivos que puedan
producir radiaciones ionizantes para desarrollar cualquier actividad de tipo nuclear,
además de obtener la previa autorización, deberá establecer una cobertura de los riesgos
que puedan producirse en relación con la responsabilidad derivada de los accidentes
nucleares.”
El Convenio de París de 29 de julio de 1960 acerca de la responsabilidad civil en
materia de energía nuclear, celebrado bajo los auspicios de la Agencia de Energía
Nuclear de la OCDE, determina las condiciones en que se desarrolla la responsabilidad
civil del operador nuclear y las normas de indemnización de las víctimas en caso de
accidente. Junto con el Convenio complementario de Bruselas de 1963, constituye la
base del régimen de responsabilidad civil vigente en los Estados miembros de la Unión
Europea, con la excepción de Austria, Irlanda y Luxemburgo.
El nuevo Protocolo permitirá aumentar la indemnización de las víctimas en caso de
accidente nuclear y ampliar el ámbito de aplicación del Convenio de París.
El 11 de julio de 2003, en Bruselas, la Comisión aprueba la ampliación de la cobertura
internacional del riesgo atómico.
Ampliación de la cobertura del riesgo nuclear:
Las nuevas preocupaciones suscitadas, entre otros factores, por el accidente de
Chernobil, han llevado a las partes contratantes del Convenio de París a modernizar en
profundidad el régimen de responsabilidad civil nuclear con el fin de garantizar una
mejor cobertura del riesgo nuclear.
El Protocolo del Convenio de París lleva cabo, en este contexto, una ampliación del
concepto de daño nuclear con el fin de cubrir los daños causados al medio ambiente, los
daños no materiales y el coste de las medidas de salvaguarda.
Por otro lado, el Protocolo amplía el ámbito de aplicación geográfica del Convenio con
el fin de permitir la indemnización de las víctimas en un gran número de Estados no
contratantes del Convenio. Esta medida permitirá que terceros países, tales como
Irlanda y Luxemburgo, puedan acogerse a la cobertura del Convenio sin ser parte de él.
El Protocolo prevé un aumento significativo de los recursos de indemnización
disponibles con el fin de cubrir los daños en toda su amplitud. La cuantía
correspondiente a la responsabilidad que recae sobre el operador nuclear aumentará de
15 millones de derechos especiales de giro (unos 21 millones de euros, a 1 de enero de
2002) a 700 millones de euros como mínimo. El operador deberá mantener un seguro o
garantía financiera por dicha cuantía. De forma paralela, las cantidades destinadas a la
reparación complementaria previstas por el Convenio de Bruselas serán aumentadas
hasta alcanzar un tope de indemnización de 1.500 millones de euros.
3.1.10 Análisis de Estudios sobre el Coste de la Energía Nuclear
Todos los costes mencionados anteriormente han sido estudiados y detallados
sistemáticamente en diversos estudios. De entre estos estudios se pueden destacar los
siguientes:
MIT
El MIT hace un estudio comparativo muy detallado sobre los costes de una central
nuclear frente a un ciclo combinado. Una de las hipótesis mas destacadas de este
documento es la reducción de un 25% de los costes de operación respecto a las centrales
actuales debido a la presión ejercida por un mercado competitivo. Respecto a los costes
de construcción este estudio asume que el coste asumido es inferior al que incurrieron
las plantas americanas más recientes.
En cuanto el factor de carga considera entre el 85% en el caso más alto y el 75% en el
caso mas bajo. El coste de desmantelamiento no está especificado.
El análisis de sensibilidad lo realiza sobre el factor de carga y sobre el ciclo de vida de
la central. El primero hace variar entre un 10 y un 15% los costes totales mientras que el
segundo sólo lo hace variar un 5%. En todos los casos el ciclo combinado es un 45%
más barato y una central de carbón un 35% mas barato. Incluso reduciendo los costes
de construcción en un 25% el plazo de construcción un año y el coste de capital a un
10% la nuclear sigue siendo más cara.
Este estudio fija los costes “overnight” a 2000 dólares por kW en el caso base (1500 en
el análisis de sensibilidad) que está basado en la experiencia de las nuevas centrales
construidas en Asia. El ciclo combinado tiene un coste de base de 500 dólares por kW y
la central de carbón un coste de 1300 dólares.
Asumiendo un 50% entre equity y deuda, el equity requiere una tasa de retorno del 15%
y la deuda de un 8%. Para el ciclo es de 12% y 8% respectivamente. El ciclo de vida de
la central es de unos 40 años.
Considerando 40 años de vida y un 85% de factor de carga el coste total es de 6,7 cent.
por kW comparado con los 3,8 (o 4,1 según el escenario del gas) o con los 4,2 de la
planta de carbón.
Solo si el coste de construcción de la central se reduce a 1500 dólares por kW y el
período de construcción se reduce a 4 años y bajo el mismo porcentaje de equity, la
nuclear es competitiva (asumiendo también precios de gas más altos)
University of Chicago
Es un estudio es el que se hace una revisión de los costes estimados por otros estudios
pero sin aportar nuevas estimaciones de los mismos. Calcula el coste de la electricidad
para tres tipos de plantas diferentes de 1000 MW, siendo una el caso más caro, otra el
caso intermedio considerando los costes “First of a kind” y el caso mas barato en el que
se consideran que estos últimos costes ya están pagados. Este estudio ilustra que incluso
con unos costes de construcción muy bajos la tasa de descuento tiene una fuerte
influencia en los costes totales.
Este es un estudio que estima la competitividad de la energía nuclear y las compara con
alternativas como el carbón y el gas natural.
Se hace un pequeño modelo financiero y sugiere como se pueden recobrar los costes
“First of a kind”. También indica que mediante el learning by doing se pueden recortar
los costes en un 3% anual.
El estudio considera unos costes “overnight” de 1200 dólares por kW, 1500 dólares por
kW y de 1800 dólares por kW para cada uno de los casos. Se consideran los costes de
las plantas de carbón de unos 1189 a 1339 dólares por kW y los de los ciclos
combinados del orden de 590 dólares por kW. El tiempo de construcción es de cinco a
siete años y el coste de capital es del 10% de la deuda y del 15% en el equity.
Según este estudio, sin una política de subvenciones el coste de la primera nuclear
podría ser entre 47 y 71 dólares por MWh, mientras que el el coste de un ciclo o una
térmica de carbón se situaría en un rango de unos 33-45 dólares por MWh. Aun así para
la cuarta o quinta central, sin costes “First of a kind” y asumiendo un 3% de reducción
por “learning by doing” y con un periodo de construcción de 5 años y sin el 3% de risk
Premium el coste seria del orden de 34-36 dólares por MWh, es decir, que sería
competitiva con el gas y el carbón.
Royal Academy of Engineering
Este estudio realizado por la Real Academia de Ingeniería compara varias tecnologías
de generación y llega a la conclusión que el coste de la energía producida por la
tecnología nuclear es similar al coste de la energía producida por una un ciclo
combinado y entre un 10 y un 30% más barato que una central de carbón. Y un tercio
más barato que las energías renovables. Se basa principalmente en la estimación de
costes del estudio del MIT pero no siempre coincide con estos costes. Considera que los
costes de desmantelamiento están incluidos en los costes del capital pero no especifica
ninguna hipótesis de este coste. Es general es un estudio optimista y por eso los costes
resultan tan competitivos.
Propone un coste total de 1150 libras por kW para el caso base. Indica que el contrato
firmado por la TVO finlandesa con Framatone es de 1250 libras por kW pero considera
una reducción de 100 libras por kW debido al ahorro de costes producido por la
posibilidad futura de construir nuevas centrales con múltiples unidades con el mismo
diseño.
En cuanto a los costes de operación y mantenimiento propone un coste de 0.5 peniques
por kWh, que es casi la mitad de lo propuesto por el MIT.
El coste del combustible considera que es muy poco influyente en el coste total y
considera que un coste de 0,4 peniques por KWh es razonable.
Otras hipótesis realizadas es la consideración de un factor de carga superior al 90% y
una vida económica de sólo 25 años.
Lappeenranta University of technology.
