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SOCIEDAD NUCLEAR ESPAÑOLA

N º 3 2 6 • F E B R E R O 2 0 1 2

Nuclear España

Alf ioVIDAL

Director Nuclearde NuGen

LA REVISTA DE LOS PROFESIONALES DEL SECTOR NUCLEAR

EL PRINCIPIO DE UN PROYECTO NUCLEAR

Nuc

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Esp

aña

• Nº

32

6 •

Feb

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2012

30ANIVERSARIO

SUMARIO

2 EDITORIAL 3 INTRODUCCIÓN 4 ENTREVISTA Alfio VIDAL. Director nuclear de NuGen

9 EL PRINCIPIO DE UN PROYECTO NUCLEAR 9 Proceso regulatorio nuclear en el Reino Unido: el camino hacia la licencia nuclear. Manuel Prieto

13 Full Construction Approved for Georgia’s New Nuclear Units with Granting of License Todd Terrell

16 Los desafíos de los nuevos proyectos nucleares. Experiencia de E.ON Joachim Specht y Jose Luis Pérez Rodríguez

20 Nuclear New Build in the UK. A Focus on EDF Energy’s Hinkley Point C Project Richard Mayson

23 Experiencia en Proyectos de EPRTM: selección de socios y cadena de suministro Daniel de Lorenzo

27 Cadena de suministro para las nuevas construcciones: “Buy where we build®” Jose Luis Cruz y Santiago Bueno

30 The future of the UK nuclear industry Keith Parker

33 Strategy for energy policy in the UK Tim Stone

38 Esquemas de contratación en los nuevos proyectos nucleares Marcial Tielas

41 LAS MEJORES PONENCIAS DE LA 37ª REUNIÓN ANUAL DE LA SNE 41 OPERACIÓN: Aplicación del Sistema Beacon TSM a la operación de reactores PWR. Juan Andrés Lozano, Claude Mildrum y José Francisco Serrano 45 NUEVOS REACTORES: Estudio de un escenario de parque nuclear compuesto únicamente por reactores de Generación IV Sara Pérez-Martín, Raquel Ochoa y Gonzalo Jiménez Varas

52 NUCLEARES POR EL MUNDO Xavier JARDÍ. Director de Calidad del Proyecto AE Edificios ITER

57 INICIATIVAS A RAÍZ DE FUKUSHIMA 59 SECCIONES FIJAS

NÚMERO 326. FEBRERO 2012

Edita SENDA EDITORIAL, S.A.

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COMITÉ TÉCNICO 38 REUNIÓN ANUALPresidenta: Pilar LÓPEZ FERNÁNDEZ.Secretaria Técnica: Lola PATIÑO RAMOS.Vocales: Juan B. BLÁZQUEZ MARTÍNEZ, Alfredo BRUN JAÉN, Eva Mª CELMA GÓNZÁLEZ-NICOLÁS, Elena DE LA FUENTE ARIAS, Alberto ESCRIBÁ CASTELLS, Laura GALA DELGADO, Francisco GARCÍA ACOSTA, Andrés GÓMEZ NAVARRO, Marisa GONZÁLEZ GONZÁLEZ, Carlos LAGE PÉREZ, Silvia ORTEGA LES, Enrique PASTOR CALVO, Juan José REGIDOR IPIÑA, Rafael RUBIO MONTAÑA y Marta VÁZQUEZ CABEZUDO.

SOCIEDAD NUCLEAR ESPAÑOLA

ENT IDAD DE UT I L IDAD PÚBL ICA

Nuclear EspañaLA REVISTA DE LOS PROFESIONALES

DEL SECTOR NUCLEAR

EDITORIALDesde la Sociedad Nuclear Española siempre hemos defen-

dido que la energía es un bien escaso y por ello todos los países deben buscar las mejores fuentes energéticas en

función de los recursos naturales, las necesidades del país y la sostenibilidad a largo plazo.

El caso que nos centra en este editorial es el de Estados Unidos (EEUU). Este es un país cuya producción eléctrica generó el 2010 la cantidad de 4.120 billones (americanos) de kWh, procedente de distintas fuentes energéticas como el carbón (44,9%), gas na-tural (23,8%), nuclear (19,6%), hidroeléctrica (6,2%), renovables 4,1%, (en la que la eólica participa en un 2,3%), el petróleo (0,9%), otros gases (0,3%) y otras fuentes renovables (0,2%). De esta composición se desprende que el 70% de la producción eléctrica genera gases de efecto invernadero y del 30% es respetuoso con el cambio climático, donde la energía nuclear es la de mayor contribución.

Otro factor a considerar, según fuentes de la EIA (Annual Energy Outlook 2012), es que el ritmo de crecimiento de la producción anual sigue bajando de forma asintótica en Estados Unidos, des-de un 10% los años 50, pasando por un 3% durante los 90 a un va-lor previsto entre el 1 y 0,8% desde el 2000 al 2035, evidenciando de esta forma que el desarrollo de la sociedad americana entra en un crecimiento moderado pero constante. Un factor importante a tener en cuenta es el aumento de ahorro energético en un país de un alto consumo, pero dado su volumen de generación, el au-mento actual, aunque porcentualmente pequeño, tiene un valor absoluto notable que se debe cubrir con nuevas instalaciones.

Según la fuente indicada anteriormente, la cesta energética ame-ricana proyectada para el año 2035, se centra en un mix liderado por el aumento de participación en renovables y gas natural con una reducción del papel del carbón, así como un aumento de nuevas instalaciones nucleares para mantener aproximadamente el mismo porcentaje actual. La previsión para el 2035 es que las renovables asuman el 16%, el gas natural el 27%, el carbón el 39% y la nuclear el 18%. En este nuevo mix se puede observar la incli-nación de la balanza fósil del carbón al gas natural que se basa en la nueva tecnología de producción de gas llamada shale gas.

El shale gas no es otra cosa que gas natural contenido en arenas bituminosas ubicadas en roca sedimentaria y extraído por fracturación hidráulica de las rocas. El método de extracción co-nocido como fracking consiste en inyectar a presiones muy altas una mezcla de agua y propelentes (arena o partículas cerámicas) junto con otros fluidos químicos. La perforación y la fractura de la roca aumenta la porosidad y permeabilidad de la misma pu-diéndose capturar el gas que se conduce hasta la superficie. Esta nueva técnica se está desarrollando en EEUU, China, Argentina, y otros países. Según un informe del DOE se han extraído hasta la actualidad 862 TFC (trillones de pies cúbicos), 1.275 y 774 res-pectivamente. A medida que avanza el uso de esta tecnología, los precios del gas han disminuido, llegando la producción en 2010 a ser el 23% del gas extraído a nivel mundial. Este desarrollo ha

provocado un descenso en los precios del gas en los países que lo explotan y concretamente en EEUU desde aproximadamente ocho dólares por MBtu a unos cuatro dólares, este descenso del coste junto con la capacidad de producción a largo plazo, está estimulando en EEUU la generación eléctrica a través del gas.

Con respecto a la energía nuclear también se han producido avan-ces en este país. Por un lado a nivel regulatorio la NRC, otorga a las nuevas plantas que se van a construir, la licencia única llama-da COL (Combined License Applications). Por otro lado tenemos el inicio de construcción de nuevas centrales y las proyecciones para el desarrollo de los reactores pequeños modulares.

La licencia COL es válida para 40 años desde la puesta en mar-cha de la central y se puede renovar para un periodo de 20 años adicionales. La NRC ha recibido del orden de 25 peticiones de autorización combinada de diferentes empresas eléctricas con reactores de diversas tecnologías, AP1000, ABWR, APWR, EPR o ESBWR, que se encuentran en periodo de análisis. Recientemen-te, Southern Nuclear ha recibido la COL para construir dos reac-tores de tipo AP1000 de Westinghouse en Vogtle, en el estado de Georgia. Así mismo, se espera que próximamente, Scana reciba la licencia para sus dos nuevas centrales de V.C. Summer en Ca-rolina del Sur, también de diseño AP1000.