Es un estudio realizado después de haberse aprobado la construcción de un quinto
reactor nuclear en Finlandia. Muchas de las hipótesis no están justificadas, pero el bajo
coste del capital, los bajos costes de operación y el alto factor de carga considerados
consiguen que se llegue a la conclusión de que el coste de la energía nuclear es bajo.
El resultado del estudio arroja los resultados considerados en la tabla 1, en la que se han
considerado los intereses durante la construcción y un tiempo de construcción de 5
años.
Para determinar el coste de la nuclear se ha supuesto que la nueva unidad se construiría
en un emplazamiento en el que ya existiese una central nuclear.
También supone que los costes de desmantelamiento y de tratamiento de residuos
radiactivos están incluidos en el coste de operación y mantenimiento.
Los costes de generación de las distintas posibilidades con un factor de carga del 91%
se indican en la figura 2.
La energía nuclear costaría 24 euros/MWh, y sería más barata que energía producida
por el carbón y por el gas. Por lo que la tecnología para funcionar en base más barata
sería la nuclear.
El estudio realiza un análisis de sensibilidad de distintas variables a tener en cuesta a la
hora de determinar los costes de la energía nuclear:
-Variación del factor de carga: Llega a la conclusión de que la energía más barata a
partir de un factor de carga del 57% (5000 horas) es la nuclear (Ver tabla 2)
-Variación del coste de inversión en un 20%: Según la tabla 3, la tecnología más
afectada es la energía nuclear, no obstante según este estudio, sigue siendo competitiva.
-Variación de la tasa de interés: Nuevamente la tecnología más afectada es la nuclear,
pero sigue siendo competitiva.(Ver Tabla 5)
- Variación del ciclo de vida de la central: Cuanto mayor es, más barata es la
electricidad, no obstante la variación no es tan grande como se podría suponer.
Como conclusión el estudio indica que la energía nuclear es insensible a la variación de
cualquiera de estos parámetros, mientras que por ejemplo el gas tiene mucho riesgo
debido a la variación de su precio.
Además en el estudio se hace hincapié en que la energía nuclear es la única tecnología
que no produce emisiones de CO2.
También se indica que la empresa TVO que implantará el nuevo reactor nuclear, es una
empresa sin animo de lucro y que según la experiencia adquirida por esta empresa
debido a sus otros reactores, las ventas de electricidad cubren tanto los costes del capital
y los gastos anuales (incluidos los gastos de desmantelamiento y de tratamiento de
residuos).
Performance and Innovation Unit (PIU)
Es un estudio realizado para revisar la política energética de Reino Unido. Estima el
coste de generación a partir de la última central nuclear británica, la Sizewell B.
Estima que, una vez pagados los costes “first of a kind”, el coste de construcción de esta
central es de unas 2,250 libras/kW (unos 2,7 billones americanos del año 2000) o de 6
pence/kWh.
En este documento se estudian los informes hechos por British Energy y por British
Nuclear Fuel Ltd. Usando unas hipótesis estándar en la tasa de descuento (8% y 15%) y
un tiempo de vida de la central de 15 y de 20 años. Ambos estudios se basan en el
reactor AP100 pero con la diferencia de que el de BE se basa en un escenario de 10
unidades gemelas, mientras que el BNFL se basa en unidades únicas.
El estudio del PIU considera la construcción de 10 reactores gemelos nuevos, en los que
considera que a partir de la octava unidad los costes “First of a kind” ya han sido
pagados.
Los resultados son:
Donde se puede ver que:
- Los costes estimados son muy sensibles a la tasa de retorno y si se construye o
no en serie.
- En un escenario de 15 años la variación de costes en muy grande, va desde
2,2p/kWh hasta 5,74 p/kWh.
En cuanto a los costes de operación y mantenimiento en principio no los considera
porque son muy pequeños comparados con otros costes, al igual que los costes de
desmantelamiento de los que sin embargo aporta la cifra de 300 millones de libras, que
siguen de la misma forma considerándose ínfimos si consideramos el escenario de 10
unidades. Si fuese en cambio un escenario de menos unidad es, los costes de
desmantelamiento ya tendrían cierta consideración.
En cuanto los costes de construcción no da ningún dato no obstante indica que tanto en
los informes de BE como de BNFL los costes son inferiores a 840 libras/kW.
En cuanto a el factor de disponibilidad indica simplemente que será mayor que el actual,
que anda entre el 75%-80%.
Afirma que las mejores predicciones de la industria propones un coste de entre 2.2-3
p/kWh, considerando hipótesis como la construcción de 10 centrales gemelas, costes de
desmantelamiento similares a 1994, tasa de retorno inferior al 15% etc, que no siempre
se cumplirán, por lo que propone un rango de entre 3-4 p/kWh como un coste realista
para la futura construcción de centrales nucleares.
En la página siguiente se adjunta una tabla con el resumen de todos los estudios
considerados en este proyecto.
Estudios Coste construcción (Overnight)
Tiempo de construcción
Coste capital (real)
Factor de potencia
Costes operación y mantenimiento
Costes combustible
Años operación
Coste desmantelamiento
Coste de generacion
MIT (2002) 2040€/kW (Overnight)
5 years 11,50% 75-85% 1,53cents/kWh 40 6,83 cents/kwh
25 7,14 cents/kwh
Universidad Chicago (2004)
1000€/kW 7 years 12,50% 85% 1,02cent/kWh 3,62€/MWh 40 292 millones€ 4,53 cent/kwh
1250€/kW 7 years 12,50% 85% 1,02cent/kWh 3,62€/MWh 40 292 millones€ 5,31 cent/kwh
1500€/kW 7 years 12,50% 85% 1,02cent/kWh 3,62€/MWh 40 292 millones€ 6,09 cent/kwh
Royal Academy of Engineering (2004)
1691 €/kW 5 years 90% 0,66 cent/kwh 0,58cent/kwh 40 Included in construction cost
3,38 cent/kWh
Lapperanta (2002)
1900€/kW 5% 91% 0,363 cent/kWh 0,106 cent /kWh
40 3,1 cent/kWh
PIU (2002) <1312€ /kW.
8 >80% 30 3,6
<1312€ /kW.
8 >80% 15 4,42
<1312€ /kW.
15 >80% 15 5,92
Tipo de cambio
0,64 Libras/€ (2002)
0,68 Libras/€ (2004)
0,98 $/€ (2002)
1,20$/€ (2004)
4 Consideraciones del mercado
eléctrico español
4- Consideraciones del mercado eléctrico español
4.1 Consideración del país de construcción:
Los procesos de globalización y liberalización de la economía mundial han afectado
notablemente a los sectores energéticos y están generando nuevas pautas de
comportamiento, tanto en las instituciones nacionales e internacionales encargadas de
gestionar la actividad de estos sectores, como en los agentes que integran sus mercados,
fundamentalmente en consumidores y productores.
El nuevo orden económico internacional ha dado paso a una globalización creciente de
los mercados energéticos, a la introducción de procesos de liberalización en sus
sistemas regulatorios y a la privatización de sus empresas públicas, modificando
sustancialmente los procedimientos de participación en el mercado de las empresas
competidoras.
La producción de energía eléctrica en España ha crecido a un ritmo medio anual del 3%
en el período 1979-1995. Sin embargo en los últimos años este ritmo ha sido del 5,8%
anual. Es decir, casi se ha duplicado la tasa histórica. Este importante incremento del
consumo de energía eléctrica no es coyuntural. En el período 1990-2004 el crecimiento
acumulado del PIB ha sido del 44%, el del consumo de energía primaria del 54% y el de
la electricidad el 79%.
El sector eléctrico vuelve a estar de plena actualidad, no sólo a nivel nacional sino
internacional. De una parte, porque el extraordinario crecimiento de precios de las
materias primas, petróleo, gas y hasta el propio carbón. Por otra parte, los costes
financieros, básicos en una industria intensiva en capital, han tocado fondo
recientemente y todas las previsiones apuntan a un crecimiento de los mismos en el
medio plazo. Todo ello hace prever el correspondiente y sostenido crecimiento a futuro
del coste de la energía eléctrica con la consiguiente repercusión en el desarrollo de la
actividad económica de todos los países.
La Situación energética actual de España se caracteriza por distintas necesidades entre
las que están:
- La necesidad de desarrollar fuentes autóctonas
- La necesidad de reducir las emisiones de CO2
- Necesidad de asegurar el suministro de electricidad a precios competitivos.
Actualmente solo existen dos opciones de conseguir energía sin emisiones de CO2:
- La energía Nuclear
- Energías renovables
Aunque se mejore mucho la eficiencia de las actuales plantas, se necesitará una gran
cantidad de potencia instalada para ir reemplazando a medida que las antiguas centrales
se vayan dando de baja.
Ambos tipos de tecnología son difíciles de implantar si se deja que el mercado decida
por si solo, la energía nuclear debido a que supone mucho riesgo y es potencialmente
poco atractiva y las energías renovables porque son más caras que cualquier otra
tecnología.
Para la energía nuclear el problema todavía no resuelto hasta ahora de los residuos
radiactivos pesa mucho en la decisión a invertir y puede constituir un obstáculo a la
futura inversión en centrales nucleares.
Además de los accidentes nucleares, la situación actual de moratoria nuclear en muchos
países del mundo se basa en dos aspectos importantes:
1-La oposición político-social debido a:
- La seguridad nuclear y la posible liberación de cantidades importantes de productos
radiactivos
- La gestión de los residuos nucleares con vida radiactiva y radiotoxicidad muy elevada,
que habría que mantener lejos del entorno humano durante decenas de miles de años.
2-Y por otro lado:
- Las dificultades de licenciamiento de nuevas instalaciones, sobre todo en caso de
existir vías de interposición de recursos para demorar los permisos de construcción y,
sobre todo, de explotación.
Uno de los elementos más significativos respecto a la energía nuclear es la falta de
información del público como uno de los puntos que motivan la oposición nuclear: el
miedo a lo desconocido y potencialmente dañino. Aunque múltiples organizaciones
internacionales y nacionales están efectuando esfuerzos informativos en el área de la
Unión Europea, los resultados son sin embargo poco alentadores, pues sigue resultando
difícil dar información convincente y asimilable por parte de la población. De hecho, en
varias de las campañas informativas la dificultad proviene de que el público en general
parece poco predispuesto a dar credibilidad a las informaciones que provienen de las
compañías comerciales, e incluso de los profesores universitarios especialistas en temas
nucleares, aun cuando no tengan intereses mercantiles en ellos.
Este rechazo a la información proveniente del campo profesional sin lugar a dudas no
favorece la aclaración de los temas nucleares.
En los pasados sondeos del Eurobarómetro, curiosamente fueron los españoles, dentro
de la UE, quienes manifestaron tener el menor nivel de información, porcentualmente
hablando, de toda la población europea, señalando no estar suficientemente informados
en el tema nuclear casi el 80% de la población.
A pesar del escaso conocimiento que se tiene de la energía nuclear, esta sigue siendo
una tecnología básica en el sistema eléctrico español debido a su capacidad de funcionar
en base debido a su alta disponibilidad y debido a un coste del combustible muy bajo.
A pesar de ser una de las tecnologías de menor potencia instalada, su producción es
mucho mayor que el resto de las tecnologías.
Balance del sistema peninsular en 2006
0
10
20
30
40
50
60
70
Hidráulica Nuclear Ciclo Carbón Fuel R.Especial
TW
h
0
3
6
9
12
15
18
21
GW
Producción (TWh) Potencia (GW)
El factor de disponibilidad de las centrales españolas ha aumentado considerablemente
en lo últimos años. Pasando de un 85% inicialmente a un 91% en el año 2004.
NUCLEAR PLANT AVAILABILITY FACTORS
Country Lifetime 2002-2004USA 76% 89%France 77 81Japan 74 67Germany 83 87Sweden 79 85Spain 85 91Belgium 85 88Russia 69 73Korea 85 89Finland 90 93World 76 82
Source: IAEA
Horas de funcionamiento equivalente en 2006
1487
7800
4110
5790
2449
879
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Hidráulica Nuclear Ciclo Carbón Fuel R.Especial
Las diferentes tecnologías empleadas en la generación de electricidad se distinguen unas
de otras por su coste variable y su flexibilidad esto es, su capacidad para variar su
potencia en un determinado periodo de tiempo. Las tecnologías más caras las centrales
de fuel-gas son las más flexibles: únicamente operan unas pocas horas al año (cuando la
demanda es muy alta). En el otro extremo, las centrales nucleares son las que presentan
un menor coste de operación. Sin embargo, estas centrales son muy poco flexibles y
tienen que operar de manera regular durante la mayor parte del año. La energía
hidráulica tiene un coste de operación muy bajo y una gran flexibilidad pero está sujeta
a las disponibilidades de agua. Finalmente, los costes de operación de las centrales
ciclos combinados de gas y de carbón se sitúan a un nivel intermedio. La flexibilidad
operativa de ambos tipos de centrales es muy elevada.
4.2 Consideraciones del mercado eléctrico español
Hasta el año 1997, el sector eléctrico español estaba compuesto exclusivamente por
empresas verticalmente integradas que desarrollaban en su seno todas las actividades
propias del suministro energético: esto es, generación, transporte y distribución. El
sistema eléctrico funcionaba sobre la base del conocido como Marco Legal Estable el
Real Decreto 1538/1987 y sus posteriores desarrollos reglamentarios. El principal
objetivo del Marco Legal Estable era desarrollar un sistema de tarifas sostenible en el
tiempo, que permitiese la realización de las inversiones planificadas, permitiendo la
explotación unificada de los medios de producción y transporte y garantizando la
estabilidad financiera del sector y de cada uno los agentes que lo componían. En este
esquema de funcionamiento, la Administración se reservaba la función de planificación
del sector, tanto en lo referente a la instalación de nueva capacidad de generación como
a la construcción de nuevas infraestructuras de red.
En cuanto al mercado de generación, las instalaciones eran retribuidas en función de sus
costes estándares reconocidos. Dicha medida de costes incorporaba todos los costes de
inversión, mantenimiento y operación, combustible y costes de capital circulante y era
asimismo empleada para determinar la tarifa eléctrica. Los ingresos obtenidos a través
de la tarifa eran redistribuidos entre las diferentes compañías del sector con el fin de
asegurar que cada una de ellas recuperara sus costes estándares de generación. Esta
redistribución era necesaria dadas las asimetrías entre distribución y generación de cada
operador.
El Marco Legal Estable supuso la creación de un mecanismo transparente y automático
de fijación de la tarifa que, sin embargo, no reflejaba los costes realmente incurridos por
las empresas de generación. El Marco Legal Estable proporcionó estabilidad financiera
y certeza regulatoria a las empresas del sector. Además, proporcionó claros incentivos a
la reducción de costes, ya que al basar la remuneración de las instalaciones de
generación en unos costes estándar fijos y comunes, toda medida que situase los costes
reales por debajo de los reconocidos se traducía en un incremento de los beneficios. Si
bien, dada la ausencia de competencia, dichas reducciones de costes no se trasladaron,
ni siquiera en parte, a los consumidores finales.
El primer intento, aunque fallido, de liberalización del sistema eléctrico español tuvo
lugar en el año 1994, cuando se publica la Ley de ordenación del sistema eléctrico
mediante la cual se crean las bases del proceso de liberalización posterior. El objetivo
principal de esta Ley era introducir elementos de competencia y concurrencia en el
sistema en correspondencia con las directrices de la Unión Europea y con los procesos
de liberalización abiertos en otros países. Se pretendía que el sistema garantizase el
suministro con una calidad adecuada y al mínimo coste. Los principales cambios
introducidos por la ley se pueden resumir en el establecimiento de un mercado de
generación en competencia, la creación de la actividad de comercialización y la
definición de los derechos de acceso a las redes de transporte y distribución. Estas
medidas deberían haberse desarrollado mediante dos sistemas paralelos: un sistema
verticalmente integrado sujeto a regulación y un sistema con empresas verticalmente
separadas y en competencia.