También están atrayendo la atención del Gobierno los reactores pequeños de unos 300 megavatios y de inferior potencia, muy útiles en localizaciones lejanas donde no existen grandes infraes-tructuras. Estos reactores pueden ser prefabricados en instalacio-nes industriales e instalados en el emplazamiento por módulos, lo que les da el nombre de small modular reactors (SMR). Estos reactores no estarán disponibles antes del 2020, incorporarán sistemas pasivos de seguridad y permitirán la operación durante periodos más largos sin recarga. Impulsado por el Departamento de Energía de EEUU, se están desarrollando SMR basados en tec-nología de agua ligera, de alta temperatura refrigerados por gas y reactores rápidos de metales líquidos refrigerados por gas.

Como siempre la energía es una encrucijada que no satisface a toda la sociedad por igual. Ante la explotación del gas no con-vencional existen detractores que manifiestan la contaminación de acuíferos del subsuelo con los productos químicos utilizados para la perforación y fracturación de la roca, así como la disolu-ción de gas en los mismos, por otro lado la solución fósil sigue produciendo gases de efecto invernadero, y en el caso de la energía nuclear también existen contrarios por diversas causas. No obstante todas estas reflexiones nos devuelven al inicio de este editorial. Pensamos que se deben utilizar todas las fuentes energéticas de forma cabal y sostenible, de tal manera que cada país deberá confeccionar su cesta basada en sus necesidades y recursos naturales.

Junta Directiva ■

2 NUCLEAR ESPAÑA febrero 2012

ESTADOS UNIDOS GRAN PRODUCTOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA

INTRODUCCIÓN

NUCLEAR ESPAÑA febrero 2012 3

El PRIS (Power Reactor Information System) de la Organización Internacional de la Energía Ató-mica refleja en su edición digital que actual-

mente hay en construcción en el mundo 63 nuevos grupos nucleares. Si bien es cierto que en Occidente podemos tener la sensación de que son pocos los nuevos proyectos en construcción y muchos los proyectos en papel, en Oriente las construcciones no han decaído encabezando el ranking China (26), Rusia (10) e India (7) con sus modelos CPR1000 (18 en construcción) y VVER V-491 (4 en construcción) y PHWR (4 en construcción).

No obstante, se están dando grandes pasos para la futura construcción de grupos nucleares en Europa y en Estados Unidos. En el caso europeo, está apare-ciendo en los planes estratégicos de algunas empre-sas eléctricas la incorporación de nueva capacidad nuclear, es el caso de Polska Grupa Energetyczna, en Polonia; se están requiriendo ofertas para la cons-trucción de nuevos grupos, es el caso de de Temelin 3 y 4 en la República Checa por parte de la compañía Cez; y sobre todo, se han seleccionado emplazamien-tos para las nuevas construcciones nucleares, es el caso de Finlandia y Reino Unido.

Especialmente significativo es el caso de Reino Uni-do, donde se ha finalizado el denominado “Generic Design Assessment”, que, como se ampliará en este número, ha certificado el diseño de los reactores AP1000® y EPRTM, y en el que Iberdrola ha sido agente activo. Por otro lado, en Estados unidos se ha producido recientemente la certificación del diseño AP1000® y se ha concedido la primera licencia com-binada de Construcción y Operación para los grupos Vogtle 3 & 4.

En el comienzo de un proyecto nuclear existen una serie de factores que deben de ser muy tenidos en cuenta para que dichos proyectos lleguen a buen fin:

una buena aceptación pública, un marco regulador estable que garantice las inversiones que se van a desarrollar y la información necesaria para conocer las necesidades energéticas de un país. El Reino Uni-do se encuentra en una buena situación en relación a estos factores, dando lugar a que varias empresas eléctricas europeas como la española Iberdrola, la francesa EdF o la alemana E.ON, tengan interés en la construcción de centrales nucleares allí. Es por ello que el presente número de la revista “Nuclear Espa-ña” tenga una marcada orientación hacia este país. Como bien se explica a lo largo de este número “la decisión del Gobierno británico de incorporar las centrales nucleares en su Plan Energético Nacional, como una tec-nología imprescindible para el cumplimiento de sus objeti-vos de garantía de suministro y reducción de las emisiones de CO2, ha conseguido atraer la inversión de las grandes empresas eléctricas”.

Otro aspecto importante recogido en este número se refiere al papel de los tecnólogos. A la hora de plan-tear un proyecto de esta envergadura por parte de este colectivo, existen condicionantes que convienen ser tratados desde un primer momento con el objeti-vo de minimizar los riesgos durante su construcción. En este número se puede ver una referencia a la se-lección de los socios estratégicos para la realización conjunta del proyecto, compartiendo alcances pero también responsabilidades. Además se puede com-probar la importancia de un correcto seguimiento de los suministros, especialmente de los componentes que son camino crítico del mismo, y cómo una op-timización en tiempos y una adecuada localización en el país donde se realiza el proyecto aseguran su realización mientras que certifican una cadena de suministros robusta, desarrollando e incrementando las capacidades locales de abastecimiento de compo-nentes.

Comisión de Redacción de la Revista ■

OCCIDENTE SIGUIENDO LA ESTELA DE CONSTRUCCIÓN DE ORIENTE

Alfio Vidal Álvarez-OssorioDirector nuclear de NuGen

La decisión del Gobierno británico de incorporar las centrales nucleares en su Plan Energético Nacional, como una tecnología imprescindible para el cumplimiento de sus objetivos de garantía de suministro y reducción de las emisiones de CO2, ha conseguido atraer la inversión de las grandes empresas eléctricas.Iberdrola, presente ya desde hace tiempo en el Reino Unido, se ha asociado con GDF Suez y juntas han creado NuGen, una sociedad cuyo objetivo es desarrollar una nueva central nuclear en este país. Con el fin de conocer cómo surge esta empresa, cómo está avanzando el proyecto y las nuevas oportunidades para el sector nuclear en Inglaterra, hemos entrevistado al director nuclear y responsable de todos los aspectos técnicos y financieros de NuGen, Alfio Vidal Álvarez-Ossorio.

IBERDROLA SE INTERESA EN EL REINO UNIDOIberdrola es una empresa multina-cional que está presente en más de 40 países, pero tiene una estrategia de internacionalización que da prioridad a la región atlántica: España, Portugal, Reino Unido, Estados Unidos, Brasil y Méjico. Además, en 2006 adquirió Scottish Power, una de las empresas surgidas de la política de privatiza-ción llevada a cabo por el Gobierno en el sector energético a principios de los años 90, “por tanto, tenemos una base de clientes importantes a la que tene-

Este ingeniero industrial, natural de Cartagena, inició su actividad profesional en Hidroeléctrica Española en 1989, en el Departamento de Operación del Sistema, pasando posteriormente por diversos puestos en las áreas de Producción Térmica, Hidráulica y Distribución. En 1992 fue nombrado director de Powerco Services S.A., operadora de la Central Térmica de Güemes en Argentina, primer proyecto internacional de Iberdrola.En 1994 se unió al equipo de la Central Nuclear de Cofrentes donde desempeñó los puestos de jefe de Mantenimiento, jefe de Central y subdirector. Tras su paso por Cofrentes, fue responsable de la seguridad nuclear de toda la flota de Iberdrola. Desde 2010 es director de Nugeneration Ltd., filial de Iberdrola en el Reino Unido para el desarrollo de nuevas centrales nucleares.

ENTREVISTA

mos que suministrar energía, lo que favorece que estemos interesados en invertir en el Reino Unido, porque es uno de los países donde Iberdrola es-tá muy asentada”, explica Alfio Vidal.

Asimismo, el interés por continuar su inversión en el Reino Unido se ha visto reforzado por la política del Go-bierno británico respecto al desarrollo de nuevas centrales nucleares, ratifi-cado en el Energy White Paper de 2007 y en la consulta del mismo año sobre el futuro de la energía nuclear The fu-ture of nuclear power. “En ellos se deja clara la prioridad de tener la mayor independencia energética posible,


asegurando el suministro a un precio razonable y reduciendo las emisiones de CO2. La conclusión a la que han llegado, tras un proceso de debate y consulta pública, ha sido que la ener-gía nuclear es imprescindible para la solución del problema. Así lo ha en-tendido primero el anterior Gobierno laborista y, ahora, el Gobierno de coa-lición de conservadores y liberales. El consenso es amplísimo y es reflejo de la opinión pública, que lo percibe como una oportunidad de crear em-pleo y reforzar la industria nacional”, indica Vidal.