Dados los problemas, tanto conceptuales como prácticos, que se derivaban de la
coexistencia de un sistema regulado y otro liberalizado, el Marco Legal Estable se
mantuvo vigente hasta la entrada en vigor de la Ley del sector eléctrico (LSE) de 1997.
A diferencia de la ley anterior, la LSE estableció una clara separación vertical de
actividades. Se definió un mercado de generación en competencia y se permitió la libre
instalación de generadores, dejando la planificación de las inversiones en manos del
sector privado. Las actividades de distribución y transporte se mantuvieron como
reguladas por tener características de monopolio natural. En lo que respecta al mercado
minorista, se creó la figura del comercializador y se estableció un calendario de apertura
del mercado para permitir a los consumidores que lo deseasen elegir su suministrador.
Finalmente, se liberalizó el acceso a las redes de transporte y distribución mediante el
principio de acceso regulado en condiciones de transparencia y no discriminación. De
acuerdo con la LSE, la propiedad de las redes de distribución y transporte no concede
derechos exclusivos de uso a sus propietarios. Los distintos agentes pueden participar
así en las eficiencias que se derivan de la existencia de una única red de transporte y
distribución.
La LSE estableció un calendario de liberalización por el que los consumidores
cualificados podían contratar el suministro eléctrico con empresas de comercialización
en condiciones libremente pactadas. No obstante, la LSE mantuvo, aunque en principio
por un plazo limitado, una tarifa regulada en el mercado de suministro, de manera que
los consumidores que lo deseasen pudieran mantener el suministro con su distribuidora
histórica a precios regulados.
En lo que respecta al funcionamiento del mercado de generación de electricidad, la LSE
abrió el mercado a la competencia. En dicho mercado la retribución de las instalaciones
de generación viene determinada por el precio marginal del sistema, que para cada hora
del día es igual al precio al que se oferta la unidad de generación más cara cuyo
concurso es necesario para satisfacer la demanda de dicha hora.
En principio, los precios a los que se ofertan las diferentes instalaciones o plantas de
generación deberían reflejar sus costes incrementales que vienen principalmente
determinados por los costes de combustible. Así pues, dado el mecanismo de mercado
estipulado en la LSE, la rentabilidad de la actividad de generación y, en particular, la de
los nuevos proyectos de generación debería estar sujeta a la obtención de un suministro
de combustible en condiciones competitivas y a la capacidad de cada agente de reducir
sus costes con respecto a los de sus competidores.
La liberalización del sector ha sido posible gracias a las mejoras tecnológicas en las
redes de distribución y transporte, que han posibilitado la competencia entre
generadores situados en regiones cada vez más distantes; la aparición de tecnologías de
generación escalables, como los ciclos combinados con costes de inversión y periodos
de construcción muy inferiores a los de las tecnologías de generación convencionales; la
relativa estabilidad en los precios de los combustibles necesarios para la producción de
electricidad, al menos hasta el 2005; y la reducción de los tipos de interés, que ha
facilitado la inversión necesaria para garantizar el suministro.
Tras diez años de vigencia de la LSE, el proceso de liberalización no se puede dar por
completado. El sistema eléctrico en España, y en particular el mercado de generación,
presenta numerosos problemas estructurales que dificultan el funcionamiento eficiente
de los mercados y que justifican su reforma. Aunque las reformas no han dejado de
producirse, no parece que lo que se ha hecho permita poner punto final al proceso de
liberalización.
La entrada de nuevos agentes en el mercado de producción mayorista ha venido
fundamentalmente ligada a la construcción de las centrales de ciclo combinado de gas
natural. Esta tecnología de generación es una de las más eficientes y con menor impacto
ambiental. Las inversiones necesarias para la construcción y puesta en marcha de estas
centrales es relativamente reducida. Su construcción requiere un corto plazo de
ejecución y su operación goza de una gran flexibilidad. Es junto a las energías
renovables, la única tecnología empleada en los nuevos proyectos de generación
eléctrica. Su entrada en el mercado ha permitido pues la sustitución de las tradicionales
plantas de generación de fuel-gas, mucho menos eficientes.
Atendiendo al mix de generación de cada grupo empresarial, observamos cómo
mientras los operadores ya presentes en el mercado antes de la liberalización del sector
se caracterizan por un mix de generación muy diversificado, el resto de operadores de
régimen ordinario utilizan una misma tecnología de generación: los ciclos combinados.
Mención aparte merece la energía del régimen especial, que ha pasado de contar con
una capacidad instalada de 6.000 MW en el año 1998 a más de 21.000 MW en 2007.
Este aumento se ha debido a la reducción de los costes de estas tecnologías,
principalmente la eólica, y a una política de fomento de las energías renovables
motivada por la necesidad de (1) disminuir la elevada y creciente dependencia
energética de España y (2) cumplir con los objetivos del Protocolo de Kyoto. En este
sentido, las tecnologías de régimen especial son tecnologías de generación “limpias”
que ayudan a cubrir un alto porcentaje de la demanda, en ocasiones cercano al 20% de
la demanda total peninsular.
En lo que respecta las cuotas de mercado de los principales operadores en el régimen
especial, Iberdrola cuenta con un 17% de la potencia instalada seguida de Endesa con
un 11%, Gas Natural con un 3% y Unión FENOSA con un 2%. El 66% restante se
encuentra en manos de multitud de empresas, todas con cuotas cercanas al 1%. Luego, a
diferencia del régimen ordinario, la estructura de propiedad horizontal del régimen
especial está fuertemente fragmentada.
Es importante resaltar que, debido a sus características técnicas, estas tecnologías no
proporcionan poder de mercado a quienes las poseen. Un operador eólico no tiene
realmente la capacidad de decidir su volumen de generación en un momento dado. Tal
decisión está fundamentalmente condicionada al viento disponible. No producir cuando
el viento es favorable puede representar un sacrifico elevado. Ello no quiere decir que la
entrada de este tipo de centrales no haya tenido un impacto significativo en el
funcionamiento del mercado. Muy por el contrario, la evidencia demuestra que los
precios del mercado son particularmente bajos en periodos con una alta producción
eólica.
5 Viabilidad de la futura construcción
5- Viabilidad de la futura construcción
Análisis de viabilidad de construcción: consideraciones económicas y
consideraciones estratégicas
En este capítulo nos dedicaremos a estimar cual es el coste que más se aproxima al coste
real de implantación de una central nuclear en nuestro país. Son varios los estudios
realizados a nivel mundial sobre el coste de centrales nucleares si se produjese una
expansión de la tecnología nuclear en los próximos años o estudios sobre las
condiciones necesarias para que ésta se produzca. En este apartado intentaremos
estudiar si las condiciones expuestas en dichos estudios son aplicables a la situación
actual en nuestro país.
5.1 El coste de construcción.
El coste de construcción es uno de los costes más importantes a tener en cuenta en la
tecnología nuclear.
Como se puede observar en la tabla del apartado anterior existe mucha diferencia entre
los costes de construcción estimados en los distintos estudios.
-El estudio de la Universidad de Lappeeranta
El estudio de la Universidad de Lappeeranta estima un coste de 1900€/kW como coste
de construcción “overnight”. Este estudio esta realizado para valorar la viabilidad del
quinto reactor nuclear de 1250 MW en Olkiluoto
Las condiciones en las que se basa este estudio al proponer este coste es que dicho
reactor se construiría en el mismo sitio que las otras unidades existentes con lo que se
podría disminuir el coste de construcción.
En este estudio también considera que el coste de construcción incluye los intereses
durante la construcción y la primera carga de combustible de la central. El tiempo de
construcción estimado es de cinco años.
En nuestro país existe la posibilidad de construir nuevos reactores en las centrales
nucleares existentes, actualmente existen 8 centrales en funcionamiento donde podrían
instalarse nuevos reactores.
Actualmente existen reactores de variadas potencias pero lo más seguro es que se
instalasen reactores o bien de tipo americano, ya que varios reactores actualmente
existentes lo son o de tipo europeo, principalmente el EPR, ya que es un reactor con
tecnología europea y que está siendo actualmente implantado en Finlandia. Es el único
tipo de reactor que actualmente se está construyendo en el ámbito de la OCDE con lo
que se está muy pendiente de los problemas y costes adicionales que se puedan producir
durante su construcción.
Los reactores de tipo americano más probables pueden ser el ABWR, el ESBWR, y
AP1000. El ABWR es un reactor de 1350 MW del que ya se han construido varias
unidades en Japón, y del que ya se tiene una cierta experiencia. El ESBWR es un reactor
más económico que el ABWR, del que se cree que se pueden obtener mas de 1600 MW
de potencia. El AP1000 es un reactor de 1000 MW, que muy posiblemente en un futuro
no muy lejano sea construido en USA.
- El estudio del PIU
Este estudio se basa en la posible construcción de 10 reactores nucleares en UK del tipo
AP1000 tanto desde el punto de vista de construcción de un reactor por localización o
desde el punto de vista de construcción de dos reactores gemelos por localización. Este
estudio no valora cual puede ser el coste de construcción de un nuevo reactor, sólo
comenta que si se hiciese un benchmarking entre todos costes recientes de construcción
de los informes de la IEA, que no incluye a UK pero sí a países con un coste histórico
de construcción bajo, como puede ser Francia, el coste sería menos que 1550€/kW.
En este coste no están incluidos los “First of a Kind Cost” ni los costes de desarrollo de
proyecto, que son valorados en este estudio como un coste de unos 468 millones de
euros, que aunque es un coste con un impacto no muy grande tendrían que tenerse en
cuenta a la hora de considerar el numero de reactores que se deben construir.
- El estudio de la Royal Academy of Engineering
Este estudio no indica ningún coste de construcción, lo único que hace es valorar los
costes estimados del estudio del MIT. Sólo indica que la incertidumbre sobre el coste
“overnight” debería ser mayor, y la valora en un margen de un +/-25%.
-Estudio MIT.
Este estudio postula un escenario en el que se establece que hasta mediados del siglo
XXI habrá a lo largo de todo el mundo unos 1000-1500 reactores de 1000MW cada
uno.
Este modelo asume un crecimiento de la demanda de un 1% anual en los países
desarrollados con un consumo en el año 2050 de 4000 kWe-h/persona/año.
Este estudio propone una coste “overnight” de 2040€/kWe que considera consistente
con los diversos estudios de informes de la OCDE, de DOE ( Department of Energy), y
con la experiencia de plantas nucleares recientemente construidas en el sudeste asiatico.
Este estudio también considera un escenario de reducción del coste de construcción en
un 25% que es lo considera va más en línea con el coste propuesto por la industria a
medio plazo y bajo las condiciones adecuadas.
-Estudio Universidad de Chicago.
Este estudio considera la construcción de distintos tipos de centrales en los EEUU,
considera como posibles candidatas el ABWR, el AP1000, el reactor CANDU y el
SBWR1000.
Del reactor ABWR dice que ya existe experiencia en Japón por lo que trasladar dicha
experiencia a los EEUU sería fácil, con lo que no se deberían considerar todos los “first
of a kind cost”, por lo tanto presupone que un coste de 1246$/kW(1038€/kW) es
justificable.
Al mismo tiempo hay que considerar que el reactor tipo Candu se ha construido
recientemente en China y en Rumanía y el vendedor considera que el coste overnight ha
sido de unos 1000$/kW (833 €/kW). Por lo tanto, este estudio considera un escenario
común para estos dos tipos de reactores de unos 1200$/kW (1000€/kW) a pesar de la
diferencia de potencia entre los dos tipos de reactores (1350 MW frente a 753 MW)
En cuanto en AP1000 no ha sido construido todavía, con lo que los costes FOAKE
(First of a kind”) no han sido pagados todavía. Suponiendo que estos se pagasen en la
primera planta, el coste “overnight” considera que sería de unos 1500 $/kW
(1250€/kW).
Respecto el SBWR1000, considera que está basado en diseños de reactores probados en
Europa y lo asimila en cuanto el diseño al EPR que se construye en Finlandia, con lo
que como se sugería en ese momento que el coste del EPR iba a ser de unos 1800$/kW
(1500€/kW), éste es el coste asumido para el SBWR1000.
Por lo tanto, este estudio basa el coste de construcción “overnight” en tres escenarios
distintos para una potencia de 1000 MW: un escenario de 1000€/kW, otro de1250€/kW
y el ultimo de 1500€/kW con un tiempo de construcción total de unos 7 años.
Hasta ahora se han comentado los distintos costes de construcción propuestos por varios
estudios sobre la tecnología nuclear, ahora se desarrollará cual podría ser el futuro coste
de dicha tecnología al implantarse en España.
En el caso de apostar por la energía nuclear como tecnología de renovación de las
centrales nucleares existentes o como ampliación de la capacidad nuclear pueden
realizarse distintas hipótesis sobre qué condiciones son las más adecuadas para llevar a
cabo la implantación de dicha tecnología.
Desde el punto de vista de la tecnología nuclear a utilizar, se considera que existen dos
hipótesis razonables;
-En Europa la única central nuclear que está en construcción es la de Olkiluoto (Reactor
tipo EPR). Todos los países europeos están pendientes de los problemas que pueda tener
esta central, tanto desde el punto de vista constructivo como desde el punto de vista
económico, por lo tanto una vez que se haya construido, es bastante razonable que un
país europeo como España apueste por una tecnología europea ya probada, y que al
haber sido construida ya, no sea necesario pagar el coste “ First of a kind”, ya que dicho
tipo de reactor ya habría sido implantado con anterioridad.
Es decir, una primera hipótesis es la construcción de centrales basadas en reactores tipo
EPR, de tecnología francesa.
-La segunda hipótesis es la construcción de un reactor tipo americano. La tecnología
americana, al contrario de la francesa es bastante conocida en España, ya que existen
varias centrales de tecnología americana.
Actualmente se está proyectando en los Estados Unidos la implantación de Centrales
Tipo AP1000 de Westinghouse y de centrales tipo ESBWR de General Electric, a las
que ya se les ha asignado localización y cuya construcción empezará próximamente.
Se parte de la hipótesis firme que no es probable que se construyan reactores de agua
pesada, inexistentes en nuestro país, como el tipo Candú canadiense.
También consideramos muy probable que la construcción de un nuevo reactor se
llevaría a cabo en la localización de una central nuclear existente, para así reducir los
costes de construcción aprovechando la infraestructura existente.
Otro factor importante que hay que tener en cuenta es el número de reactores a
construir.
Dada la ampliación de vida útil de las centrales nucleares que se está llevando a lo largo
de los países de la OCDE entre los que España está incluida, y a las mejoras que se
están realizando en las centrales nucleares españolas, incluyendo un aumento de
potencia en Almaraz, no consideramos probable la construcción de centrales nucleares
para reemplazar a las centrales existentes en los 10 próximos años. Por lo tanto
consideraremos el caso más probable de aumento de la capacidad nuclear debido a
consideraciones estratégicas, ambientales o de necesidad de aumento de tecnologías
baratas de funcionamiento en base.
Por lo tanto consideraremos la hipótesis de construcción de una o dos centrales
nucleares en la próxima década.
Según todo lo indicado anteriormente y en base al análisis de los estudios realizados
podemos realizar las siguientes hipótesis de costes de construcción para España.
- En el caso de la construcción de un solo reactor tipo EPR de 1600 MW en una
localización existente, consideramos un coste de unos 2000 €/kW debido a que los
1900€/kW incluidos en el estudio de la Universidad de Laaperanta estaba realizado para
un reactor de 1250 MW y los 1800 €/kW de la Universidad de Chicago no parece
suficiente, dados los problemas de retrasos que se están produciendo en Finlandia. No
se considera los costes “First of a Kind”, pues creemos que estos ya están siendo
pagados en Finlandia.
- En el caso de la construcción de un segundo reactor en una localización existente
consideramos una reducción del coste del 10 % en el coste de construcción, es decir
1800 €/kW.