SITUACIÓN ENERGÉTICA BRITÁNICAEn el Reino Unido existe un mix ener-gético que consiste, fundamental-mente, en centrales de carbón, ciclos combinados y centrales nucleares. Sin embargo, el gas están empezan-do a importarlo porque los pozos de petróleo en el Mar de Norte se están agotando. De hecho, tal y como afir-ma Vidal, “a principios de 2000 eran autóctonos en gas y ahora están im-portando alrededor del 40%, y tienen previsto el 75% para el año 2015. Esto provoca que tengan una dependencia energética exterior mucho más fuerte de la que tenían en el pasado”.

A esto se suma que están perdiendo bastante capacidad nuclear y no tienen un sustituto claro. Las centrales nu-cleares que, en los años 90, suponían el 25% de la producción de la electricidad, las tienen que cerrar porque ya han cumplido su ciclo de vida y no es viable que sigan funcionando por cuestiones técnicas. Para el año 2025 van a estar to-das cerradas, excepto Sizewell B (1.188 MW), que es la única PWR que tienen. Las demás son Magnox y AGRs por lo que tienen que sustituir esta capacidad de alguna manera.

“Si a eso se le añade que en el Rei-no Unido llueve mucho pero no hay montañas y, por lo tanto, la centrales hidráulicas son simbólicas, no tienen demasiadas alternativas. Y así lo reco-noce su ministro de Energía: “La op-ción nuclear no es la mejor opción, es la única opción””, sostiene el director nuclear de NuGen.

Este contexto les fuerza a buscar soluciones que les permita cumplir su objetivo de tener una seguridad de suministro, entendida también co-mo independencia energética de otros países, y, además, cumplir con las expectativas europeas de reducción de gases de efecto invernadero. “Pa-ra cumplir esos objetivos y, además, mantener un precio de la electricidad razonable, la energía nuclear es la úni-ca opción que consideran viable. Pero, a la alternativa nuclear, añaden tam-bién renovables, fundamentalmen-te eólica offshore. Asimismo, también quieren hacer capturas de CO2 en las centrales de carbón, aunque esta últi-ma tecnología está aún pendiente de desarrollo. Por tanto, el plan energéti-co que han establecido se basa en cen-trales nucleares y renovables eólicas offshore”, mantiene Vidal.

En concreto, en lo que respecta a la energía nuclear, si se tienen en cuenta las estimaciones que el Departamento de Energía y Cambio Climático pre-sentó ante el Parlamento el pasado año, en 2030 la energía nuclear deberá contribuir al mix británico con alrede-dor de 20 GW.

Y esto supone una llamada tanto a las grandes empresas energéticas co-

mo a los fabricantes de reactores que, desde el principio, han mostrado gran interés en el desarrollo, con la previ-sión de conseguir que el primero de los futuros reactores se conecte a la red antes de 2020.

APOYO DEL GOBIERNO INGLÉS A LA INVERSIÓNOficialmente, el nuevo plan energéti-co comenzó en 2006 con la edición del Libro Blanco de la Energía. Y, a partir de ahí, se fijaron las bases para elaborar las normativas y cambios regulatorios necesarios que permitan estas inver-siones. “Y lo están llevando a cabo y están cumpliendo los plazos marca-dos”, destaca Vidal.

Uno de los pasos ha sido otorgar la licencia de los nuevos reactores (el diseño genérico) antes que la li-cencia del emplazamiento. Con esto, los promotores que están intentando construir centrales nucleares tendrán mucha más certeza del proceso de licencia, puesto que los reactores que seleccionen estarán ya aprobados y licenciados por el regulador británico. Se ahorrarán incertidumbres y costes.

Concretamente, el EPR de Areva así como el AP1000 de Westinghouse,

En el Reino Unido, la energía nuclear ha pasado de suponer un 25% de la producción total de electricidad en los años 90 a poco más del 16% en 2010 ■


han conseguido recientemente la pre-aprobación de sus diseños, tanto por parte de la Oficina de Regulación Nu-clear (ONR, en sus siglas en inglés) como de la Agencia Medioambiental, que les han otorgado sus acreditacio-nes iDAC e iSoDA respectivamente.

Por otra parte, están cuidando bas-tante la licencia de obra y el planea-miento, lo que en el Reino Unido se denomina planning consent. Para con-seguirla, las empresas tienen que e consultar a todos los posibles afecta-dos, contestando razonadamente to-das las sugerencias y quejas recibidas, lo que implica un proceso muy lar-go y complicado. Con la aprobación el año pasado en el Parlamento del National Policy Statement for Nuclear Power Generation se ha simplificado y mejorado la gestión (de todas mane-ras, hay que pasar por ese proceso, que dura alrededor de 4 o 5 años). “En este documento se definieron las reglas a las que deberá ajustarse este tipo de proyectos y los emplazamien-tos aprobados para los mismos, lo que supone un gran paso en el desarrollo del programa nuclear británico”, re-fiere Vidal.

MOORSIDE, UNA NUEVA CENTRAL NUCLEARDespués de que el Gobierno británico realizara la evaluación medioambien-tal y de idoneidad de los emplaza-mientos para situar centrales nuclea-res, se aprobaron un total de ocho, entre los que se encuentra el adquiri-do por NuGen, ubicado en Cumbria, al noreste de Inglaterra.

La nueva compañía de Iberdrola y GDF Suez adquirió una opción de compra del emplazamiento de Moor-side en el año 2009 por un total de 70 millones de libras y, actualmente, se está valorando su viabilidad. “Cuando

SINERGIAS ENTRE EMPRESASComo explica Alfio Vidal: “Un pro-yecto de tanta envergadura, en plazos y capital, como es la construcción y puesta en marcha de una central nu-clear, hace aconsejable acometerlo en colaboración con otras empresas”. Así, EDF se ha asociado con Centrica; Eon va en consorcio con RWE, e Iberdrola se ha asociado con GDF Suez.

En febrero de 2009, nació NuGe-neration Limited, un consorcio entre Iberdrola y la francesa GDF Suez, dos de las energéticas con más amplia y reconocida experiencia en el sector nuclear, repartido al cincuenta por ciento entre las dos empresas. NuGe-neration Ltd. o NuGen, como ya se la conoce en el Reino Unido, cuenta con dos oficinas, en Londres y Cumbria, si bien parte de las actividades rela-cionadas con el proyecto se realizan también entre España y Bélgica. Una apuesta multicultural que permite a NuGen acumular la experiencia y el conocimiento necesario para la conse-cución de un proyecto de estas carac-terísticas. Por el momento, no tienen prevista la entrada de nuevos accio-nistas pero tampoco están cerrados a esta opción.

En cuanto al personal, tienen em-pleados de las empresas propietarias (Iberdrola y GDF Suez), pero también profesionales británicos. La idea es que “como estamos creando una em-presa a largo plazo, las contrataciones tengan unas perspectivas de futuro y, por tanto, estamos más interesa-dos en contratar a profesionales en el Reino Unido, lo que no implica que si necesitamos especialistas en alguna materia que no haya en Inglaterra, se recurra a otros países como España y Bélgica”, plantea Vidal.

Es un proyecto muy ambicioso y “nos tenemos que apoyar en todas

terminemos el análisis y decidamos que el emplazamiento es adecuado y económicamente viable, se tomará la decisión de adquirirlo o no. La opción de compra es irrevocable, por lo que la decisión está en nuestras manos. Si se decide comprar el emplazamiento, seguiremos adelante con el proyecto”, ratifica Vidal.

En esta zona se prevé construir la futura central de Moorside, que es el nombre que se hizo oficial el pasado mes de diciembre, durante la confe-rencia anual que lleva a cabo la Aso-ciación de la Industria Nuclear (NIA) en la capital inglesa, y que reúne a los actores principales del panorama nuclear en el Reino Unido.