-Si consideramos la posibilidad de optar por la opción de la tecnología americana podría
darse las siguientes opciones:
En el caso de la construcción de un reactor gemelo con dos unidades AP1000, el coste
sería según la Universidad de Chicago de 1250€/kW sin considerar los FOAKE (First of
a Kind costs) que se estimarían en unos 500 millones de euros como máximo, mientras
que según el PIU sería de como máximo 1550€/kW. Por lo tanto consideramos que un
valor razonable sería de unos 1400€/kW, sin incluir los FOAKE. Estos costes en
principio no se consideran, ya que se estima que al estar proyectado la construcción de
un reactor AP1000 en estados Unidos, el coste FOAKE se pagaría en este reactor.
Si no se construyese más que una unidad el coste de ésta se vería incrementado en un
porcentaje que se estima un 10% por lo que el coste total sería de 1450€/kW.
Otra posibilidad es la construcción de un reactor tipo ESBWR de unos 1700-1800MW.
Sobre este tipo de reactor cuya construcción está prevista en los Estados Unidos no
existen datos ni referencias en estudios, lo único que se asegura es que es un diseño muy
parecido al ABWR (1350 MW) pero en el que se ha puesto mucho énfasis en la
disminución de costes. No obstante, dado que según los datos de costes de las últimas
centrales ABWR realizadas en Japón rondan los 1800 €/kW no consideramos que el
coste del ESBWR sea inferior a 1600€ kW.
Por lo tanto en definitiva el rango de coste de construcción que consideraremos será de
1400€/kW a 2000€/kW con un tiempo de construcción estimado de 5 años.
5.2 El Coste de capital.
El coste de capital actual para un proyecto de ciclo combinado es de un 7%, por lo que
la tasa de rentabilidad exigida para estos proyectos tiene que ser superior a dicho coste
de capital. Considerando que el coste de capital tiene una parte correspondiente al
capital propio (con un porcentaje de interés inferior al de la deuda) y una parte
correspondiente a la deuda, no parece adecuado considerar un coste de capital superior
al 9%, ya que o bien participan en la construcción de las centrales nucleares empresas
con mucho capital propio o el coste de capital puede ser demasiado elevado para que la
inversión sea rentable para cualquier compañía.
5.3 El coste de Operación y Mantenimiento y de combustible.
El coste de operación y mantenimiento es un coste relativamente pequeño respecto a
otros costes. Todos los estudios analizados realizan sus hipótesis respecto a este coste,
no obstante nos basaremos en los informes de resultados costes de operación y
mantenimiento y de combustible de las centrales nucleares españolas.
Según los últimos informes de Asociación española de la industria eléctrica (UNESA),
el coste de operación y mantenimiento y combustible habían disminuido desde
1,36c€/kwh en el 2008 hasta el 1,17c€/kwh en el 2004 y habrían seguido descendiendo
si no fuera a ser por el decreto de tarifas aprobado el 30 de diciembre de 2004 en el que
el gobierno español decidió que la gestión de los residuos nucleares debe pagarla las
centrales nucleares y por lo tanto "la segunda parte del ciclo del combustible nuclear",
debe ser incluido en el coste de dichas centrales.
Debido a esto el coste de operación y mantenimiento ha subido hasta el 1,53 c€
gastados en el año 2006.
Consideramos pues que desde un punto de vista conservador, el coste de operación y
mantenimiento y de combustible es de 1,60c€/kwh.
6 Resultados
6- Resultados
Una vez analizados los diversos estudios existentes sobre los costes de la implantación
de nuevas centrales nucleares se han introducido dichos costes en un modelo
oligopolista de expansión de la generación a largo plazo desarrollado por el Instituto de
Investigación Tecnológica de la Universidad de Comillas. Este modelo tiene en cuenta
el coste de las emisiones de CO2 y analiza la expansión del sistema eléctrico en el
período 2005-2020.
El modelo tiene en cuenta a seis empresas generadoras más otros posibles entrantes y
régimen especial. La función objetivo consiste en maximizar el beneficio de estas
empresas (ingresos de mercado menos costes de operación, de inversión y de permisos)
y con las restricciones impuestas por la gestión hidráulica, inversiones y emisiones.
De esta forma, los resultados del modelo reflejan las potencias de los distintos tipos de
tecnologías entrantes en el período 2005-2020 y permiten determinar el “mix” de
tecnologías, la energía generada, los precios del mercado, así como las emisiones totales
de CO2 del sistema.
En base a los costes de implantación de nuevas centrales nucleares estudiados en
capítulos anteriores, se han definido 3 escenarios para introducir en el modelo:
1- Escenario con coste fijo de la tecnología nuclear de 1400€/MW
2- Escenario con coste fijo de la tecnología nuclear de 1700€/MW
3- Escenario con coste fijo de la tecnología nuclear de 2000€/MW
A continuación se reflejan los resultados obtenidos por el modelo:
Potencia instalada en MW
Escenario de 1400€/MW Escenario de 1700€/MW Escenario de 2000€/MW
2005 BIO1 1,13E+03 2005 BIO2 1212 2005 BIO2 1,21E+03
2005 BIO2 1,21E+03 2005 EOL1 4000 2005 EOL1 4,00E+03
2005 EOL1 4,00E+03 2005 EOL2 6000 2005 EOL2 6,00E+03
2005 EOL2 4,39E+03 2006 BIO2 1212 2006 BIO2 1,21E+03
2006 BIO1 1,13E+03 2006 EOL1 4000 2006 EOL1 4,00E+03
2006 BIO2 1,21E+03 2006 EOL2 6000 2006 EOL2 6,00E+03
2006 EOL1 4,00E+03 2007 BIO1 379 2007 BIO1 3,79E+02
2006 EOL2 4,39E+03 2007 BIO2 1212 2007 BIO2 1,21E+03
2007 CCGT 1050 2007 EOL1 4000 2007 EOL1 4,00E+03
2007 BIO1 1,13E+03 2007 EOL2 6000 2007 EOL2 6,00E+03
2007 BIO2 1,21E+03 2008 CCGT 5696 2008 CCGT 5,70E+03
2007 EOL1 4,00E+03 2008 BIO1 1131 2008 BIO1 1,13E+03
2007 EOL2 4,39E+03 2008 BIO2 1212 2008 BIO2 1,21E+03
2008 CCGT 5770 2008 EOL1 4000 2008 EOL1 4,00E+03
2008 BIO1 1,13E+03 2008 EOL2 6000 2008 EOL2 6,00E+03
2008 BIO2 1,21E+03 2008 EOLOFF 2913 2008 EOLOFF 2,91E+03
2008 EOL1 4,00E+03 2009 CCGT 6771 2009 CCGT 6,77E+03