Esta instalación nuclear ocupará una superficie cercana a las cien hec-táreas, pudiendo albergar hasta tres rectores, y con una capacidad total que podría llegar hasta los 3.600 MW.

NuGen, al abrigo de sus empresas madres, pretende que la tecnología que les permita alcanzar esa potencia sea la más idónea para las característi-cas del lugar, y aspira a lanzar próxi-mamente un proceso de selección entre los dos diseños que han sido evaluados por las autoridades britá-nicas. Este procedimiento debe estar finalizado en 2014.

Una vez seleccionada la tecnología y estudiado el emplazamiento se po-drán conocer de forma más precisa los datos económicos. Entonces, las empresas propietarias decidirán si la inversión sigue adelante. Y si es así, se firmará un contrato con el tecnó-logo seleccionado y se comenzará la construcción de la central que tendrá un periodo de dos años de precons-trucción. Se estima que para 2018 se hará el primer vertido de hormigón nuclear, con el objetivo de ponerla en marcha en 2023.

Los gobernantes del Reino Unido se enfrentan al reto de reemplazar toda su flota nuclear y sus antiguas centrales de carbón. Además, consideran prioritario tener la mayor independencia energética posible, asegurando el suministro a un precio razonable y reduciendo las emisiones de CO2 ■

ENTREVISTA

OPINIÓN PÚBLICA INGLESA COMPROMETIDA CON LA ENERGÍA NUCLEARLa opinión pública inglesa siempre ha estado a favor con las centrales nu-cleares, aunque es cierto que las estadísticas se vinieron abajo con Fukus-hima. No obstante, ya se han vuelto a recuperar e, incluso, la aceptación es ahora más alta que antes de Fukushima. Concretamente en la región de Cumbria el apoyo es excepcionalmente alto.

Y en esta condición no ha intervenido el Gobierno. De hecho, en el Gobierno de coalición actual, el partido liberal no estaba a favor de las centrales nucleares porque creía que no iban a ser económicamente via-bles. Pero, como no las va a hacer el Estado sino las empresas privadas, lo acepta.

“Admiten la energía nuclear siempre que no reciban ayudas del Estado. Es una condición que ha puesto el Gobierno y que figura como base fun-damental de todo el desarrollo nuclear del Reino Unido. Mientras las em-presas decidan que es rentable y quieran invertir, lo aceptan y lo apoyan”, aclara Alfio Vidal.


las empresas suministradoras dispo-nibles, si bien hay que decir que la in-dustria nuclear española es de las que está mejor posicionada en Europa para un proyecto de estas características”. En España, “hemos sabido mantener una industria nuclear con suficiente experiencia y conocimiento como para poder colaborar significativamente en un proyecto de esta magnitud, cosa que no ocurre con otras industrias del sector en el resto de Europa. En In-glaterra, tienen que mejorar mucho y tienen que recuperar el tejido indus-trial que tenían para hacer viable la construcción de estas centrales”.

Según Vidal, la industria nuclear española está muy bien considerada, “la conocen mejor de lo que yo creía y en el Reino Unido tenemos muy buena reputación, por lo que las empresas españolas deberían aprovechar esta circunstancia y tratar de ganar cuota de mercado en el exterior, porque se lo merecen y tienen un máximo nivel”.

FINANCIACIÓN DEL PROYECTOEn un proyecto de este tipo el desa-rrollo se piensa a muy largo plazo. So-lo para obtener los permisos, la licen-cia y desarrollar el proyecto, llevará del orden de 4 o 5 años. Esto tiene la ventaja de que cualquier circunstan-cia coyuntural que se pueda producir, se puede resolver mejor que en otro tipo de proyectos, porque se puede acomodar mejor el paso a las circuns-tancias del mercado. Según Vidal, “por el momento no tenemos ningún problema porque la financiación en esta etapa inicial está proviniendo de las dos empresas propietarias, pero en el futuro tendremos que estudiar cuál es la mejor alternativa”.

La industria nuclear española es de las que está mejor posicionada en Europa para colaborar en un proyecto de estas características ■

RETOS PROFESIONALES Para Alfio Vidal el estar viviendo profesionalmente los inicios de lan-zamiento de un proyecto de cons-trucción de una central nuclear es ilu-sionante: “En mi carrera profesional he tenido la oportunidad de conocer todos los aspectos de gestión y la ope-ración y me hace mucha ilusión estar involucrado ahora en un proyecto de construcción de nuevas centrales”.

Es un reto profesional importante. “Es un proyecto muy ambicioso y yo creo que nos va a dar muchas satisfac-ciones y experiencia a las personas que estamos involucradas”, argumenta.

GOBIERNO BRITÁNICO FRENTE A FUKUSHIMAFukushima ha tenido mucho impac-to en todo el mundo y en el Reino Unido también. La primera reacción en el Reino Unido fue la prudencia y esperar a tener los datos suficientes

para tomar las decisiones necesarias: se encargó al regulador británico que estudiara el caso y, en un tiempo re-lativamente breve, se analizó la si-tuación y se elaboró un informe, que concluyó que las centrales británicas existentes son seguras y pueden se-guir funcionando.

Eso sí, el estudio contemplaba una serie de recomendaciones que afectan tanto a la licencia genérica como a la licencia de los emplazamientos “y que por supuesto tendremos en cuenta en nuestro proyecto”, asegura Vidal.

La investigación también ponía de manifiesto que el accidente de Fukus-hima no suponía ningún impedimen-to al desarrollo de nuevas centrales en Reino Unido. Por lo que, basándo-se en este informe técnico indepen-diente, el Gobierno tomó la decisión de seguir adelante con sus planes y de no cambiar de estrategia. De este modo, la apuesta por la energía nu-clear continúa su rumbo en Inglaterra a diferencia de lo que ocurre en otros países europeos.

En opinión de Vidal, la solución energética en Europa pasa por tener un mix con centrales nucleares: “No veo otra solución mejor a la energía de base que la nuclear si queremos cumplir con el objetivo de tener cen-trales limpias, seguras y que nos per-mitan ser independientes energéti-camente de terceros países que, en algunos casos, pueden ser conflicti-vos.”

CREDIBLE NUCLEAR OPERATOR, CONDICIÓN SINE QUA NON PARA OPERAR EN REINO UNIDO

Credible Nuclear Operator, es un estatus que exige el Gobierno inglés para que las empresas puedan optar a la compra de los emplazamientos nucleares que se sacan a subasta. Las dos condiciones que se deben cum-plir son:

- Ser operadoras nucleares en alguna central del mundo.- Tener licencia de generador en Reino Unido.Tanto Iberdrola como GDF Suez satisfacen dichos requisitos, por lo que

se consideran Credible Nuclear Operators.


Proceso regulatorio nuclear en el Reino Unido: el camino hacia la licencia nuclearM. Prieto

El relanzamiento de un programa de generación eléctrica con energía de origen nuclear en cualquier país, incluso en aquellos que ya disponen de un sistema regulatorio adecuado, pionero en Europa y en el mundo, y con varias centrales en funcionamiento desde hace años, como es el caso del Reino Unido (RU), siempre lleva consigo una serie de reformas de gran calado institucional y nacional, y que sirven a la vez para elevar los niveles de seguridad nuclear al máximo nivel, para reducir el riesgo de los inversores en dicho programa y para asegurar que tanto los organismos reguladores como los propios gobiernos cumplan con su función fundamental: servir y proteger al ciudadano y trabajar siempre para mejorar el bienestar de su país.

MANUEL PRIETO URBANO es licenciado en Ciencias Físicas y Máster en Energía Nuclear por el Ciemat/UAM. Ha sido subdirector del Programa Español de Centrales Nucleares Avanzadas y responsable de la participación española en el programa EPP y AP1000 en la DTN, responsable de las actividades de promoción y licenciamiento nuclear de Iberdrola en el Reino Unido y actualmente responsable de la obtención de los permisos nucleares, medioambientales, de planificación, etc, y de la seguridad nuclear, radiológica, física, medioambiental e industrial en el consorcio de Iberdrola en el Reino Unido, NuGeneration (NuGen).

Relaunching a nuclear-based electric power generating system in any country, even in one like the United Kingdom (UK) that already has an adequate regulatory system that is pioneering in Europe and the world and has had several plants in operation for many years, always involves a series of far-reaching reforms of an institutional and national nature which, at the same time, serve to raise the standards of nuclear safety to the highest level, in order to reduce the risk run by the investors in the program and to ensure that both regulatory bodies and governments fulfill their fundamental function: serve and protect the citizen and always strive to improve the country’s well-being.

INTRODUCCION

En el año 2003, el por entonces gobier-no del laborista Tony Blair, editó un libro blanco sobre energía en el que se planteaba que, para cumplir con los compromisos legales adquiridos mediante la ratificación del protocolo de Kioto, compromisos que obligaban al Reino Unido (RU) a reducir sus emi-siones de dióxido de carbono a niveles

inferiores a los del año 1990, y a la vez mantener la estabilidad del sistema de producción de electricidad, pro-mover su competitividad y evitar la dependencia energética del exterior, era necesario acometer un reforma ba-sada en un plan que contemplase el aumento de la eficiencia energética y de la contribución de la energías reno-vables al sistema, unido a otra serie de

medidas en materia regulatoria (mer-cado de comercio de emisiones de CO2, innovación tecnológica, etc...). En este primer estudio del gobierno laborista, no se incluía, ni siquiera como opción, la construcción de nuevas centrales nucleares.

Bastaron tan solo tres años, para que su gobierno, y el mismo Tony Blair, reconocieran públicamente que no había otra manera de acometer es-tas reducciones de emisiones mante-niendo a la vez la calidad y seguridad del suministro y la independencia del exterior sin contar con la energía nu-clear. Así pues, en mayo de 2006, en un discurso en la cena de la Confede-ración de la Industria Británica (CBI), Tony Blair anuncio que su gobierno iba a elaborar un plan para que, como mínimo, se sustituyera por nueva po-tencia de origen nuclear la de los vein-tidós reactores nucleares existentes en aquel momento en el Reino Unido y que paulatinamente, excepto uno, iban a desconectarse de la red e iniciar su proceso de desmantelamiento hasta el año 2024-25. Así mismo, anunció que


Figura 1. Tony Blair en la cena anual del CBI, en Londres

su Gobierno iba a hacer todo lo posible para convertir Inglaterra en el país más apetecible para que las empresas eléctricas invirtieran en nuevas plan-tas nucleares, reduciendo en lo posible el riesgo inversor mediante reformas legislativas e institucionales. Por su-puesto, el Reino Unido mantendría de manera firme en esta estrategia de re-ducción de emisiones una apuesta por las energías renovables, por la eficien-cia energética e incluso por la captura de carbono, conscientes de que sólo la opción nuclear es a su vez, si se con-sidera de manera aislada, una opción necesaria, pero no suficiente.

LIBROS BLANCOS

Estas propuestas de reformas se fueron plasmando en una serie de libros blan-cos; el libro blanco sobre grandes infraes-tructuras, el libro blanco sobre energía y el libro blanco sobre energía nuclear, apoya-dos por varios proyectos de ley; la Ley de Planificación (Planning Bill), la Ley Energética (Energy Bill) y la principal, la National Policy Statement.

En el primer libro blanco, el de in-fraestructuras, se sientan las bases so-bre la forma de planificar y de legislar grandes proyectos. Como primera me-dida, se determina en este libro blan-co la forma de interaccionar entre el Gobierno y el pueblo británico, me-diante consultas públicas, en las que cualquier ciudadano puede tener voz para comentar, oponerse o aprobar cualquier medida previamente a que el Gobierno la adopte. Adicionalmente, en este libro blanco se propone la crea-ción de la Comisión de Planificación de Infraestructuras (Infrastructure Planning Commission – IPC), órgano que será el encargado de decidir sobre los grandes proyectos a nivel estratégico nacional, y no solo los energéticos, sino también los de otras grandes infraestructuras. Recientemente, el nuevo gobierno de

coalición ha propuesto una modifica-ción a la manera en que se toman este tipo de decisiones, traspasando el po-der de la IPC directamente al Secreta-rio de Estado de Energía, e integrando la IPC en la Unidad de Infraestructu-ras, agencia existente entre el Gobierno y las autoridades locales. De esta ma-nera, si bien es el Gobierno central el que finalmente toma las decisiones en los considerados proyectos estratégicos nacionales, las comunidades y autori-dades locales pueden participar en el proceso de aprobación o denegación. Así pues, mediante este libro blanco, se regula uno de los dos principales “procesos de licencia” necesarios para construir nuevas centrales nucleares, el de planificación, llamado Planning Consent. Como parte de este proceso será necesario realizar un estudio de impacto medioambiental del proyecto, no solo de la central nuclear, sino de todo el proyecto en su conjunto, inclu-yendo los desarrollos locales necesa-rios (carreteras, puertos, campus para vivienda de los trabajadores, etc), y su aprobación será parte fundamental y necesaria para la obtención de la licen-cia de construcción y operación nuclear. Las propuestas de este libro blanco se desarrollan en la Ley de Planificación (Planning Bill) en las que entre otras medidas adicionales a la creación de la IPC se recoge la necesidad de legislar estos proyectos energéticos de interés estratégico nacional mediante National Policy Statements (NPS).

En el siguiente libro blanco, el de la energía (mayo 2007), se proponía, po-niendo en práctica los procesos de con-sulta antes mencionados, la primera consulta sobre la necesidad de permitir a las empresas eléctricas invertir en nuevas centrales nucleares en el Reino Unido. Asimismo se consultaba sobre la necesidad de llevar a cabo dos proce-sos paralelos, una selección estratégica

de emplazamientos (Strategic Siting As-sessment – SSA) y un estudio de impac-to medioambiental estratégico (Strategic Environmental Assessment – SEA). Estas propuestas se desarrollaron posterior-mente en la Ley de Energía (Energy Bill), en la que, entre otras, se legislaba la necesidad de que los futuros ope-radores acumulasen fondos privados proporcionales a la generación de los residuos radiactivos durante la cons-trucción y a lo largo de la operación de las instalaciones, suficientes para soportar el coste total de la gestión de estos residuos y el coste del desman-telamiento de dichas instalaciones, de manera que ni el Gobierno, ni los ciu-dadanos británicos tengan que asu-mir el coste directo de esta gestión en el futuro. Acordar el contenido de este Plan de Gestión de Residuos y de Desmantelamiento y la creación de un fondo para dotar económicamente a este plan constituye pues otro de los principales procesos de licencia. El proceso detallado de lo que se inclui-rá en este plan y de cómo se creará, gestionar y aprovisionará este fondo privado sería objeto de un solo artí-culo en sí mismo, pero es importante destacar que se han realizado hasta la fecha más de tres consultas públicas sobre los métodos de cálculo para la constitución de estos fondos y que ambos dos, el plan y el vehículo pa-ra la gestión del fondo, han de estar aprobados y constituidos antes de que el regulador nuclear pueda conceder la licencia de construcción y opera-ción para una nueva central.

LIBRO BLANCO SOBRE ENERGIA NUCLEAR

Finalmente, en el tercer libro blanco, el de energía nuclear (enero 2008), el Gobierno, llega a la conclusión, tras las consultas antes indicadas, que es de interés público el que nuevas centrales nucleares tenga un papel que jugar en el futuro mix energético del Reino Unido junto a otras fuentes bajas en emisiones. También entiende que es de interés público el permitir a em-presas privadas realizar inversiones en nuevas centrales nucleares, y que el gobierno tome las medidas necesarias para permitir su construcción. En este momento se pública el primer progra-ma oficial del renacimiento nuclear en el Reino Unido. Este programa ha ido sufriendo distintas modificaciones a medida que se ha ido afinando su de-sarrollo, incluyéndose en la Figura 3 la última versión disponible.