2008 EOL2 6,00E+03 2009 BIO1 1131 2009 BIO1 1,13E+03
2008 EOLOFF 2,01E+03 2009 BIO2 1212 2009 BIO2 1,21E+03
2009 CCGT 6730 2009 EOL1 4000 2009 EOL1 4,00E+03
2009 BIO1 1,13E+03 2009 EOL2 6000 2009 EOL2 6,00E+03
2009 BIO2 1,21E+03 2009 EOLOFF 2913 2009 EOLOFF 2,91E+03
2009 EOL1 4,00E+03 2010 CCGT 8897 2010 CCGT 8,90E+03
2009 EOL2 6,00E+03 2010 BIO1 1131 2010 BIO1 1,13E+03
2009 EOLOFF 2,01E+03 2010 BIO2 1212 2010 BIO2 1,21E+03
2010 CCGT 7820 2010 EOL1 4000 2010 EOL1 4,00E+03
2010 BIO1 1,13E+03 2010 EOL2 6000 2010 EOL2 6,00E+03
2010 BIO2 1,21E+03 2010 EOLOFF 2913 2010 EOLOFF 2,91E+03
2010 EOL1 4,00E+03 2011 CCGT 10423 2011 CCGT 1,04E+04
2010 EOL2 6,00E+03 2011 BIO1 1131 2011 BIO1 1,13E+03
2010 EOLOFF 2,01E+03 2011 BIO2 1212 2011 BIO2 1,21E+03
2011 CCGT 9060 2011 EOL1 4000 2011 EOL1 4,00E+03
2011 BIO1 1,13E+03 2011 EOL2 6000 2011 EOL2 6,00E+03
2011 BIO2 1,21E+03 2011 EOLOFF 2913 2011 EOLOFF 2,91E+03
2011 EOL1 4,00E+03 2012 CCGT 11947 2012 CCGT 1,19E+04
2011 EOL2 6,00E+03 2012 BIO1 1131 2012 BIO1 1,13E+03
2011 EOLOFF 2,01E+03 2012 BIO2 1212 2012 BIO2 1,21E+03
2012 CCGT 9060 2012 EOL1 4000 2012 EOL1 4,00E+03
2012 NCLAV 2,00E+03 2012 EOL2 6000 2012 EOL2 6,00E+03
2012 BIO1 1,13E+03 2012 EOLOFF 2913 2012 EOLOFF 2,91E+03
2012 BIO2 1,21E+03 2013 CCGT 13713 2013 CCGT 1,37E+04
2012 EOL1 4,00E+03 2013 BIO1 1131 2013 BIO1 1,13E+03
2012 EOL2 6,00E+03 2013 BIO2 1212 2013 BIO2 1,21E+03
2012 EOLOFF 2,01E+03 2013 EOL1 4000 2013 EOL1 4,00E+03
2013 CCGT 9060 2013 EOL2 6000 2013 EOL2 6,00E+03
2013 NCLAV 4,31E+03 2013 EOLOFF 2913 2013 EOLOFF 2,91E+03
2013 BIO1 1,13E+03 2014 CCGT 15396 2014 CCGT 1,54E+04
2013 BIO2 1,21E+03 2014 BIO1 1131 2014 BIO1 1,13E+03
2013 EOL1 4,00E+03 2014 BIO2 1212 2014 BIO2 1,21E+03
2013 EOL2 6,00E+03 2014 EOL1 4000 2014 EOL1 4,00E+03
2013 EOLOFF 2,01E+03 2014 EOL2 6000 2014 EOL2 6,00E+03
2014 CCGT 10200 2014 EOLOFF 2913 2014 EOLOFF 2,91E+03
2014 NCLAV 4,31E+03 2015 CCGT 17695 2015 CCGT 1,77E+04
2014 BIO1 1,13E+03 2015 BIO1 1131 2015 BIO1 1,13E+03
2014 BIO2 1,21E+03 2015 BIO2 1212 2015 BIO2 1,21E+03
2014 EOL1 4,00E+03 2015 EOL1 4000 2015 EOL1 4,00E+03
2014 EOL2 6,00E+03 2015 EOL2 6000 2015 EOL2 6,00E+03
2014 EOLOFF 2,01E+03 2015 EOLOFF 2913 2015 EOLOFF 2,91E+03
2015 CCGT 11900 2016 CCGT 19533 2016 CCGT 1,95E+04
2015 NCLAV 4,31E+03 2016 BIO1 1131 2016 BIO1 1,13E+03
2015 BIO1 1,13E+03 2016 BIO2 1212 2016 BIO2 1,21E+03
2015 BIO2 1,21E+03 2016 EOL1 4000 2016 EOL1 4,00E+03
2015 EOL1 4,00E+03 2016 EOL2 6000 2016 EOL2 6,00E+03
2015 EOL2 6,00E+03 2016 EOLOFF 2913 2016 EOLOFF 2,91E+03
2015 EOLOFF 2,01E+03 2017 CCGT 21308 2017 CCGT 2,13E+04
2016 CCGT 13800 2017 BIO1 1131 2017 BIO1 1,13E+03
2016 NCLAV 4,31E+03 2017 BIO2 1212 2017 BIO2 1,21E+03
2016 BIO1 1,13E+03 2017 EOL1 4000 2017 EOL1 4,00E+03
2016 BIO2 1,21E+03 2017 EOL2 6000 2017 EOL2 6,00E+03
2016 EOL1 4,00E+03 2017 EOLOFF 2913 2017 EOLOFF 2,91E+03
2016 EOL2 6,00E+03 2018 CCGT 23242 2018 CCGT 2,32E+04
2016 EOLOFF 2,01E+03 2018 BIO1 1131 2018 BIO1 1,13E+03
2017 CCGT 16100 2018 BIO2 1212 2018 BIO2 1,21E+03
2017 NCLAV 4,31E+03 2018 EOL1 4000 2018 EOL1 4,00E+03
2017 BIO1 1,13E+03 2018 EOL2 6000 2018 EOL2 6,00E+03
2017 BIO2 1,21E+03 2018 EOLOFF 2913 2018 EOLOFF 2,91E+03
2017 EOL1 4,00E+03 2019 CCGT 24712 2019 CCGT 2,47E+04
2017 EOL2 6,00E+03 2019 BIO1 1131 2019 BIO1 1,13E+03
2017 EOLOFF 2,01E+03 2019 BIO2 1212 2019 BIO2 1,21E+03
2018 CCGT 19200 2019 EOL1 4000 2019 EOL1 4,00E+03
2018 NCLAV 4,31E+03 2019 EOL2 6000 2019 EOL2 6,00E+03
2018 BIO1 1,13E+03 2019 EOLOFF 2913 2019 EOLOFF 2,91E+03
2018 BIO2 1,21E+03 2020 CCGT 26239 2020 CCGT 2,62E+04
2018 EOL1 4,00E+03 2020 BIO1 1131 2020 BIO1 1,13E+03
2018 EOL2 6,00E+03 2020 BIO2 1212 2020 BIO2 1,21E+03
2018 EOLOFF 2,01E+03 2020 EOL1 4000 2020 EOL1 4,00E+03
2019 CCGT 20700 2020 EOL2 6000 2020 EOL2 6,00E+03
2019 NCLAV 4,31E+03 2020 EOLOFF 2913 2020 EOLOFF 2,91E+03
2019 BIO1 1,13E+03
2019 BIO2 1,21E+03
2019 EOL1 4,00E+03
2019 EOL2 6,00E+03
2019 EOLOFF 2,01E+03
2020 CCGT 22200
2020 NCLAV 4,31E+03
2020 BIO1 1,13E+03
2020 BIO2 1,21E+03
2020 EOL1 4,00E+03
2020 EOL2 6,00E+03
2020 EOLOFF 2,01E+03
7 Conclusiones
7- Conclusiones
Después de analizar los resultados se puede observar que los resultados obtenidos en los
escenarios con coste fijo de tecnología nuclear de 1700€/MW y el escenario con coste
2000€/MW son exactamente idénticos por lo que las conclusiones las obtendremos de
comparar los resultados de los dos primeros escenarios (1400€/MW y 1700€/MW).
Una de las salidas que proporciona el modelo, hace referencia a la nueva potencia
adicional por tecnología que sería necesario construir para satisfacer la demanda. Los
resultados obtenidos nos indican que las tecnologías a implantar los próximos años son:
- BIO1: Biocombustibles.
- BIO2: Biomasa procedente de desperdicios agrícolas.
- EOL1 y EOL2: Energía eólica dependiente de la velocidad del viento.
- EOLOFF: Eólica Offshore
- N_CCGT: Ciclos Combinados
- NCLAV: Nueva Nuclear.
El resultado más importante que podemos observar tras comparar estos dos primeros
escenarios es que en el escenario de 1400€/MW aparece una potencia total de 4310 MW
de energía nuclear nueva instalada en los años 2012 (2000 MW) y 2013 (2310 MW)
mientras que en el escenario de 1700€/MW no aparece ningún MW de potencia nuclear
nueva en ningún año.
EVOLUCIÓN POTENCIA ADICIONAL ESCENARIO 1400€/MW
0
5000
10000
15000
20000
25000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Años
Po
ten
cia
adic
ion
al N_CCGT
BIO1
BIO2
EOL1
EOL2
EOLOFF
NCLAV
EVOLUCIÓN POTENCIA ADICIONAL ESCENARIO 1700€/MW
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Años
Po
ten
cia
adic
ion
al
N_CCGT
BIO1
BIO2
EOL1
EOL2
EOLOFF
NCLAV
Como se observa en los resultados del modelo, el coste de inversión de centrales
nucleares es clave para determinar la composición del parque de generación en España a
futuro. En el escenario de 1400€/MW se construirían 4310MW de nuevas centrales
nucleares, en vez de otro tipo de centrales, principalmente los Ciclos Combinados.