JUSTIFICACION REGULATORIA

Otro de los procesos regulatorios que el Gobierno británico identificó

Figura 2. Libros Blancos.



como necesario y que actualmente ha concluido es el de la Justificación Regulatoria. La justificación es un proceso basado en una recomenda-ción de la Comisión Internacional de Protección Radiológica y contenido en una directiva europea, por el cual la industria debe justificar que el beneficio que una práctica concreta reporta a la sociedad es mayor que el detrimento que pueden ocasionar las radiaciones ionizantes que ésta genera. A propuesta de una serie de empresas eléctricas interesadas, entre ellas Iberdrola, la Asociación de la In-dustria Nuclear británica (NIA) pro-puso al Gobierno la justificación de la generación de energía con el reac-tor del tipo AP1000 de Westinghouse y EPR de AREVA. Estas propuestas quedaron justificadas en octubre de 2010 por una mayoría en el parlamen-to hasta ahora nunca vista.

NPSs – NATIONAL POLICY STATEMENT

Otro de los procesos regulatorios nece-sarios según el programa del Gobier-no es el proceso de publicación de las NPS antes mencionadas. Este proceso culmina, tras varios procesos de con-sulta pública y con la aprobación del secretario de estado en julio de 2011, con la creación de un marco legal de planificación energética claro, rápido y preciso que permite al gobierno adop-tar las decisiones en materia de plani-ficación energética de la manera más transparente posible. Estas políticas fijan los criterios frente a los cuales los proyectos de energía que van a ser construidos antes del 2025 van a ser valorados y aprobados, eliminando pues mucha de la incertidumbre regu-latoria del proceso. Las NPS incluyen la aceptación a nivel estratégico, des-pués de conclusos los procesos antes

mencionados de SSA y SEA, de ocho emplazamientos con-siderados aptos para la cons-trucción de nuevas centrales nucleares antes de 2025, entre los que se encuentra el adya-cente a Sellafield, denominado Moorside, sobre el cual NuGen, vehículo creado para el desa-rrollo nuclear por Iberdrola y GDF Suez en el Reino Unido tiene una opción de compra.

PROCESO DE LICENCIA NUCLEAR

Por último, quería detenerme en otro de los procesos regula-torios necesarios, pero no úni-cos, por los que hay que tran-sitar para la construcción de nuevas centrales nucleares en el Reino Unido: el de la licen-cia nuclear. Este proceso, fruto del afán del Gobierno britá-nico por facilitar y minimizar

los riesgos a los futuros inversores, fue diseñado por su regulador, el por entonces ND (Nuclear Directorate) de-pendiente del HSE (Health & Safety Executive) como un proceso en dos fa-ses. Una primera fase, liderada por las empresas diseñadoras de los reactores, apoyadas por los acreditados como posibles licenciatarios (Credible Nuclear Operators), en la que se analizarían los diseños de una manera genéri-ca (Generic Design Assessment – GDA). La situación actual de este proceso es que el regulador ha emitido unos certificados preliminares de acepta-ción de diseño sujetos a una serie de trabajos adicionales que han quedado pactados con el regulador, en forma y en extensión (GDA Issues) y que de-berán ser resueltos por el tecnólogo o por el propio licenciatario antes de obtener la licencia definitiva y por lo tanto comenzar la construcción del diseño, y una serie de asuntos (GDA


Figura 3. Programa indicativo del Gobierno Británico – Octubre 2011.

Figura 4. Emplazamiento de NuGen - Moorside Site Projecto Moorside (página web de la IPC)

findings) que el licenciatario deberá resolver antes de poner la instalación en operación. El GDA no se dará por concluido y no se emitirán las licencia finales de aceptación de los diseños hasta que estos Issues no se hayan resuelto.

Posteriormente, una segunda fase, llamada de licenciamiento específico, en la que se evaluaría primero la em-presa y la organización propuesta por el solicitante y futuro operador y pos-teriormente, los posibles cambios en el diseño genérico aprobado en el GDA surgidos en el proceso de adaptación de dichos diseños a los emplazamien-tos específicos aprobados en la NPS, así como cualquier otra modificación propuesta en el diseño por el futuro operador. La licencia de estos tres ele-mentos de manera conjunta, diseño, emplazamiento y operador, es lidera-da por la futura empresa operadora y fruto de este proceso, el licenciatario, obtiene un permiso para construir, operar y desmantelar una o varias cen-trales nucleares en un emplazamiento concreto, con un diseño determinado, y por una organización definida. Por supuesto, para pasar de una fase a otra (construcción, operación, desmantela-miento) se necesita un consentimiento por escrito del regulador, pero la no obtención de este consentimiento no implica la revocación de la licencia, si no tan solo la necesidad de no seguir avanzando hasta que el regulador con-sidere satisfechos todos sus requisitos. Para obtener esta licencia específica, el regulador nuclear, entre otros requi-sitos, necesita además comprobar que el licenciatario ha obtenido el Planning Consent para el proyecto concreto, que tiene aprobado un plan para la gestión de los residuos y el desmantelamiento

y constituido un fondo para la finan-ciación de sus costes, que dispone de un plan de emergencia adecuado, que cumple con los permisos medioam-bientales necesarios, etc...

Una de las principales característi-cas del proceso de licencia en el Reino Unido es que se considera un proceso no prescriptivo construido alrededor de una serie de principios de seguri-dad básicos de obligado cumplimiento. Es decir, el regulador deja a iniciati-va del licenciatario que desarrolle los procesos para mantener su instalación lo más segura posible y controlada y a la vez cumplir con estos principios básicos. Entre estos principios básicos se encuentra el de mantener el riesgo de la instalación tan bajo como sea posible (ALARP - As Low As Reasonably Practicable), los SAP (Safety Assessment Principles) y las 36 condiciones de licen-cia (Nuclear Site Licence Conditions).

Adicionalmente al GDA, iniciado y concebido por el regulador nuclear, y en paralelo, el Gobierno solicitó al Dr. Tim Stone, asesor del Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático para el proceso de nuevas construcciones nu-cleares, que realizase un estudio sobre los cambios necesarios para agilizar la labor del regulador nuclear y asegurar la máxima seguridad de las futuras ins-talaciones. Entre otros cambios, la pro-puesta del Dr. Stone incluye la creación de un regulador nuclear independiente del HSE: la Oficina para la Regulación Nuclear (Office for Nuclear Regulation – ONR). En este nuevo órgano regula-dor independiente se agruparían los reguladores en materia de seguridad nuclear y de licencia, los reguladores en materia de seguridad física, los en-cargados de regular el control de los in-ventarios radiactivos y los encargados de regular el trasporte de materiales radiactivos. La ONR está en proceso de creación actualmente, y cuando finalice este proceso, se convertirá en un regu-

lador autónomo, legalmente separado de, pero apoyado por el HSE.

FUKUSHIMA – INFORME WEIGHTMAN

No puedo terminar sin mencionar como la industria nuclear británica, encabezada por su Secretario de Esta-do de la Energía, en su constante reto por aprender de sus errores y su bús-queda de la excelencia operativa en materia de seguridad, tras el desastre natural ocurrido en Japón que tuvo como consecuencia el accidente de la central nuclear de Fukushima, encar-go al inspector jefe de su organismo regulador nuclear, Dr. Mike Weig-thman, que realizase una revisión completa de la seguridad de las ins-talaciones nucleares existentes en el Reino Unido así como de los procesos que gobiernan dichas instalaciones, tanto a nivel individual como a ni-vel nacional, incluyendo las prácticas y procedimiento del propio regula-dor, el Gobierno y el resto de actores implicados, en busca de fisuras que pudiesen poner en entre dicho la con-tinuidad de dichas instalaciones así como la construcción de otras nuevas. La conclusión final de dicho estudio es, que si bien se han identificado va-rias lecciones por aprender y se han publicado varias recomendaciones a seguir para fortalecer la seguridad de las instalaciones, la energía de origen nuclear está en buena forma en el Rei-no Unido al no haberse identificado ninguna debilidad fundamental, y que por lo tanto, puede seguir consi-derándose en el Reino Unido ahora y en el futuro como una fuente pa-ra la producción de energía eléctrica segura, independiente del exterior, medioambientalmente respetuosa y que contribuirá de manera crítica a cumplir con los compromisos adqui-ridos de reducción de emisiones con-taminantes en las próximas décadas.



Figura 5. Las 36 condiciones de licencia - ONR

Figura 6. Mike Weightman entregando el informe de la IAEA sobre Fukushima a las auto-ridades Japonesas

Full Construction Approved for Georgia’s New Nuclear Units with Granting of LicenseT. Terrell

For the first time since 1978, the U.S. Nuclear Regulatory Commission (NRC) on Feb. 9, 2012, approved a Combined Construction and Operating License (COL) for Plant Vogtle units 3 and 4 near Waynesboro, Ga. Industry watchers agree that the issuance of the COL paves the way for the new beginning of the nuclear energy industry in this country. Georgia Power, a Southern Company subsidiary, owns 45.7 percent of the new units and took the industry lead in obtaining the historic license.

TODD TERRELLis the director of nuclear development communications for Southern Company. He works exclusively on the Vogtle units 3 and 4 project. He develops and implements communication strategies for the project, the consortium (Shaw Group and Westinghouse) and co-owners. Terrell joined Southern Co.’s subsidiary Georgia Power in 1988 as a spokesman. He became manager of media relations at Georgia Power. During his 24-year career at Southern Co., he has served as director of communications at Southern Company as well as director of communications for Southern Company subsidiary Mississippi Power. Prior to joining Southern Co., Terrell was a TV news reporter for five years in North Carolina, South Carolina and Georgia.

Por primera vez desde el año 1978, la Comisión de Regulación Nuclear (NRC) de los EEUU aprobó una Autorización Combinada de Construcción y Operación (COL) para las unidades 3 y 4 de Plant Vogtle, situadas cerca de Waynesboro (estado de Georgia). Los analistas de la industria creen que la concesión de la COL preparará el terreno para el nuevo amanecer de la industria nuclear en este país. Georgia Power, una filial de Southern Company, es propietario de un 45,7 por ciento de las nuevas unidades y ha tomado la iniciativa en la industria para obtener este permiso histórico.

INTRODUCTION The NRC certified Westinghouse Electric Co.’s AP1000® reactor design in December 2011. Southern Com-pany subsidiary Southern Nuclear, based in Birmingham, Ala., is over-seeing construction and will operate the two new 1,100-megawatt AP1000 units for Georgia Power and co-own-ers Oglethorpe Power Corporation, the Municipal Electric Authority of Georgia and Dalton Utilities.

In addition to Plant Vogtle, South-ern Nuclear operates two other nucle-ar plants: Hatch, near Baxley, Ga., and Farley, near Dothan, Ala. Plant Vogtle was constructed with the option to expand. With operations beginning in 2016 and 2017, Vogtle Units 3 and 4 would be the first new nuclear units built in the U.S. in the last three dec-ades.

HISTORY IN THE MAKING“This is a monumental accomplish-ment for Southern Company, Georgia Power, our partners and the nuclear industry,” said Southern Company Chairman, President and CEO Tho-

mas A. Fanning during a press brie-fing on Feb. 9 after the NRC vote on the COL. “We are committed to bringing these units online to deliver clean, safe and reliable energy to our customers. The project is on track, and our targets related to cost and schedule are achievable.”

The company expects to deliver to customers more than $1 billion in benefits from the Department of En-ergy loan guarantees, production tax credits and recovering financing costs during construction. The Georgia Public Service Commission certified $6.1 billion for Georgia Power’s 45.7 percent ownership of the new units.

“The governor and lieutenant gov-ernor of Georgia, the Public Service Commission and members of Geor-gia’s General Assembly had the vision and foresight to make bold decisions to help ensure a secure energy and economic future for the state,” said Georgia Power President and CEO Paul Bowers during the Company’s press briefing. “The new Vogtle units will provide our customers and the communities we serve with clean, af-fordable, reliable energy.


“Our communities and our country will benefit from this more than $14 billion investment, representing 4,000 to 5,000 jobs on site during peak con-struction, and in the process creating over 25,000 direct and indirect jobs by this project alone,” Bowers added.

The approval of the Vogtle COL was a joint effort with NuStart Ener-gy Development, a partnership of 10 power companies created in 2004 to obtain a COL using the new stream-lined licensing process and complete the design engineering for the se-

lected reactor technologies. In 2009, NuStart named Vogtle the reference plant for the Westinghouse AP1000 technology.

“The efforts of NuStart and the Department of Energy were vital to achieving this license,” Fanning said. “In addition, the NRC’s technical staff conducted a thorough evaluation and determined the Vogtle design is safe and meets all regulatory require-ments.”

WHY NUCLEAR?The most cost-effective, reliable and environmentally responsible fuel source today, for mass or baseload generation of electricity, is nuclear. Nuclear energy fits in Southern Com-pany’s mix of smart energy sources. It’s a proven technology that produces no greenhouse gas emissions and can relieve cost uncertainty caused by coal and natural gas prices.

By 2030, electrical demand is pro-jected to increase 27 percent in the Southeast. Additionally, current and pending legislation and environmen-tal standards are impacting electricity generation fueled by coal. The com-pany is planning to use nuclear units to extend reliable and affordable sup-plies of electricity in the Southeast.

Picture1: L-R: Tom Fanning, Southern Company CEO, Dr. Steven Chu, Energy Secretary, and Paul Bowers, Georgia Power CEO, discuss the construction of Vogtle units 3 and 4 at an on-site event Feb. 15



Nuclear generation is projected to be more cost effective than traditional coal and gas resources. Vogtle Units 3 and 4 are expected to save Georgia customers up to $6 billion in lower electricity rates over the life of the units as compared to a coal or natural gas plant. Nuclear energy is estimated to be between 15 percent to 40 percent less expensive than wind generation and 50 percent to 80 percent less ex-pensive than solar in the southeastern United States. Nuclear capacity can be built to meet local energy demand growth in Georgia. Wind and solar have limited availability in the South-east and do not offer economic-scaled options.

CONSTRUCTION PROGRESSESThe construction of two new electric generating units at Plant Vogtle con-tinues with approximately 2,000 per-sonnel focused on safety and quality in their everyday tasks. Before issu-ance of the COL, work at the site was done under what’s referred to as a “Limited Work Authorization.” Ap-proved by the NRC, it gave SNC the authority to perform specific safe-ty-related work such as preparing foundations, installing backfill and doing work on the “nuclear island” – the area where the nuclear-related components for the new units will be placed.

Approximately 300 sections of 10-foot diameter concrete and steel Cir-culating Water System (CWS) pipes are being put in place for Vogtle Unit

4. Most of the Vogtle Unit 3 CWS piping is already set and has been covered with concrete and soil. The CWS pipes will be used to re-cir-culate large quantities of water be-tween the units’ two cooling towers and their respective turbine building condensers.

Several million cubic yards of spe-cial soils were backfilled and com-pacted during the excavation of the two new units. More backfilling will take place in the years ahead as the turbine building is constructed.

The nuclear islands for Units 3 and 4 were lined with retaining walls and now extend 40 feet into the ground.

The first components that will be put in place inside the nuclear is-lands are the CR-10 modules. These are the cradles on which the contain-ment vessels will sit. Work is cur-rently under way on the Unit 3 CR-10 at the Containment Vessel Cradle Assembly Pad. Once in place, each CR-10 module and containment ves-sel bottom will be surrounded by concrete.

Between the two nuclear islands is the circular platform for the heavy lift derrick crane. The platform surround-ed by a 300 foot diameter rail-track. This will allow the crane to place the 1,000-ton sections of the containment vessels and large structural modules inside each of the nuclear islands. The first parts of the crane assembly are being placed on the track now, and the 560-foot boom is being as-sembled.

Some 5,000 construction workers will be employed on the site at the height of construction. The new units will bring some 800 permanent posi-tions to the Burke County site. Plant Vogtle units 3&4 represent a $14 bil-lion investment in the state of Geor-gia.

VOGTLE UNITS 3 AND 4 TIMELINE

• Georgia Power filed an Application for Certification of Vogtle Units 3 and 4 with the Georgia Public Serv-ice Commission (PSC) on August 1, 2008.