Evolución emisiones CO2
0
20
40
60
80
100
120
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Años
Em
isio
nes
CO
2Escenario 1400€/MW Escenario 1700€/MW
También se puede observar que las emisiones de CO2 son siempre inferiores a partir de
la instalación de nueva potencia nuclear (2012 y 2013), de manera que a partir de la
entrada de nuevas nucleares el escenario de 1400 €/kW presenta una reducción de las
emisiones de CO2 del 14% de media con respecto al escenario de 1700 €/kW.
Potencia Instalada Escenario 1400 €/MW. Año 2020
Hidráulica14%
Nuclear7%
CCGT11%
Carbón10%Fuel
6%
No renovable6%
Otras renovables1%
Eólica9%
MINH2%
N_CCGT18%
BIO11%
BIO21%
EOL25%
NCLAV4%
EOLOFF2%
EOL13%
Hidráulica
Nuclear
CCGT
Carbón
Fuel
No renovable
OtrasrenovablesEólica
MINH
N_CCGT
BIO1
BIO2
EOL1
EOL2
EOLOFF
NCLAV
Potencia Instalada Escenario 1700€/MW. Año 2020
Hidráulica14%
Nuclear7%
CCGT11%
Carbón10%Fuel
6%
No renovable6%
Otras renovables1%
Eólica8%
MINH2%
N_CCGT22%
BIO11%
BIO21% EOL2
5%
EOLOFF3%
NCLAV0%
EOL13% Hidráulica
Nuclear
CCGT
Carbón
Fuel
No renovable
Otras renovables
Eólica
MINH
N_CCGT
BIO1
BIO2
EOL1
EOL2
EOLOFF
NCLAV
Se puede observar como la nueva potencia nuclear sustituye principalmente a la energía
generada por el ciclo combinado, de forma que en el escenario de 1400 €/kW la nuclear
supondría un 4% de la potencia instalada y el ciclo un 29%; mientras que en el
escenario de 1700 €/kW el ciclo supondría un 33% y no habría nuclear.
Por lo tanto se puede llegar a la conclusión de que para un coste de 1400€/MW la
tecnología nuclear tiene cabida en el mercado con más de 4000 MW de potencia
instalada, mientras que con 1700€/MW la tecnología nuclear no obtendría los ingresos
suficientes para rentabilizar la inversión.
En este caso sería necesario tomar medidas incentivadoras para que la tecnología
nuclear fuese más atractiva y económicamente rentable, podría optarse por utilizar un
sistema de primas o tomar medidas de forma que se disminuya el coste de capital de
semejante inversión. Según el modelo, la parte de la inversión que sería necesario
subvencionar sería la que excediese de los 1400€/MW.
Por lo tanto, se puede llegar a la conclusión de que la implantación de nueva potencia
de tipo nuclear tiene cabida en el mercado español si los costes de construcción son del
orden de unos 1400€/MW, mientras que para situaciones de coste superior a 1700€/MW
serían necesarias medidas incentivadoras para implantar dicha energía.
8 Bibliografía
8- BIBLIOGRAFÍA
-Dictamen del Comité Económico y Social Europeo sobre el tema «Situación y
perspectivas de las fuentes de energía “tradicionales” (carbón, petróleo y gas natural) en
la futura combinación energética (2006/C 28/02)
-Nuclear Power and Climate change (AEN/NEA)
-Competitividad de la energía nuclear (Foro Nuclear)
-DIRECTIVA 2003/87/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO
de 13 de octubre de 2003 por la que se establece un régimen para el comercio de
derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que se
modifica la Directiva 96/61/CE del Consejo
- The Economics of the fuel cycle (Nuclear Energy Agency 1994)
- Energia Nuclear y Cambio Climático (Foro Nuclear)
-Generación electrica en el siglo XXI ( Instituto de la Ingeniería de España- Asociación
de Ingenieros del ICAI)
- Manual de Tecnología nuclear para periodistas (Foro Nuclear)
-Nuclear Power in Competitive Electricity Markets (Nuclear Energy Agency 2000)
-The new economics of the nuclear power (World Nuclear Association)
-MIT (2003) - The Future of Nuclear Power
-OECD-NEA (2000) - Reduction of Capital Costs of Nuclear Plants
-Royal Academy of Engineering (2004) - The Cost of Generating Electricity
-Tarjanne R & Luostarinen K (2003) - Competitiveness Comparison of the Electricity
Production Alternatives
-University of Chicago (2004) - The Economic Future of Nuclear Power
-Nuclear Energy in a Sustainable Development Perspective (Nuclear Energy Agency
2000)
-Nuclear Energy Today (Nuclear Energy Agency 2005)
-The real cost of nuclear electricity production (Greenpeace 2005)
-Operación a largo plazo de las centrales nucleares españolas.
-Nuclear energy the future climate (The Royal Society 1999)
-Nuclear Energy Perpectives (EPRI- Asociación Nuclear Española 2006) (Presentación)
-Sustainability Potential of Nuclear Energy in a Sustainable Development Perspective
(Nuclear Energy Agency 2005) (Presentación)
-Energía Nuclear : Una visión desde la industria (Fundación Alternativas 2006)
- A Roadmap to Deploy New Nuclear Power Plants in the United States by 2010
Volume II Main Report. United States Department of Energy Office of Nuclear
Energy, Science and Technology and its Nuclear Energy Research Advisory Committee
Subcommittee on Generation IV Technology Planning (2001)
-PROSPECTS FOR NUCLEAR POWER Paul Joskow (MIT 2006)
- Nuclear Power: Economic Alternative for Baseload Electricity. The Future of Nuclear
Energy in Wisconsin. (EPRI 2003)
-ABWR Cost//Schedule//COLL Project at TVA’s Bellefonte Site. TOSHIBA
CORPORATION, General Electric Company, USEC, Bechtel Power Corporation,
Global Nuclear Fuel – America (2005)
-The latest nuclear reactor technologies. BEAwec Workshop : 14 April 2005
- The EPR, a strategic choice (Areva 2005)
-Using Probabilistic Analysis to Value Power Generation Investments under
Uncertainty Fabien A. Roques, William J. Nuttall and David M. Newbery (2006)
-The Gas Turbine – Modular Helium Reactor: A Promising Option for Near Term
Deployment. General Atomics.
- Guide to nuclear energy. Nuclear Energy Institute. (2001)
-High Temperature Gas Reactors.
-IRIS – International Reactor Innovative and Secure ( IRIS project 2006)
-PROSPECTS FOR NUCLEAR POWER A U.S. PERSPECTIVE Paul L. Joskow
(2006).
-SUPPLY SECURITY IN COMPETITIVE ELECTRICITY AND NATURAL GAS
MARKETS Paul L. Joskow (2005)
-Nuclear Power – Global Status and Trends report by Y u r i S o k o l o v and Alan
McDonald (2006)
- The Future of Nuclear Power in the United States: Economic and Regulatory
Challenges by Paul L. Joskow. December 2006.
- The role of nuclear power in a low carbon economy. Paper 4: The economics of
nuclear power. An evidence-based report for the Sustainable Development Commission
by Science & Technology Policy Research (SPRU, University of Sussex) and NERA
Economic Consulting (2006).
- PIU Energy Review Working Paper: The Economics of Nuclear Power.(2002)
- Projected Costs of Generating Electricity (AEN/NEA 2005)
- Nuclear Power: Least-Cost Option for Baseload Electricity in Finland. Risto Tarjanne
& Sauli Rissanen.
- THE JAMES A. BAKER III INSTITUTE FOR PUBLIC POLICY OF RICE
UNIVERSITY. THE ROLE OF NUCLEAR POWER IN ENHANCING
JAPAN’S ENERGY SECURITY (2004)
- Incorporating oligopoly, CO2 emissions trading and green certificates into a power
generation expansion model. Pedro Linares, Francisco Javier Santos, Mariano Ventosa,
Luis Lapiedra. Instituto Investigación Tecnológica .Universidad Pontificia Comillas.
- Scenarios for the evolution Spanish electricity sector: Is it in the right path to
sustainability?. P.Linares, F.J.Santos, J.I.Perez-Arriaga.
- Costes de las Centrales Nucleares Españolas. Año 2006. UNESA.