• The Georgia PSC approved the need and cost-effectiveness, grant-ing approval to implement the pro-posed Vogtle expansion in March 2009.

• In April 2009, Vogtle Units 3 and 4 were named the U.S. nuclear indus-try reference plant for the AP1000. As reference plant, these units will be the first in America licensed to operate using AP1000 technology.

• Early Site Permit (ESP) and Limited Work Authorization (LWA) issued by the Nuclear Regulatory Commis-sion (NRC) received August 2009.

• Combined Construction and Op-eration License (COL) for Vogtle units 3 and 4 issued by NRC on Feb. 10, 2012.

• Vogtle Units 3 and 4 are expected to be placed in service in 2016 and 2017, respectively.


Los desafíos de los nuevos proyectos nucleares. Experiencia de E.ONJ. Specht y J.L. Pérez Rodríguez

E.ON es una de las mayores compañías energéticas de capital privado del mundo. Su cartera de activos nucleares está compuesta por 21 centrales nucleares, en 13 emplazamientos localizados en Alemania y Suecia, de las cuales E.ON opera directamente 9. En la actualidad E.ON desarrolla, en dos de los países europeos abiertos a la construcción de nuevas centrales nucleares, Finlandia y UK, proyectos de construcción de gran envergadura y solidez a los que incorpora su experiencia como el mejor operador de centrales nucleares de Europa. JOACHIM SPECHT

es ingeniero por la Universidad RWTH (Alemania). Comenzó su carrera nuclear en Siemens/KW, participando en proyectos internacionales, principalmente en España y Brasil, como la fabricación y sustitución de generadores de vapor o la construcción y puesta en marcha de Angra 2, así como el suministro de servicios y mantenimiento desde distintas posiciones de gestión. A finales de 2007 se incorporo a E.ON como vicepresidente y responsable de Desarrollo de Proyectos Nucleares, del Centro de Competencias de Nuevos Proyectos Nucleares Hannover, Alemania.

E.ON is one of the largest privately-owned energy companies in the world. Its portfolio of nuclear assets is composed of 21 nuclear power plants on 13 sites located in Germany and Sweden, 9 of which are directly operated by E.ON. At present, E.ON develops large-scale construction projects in two of the European countries willing to commit to new nuclear build – Finland and UK – for which its experience as the best nuclear power plant operator in Europe is key.

E.ONE.ON es una de las mayores compa-ñías energéticas de capital privado del mundo. En sus sedes en Europa, Rusia y América del Norte, y gracias a sus más de 85.000 empleados, E.ON generó alrededor de 93.000 millones de euros en ventas en 2010. Además, E.ON es uno de los productores de energía más diversificado geográfica-mente del mundo, y posee importan-tes activos en Alemania, Reino Unido, Suecia, Rusia, EEUU, Italia, España, Francia y en los países del Benelux.

E.ON cuenta con uno de los mix de generación más diversos y equili-brados del sector. Entre su capacidad total de generación, al cierre del año 2010, contaba con casi 28.000 MW de capacidad de plantas de gas y fuel-oil, 19.000 MW en plantas de carbón, 11.000 MW en energía nuclear, 6.000 MW de capacidad hidroeléctrica y con cerca de 5.000 MW de capacidad eólica y otras energías renovables, co-mo la energía solar energía, la eólica o la biomasa.

EON EN ESPAÑAEn España, E.ON tiene un parque de generación instalado de 4.600 MW entre energía convencional y renova-ble en toda la Península Ibérica: las plantas de generación están ubicadas en las comunidades de Andalucía,

Aragón, Asturias, Cantabria, Galicia, Murcia, Castilla la Mancha, Castilla León y Cataluña. Además, distribu-ye y comercializa electricidad a más de 680.000 clientes a través de una infraestructura de 33.000 kilómetros de red.

Cuenta con tres centrales de ciclo combinado en Tarragona, Cádiz (Ba-hía de Algeciras) y Teruel (Escatrón), que utilizan las más modernas téc-nicas de generación de ciclo combi-nado, consiguiendo altos niveles de eficiencia y contribuyendo a reducir de forma considerable las emisiones atmosféricas.

Además, E.ON España trabaja en ambiciosos proyectos para aumentar su cartera de generación, como el de la ampliación de la central hidráulica de bombeo reversible de San Miguel de Aguayo, Cantabria, que pasará, en 2018, de los actuales 360 MW de potencia a 1.360 y contará con una in-versión de alrededor de 600 millones de euros. Esta central será clave para la integración de las energías renova-bles y contribuirá a lograr una mayor seguridad en el suministro en el norte de España.

LA FLOTA NUCLEAR DE E.ONLa cartera de activos nucleares de E.ON está compuesta por 21 centra-les en 13 emplazamientos localizados

JOSE LUIS PÉREZ RODRÍGUEZ es ingeniero industrial por la UPM, ingeniero nuclear por el CEA francés, Máster en Ciencia y Tecnología Nuclear por la UPM y titulado por la European Nuclear Energy Leadership Academy (ENELA, 2011). Ha trabajado en el sector nuclear español (Empresarios Agrupados, Ciemat, Westinghouse y Endesa) hasta que en 2010 se incorporó al Departamento de Desarrollo de Proyectos Nucleares de E.ON.



en Alemania y Suecia. E.ON opera directamente nueve centrales nuclea-res, que incluyen centrales PWR y BWR, cuatro de ellas de cuatro lazos, y una de diseño Konvoi, predecesoras del diseño EPR de Areva.

Gracias al interés y al continuo tra-bajo de la compañía por mantener los más altos estándares en su flota, se puede afirmar que los indicadores y niveles de operación y seguridad de las centrales nucleares de E.ON son los más altos de Europa y de los me-jores del mundo (Tabla 1).

En el otoño de 2010, el gobierno federal alemán amplió la vida opera-tiva de todas las centrales nucleares de Alemania. Sin embargo, el trágico accidente de Fukushima en marzo de 2011 llevó al Gobierno alemán a tomar decisiones drásticas sobre su política energética. Así, con la modi-ficación de Ley de Energía Nuclear, que entró en vigor en julio de 2011, Alemania anunció el cierre inmedia-to de ocho de sus centrales nucleares (apagadas desde marzo 2011) y redu-jo considerablemente la vida de fun-cionamiento de las nueve restantes.

Dos centrales nucleares de E.ON, Isar 1 y Unterweser, están, por tanto, ino-perativas desde marzo del 2011. Las otras cuatro centrales nucleares serán retiradas del sistema como muy tarde el 31 de diciembre de 2015 (Grafenr-heinfeld), 2021 (Brokdorf y Grohnde) y 2022 (Isar 2). En cualquier caso, en estas centrales, y en las centrales nu-cleares que ya no están operativas, se siguen manteniendo los mismos niveles y criterios de seguridad que exige el propio grupo y la normativa vigente.

LOS NUEVOS PROYECTOS NUCLEARES DE E.ONPor otro lado, la realidad demuestra que muchos países siguen viendo la energía nuclear como una opción económicamente viable de producir electricidad de manera estable y prác-ticamente libre de emisiones de CO2. Dos de los países europeos que más firmemente apuestan por renovar o incrementar su capacidad nuclear son Finlandia y Reino Unido, por lo que E.ON sigue desarrollando nuevos proyectos nucleares allí.

En ambos países los proyectos par-ticipados por E.O N gozan de un fuer-te apoyo político, tanto en el ámbito nacional como local, operan en un escenario regulatorio muy sólido y los diseños nuclearse en consideración son ya bien conocidos por los regula-dores nucleares. Finalmente, todos los emplazamientos escogidos para los proyectos en los que E.ON participa cuentan con el favor de las comunida-des implicadas.

FENNOVOIMAEn Finlandia, E. ON es el accionista individual mayoritario, con un 34%, de la sociedad Fennovoima, así co-mo el único operador con experiencia previa en energía nuclear que partici-pa en este proyecto. Fenonvoima, con sede en Helsinki, proyecta construir una central nuclear que genere elec-tricidad para sus propietarios a coste de producción. Cada uno de ellos re-cibirá así una producción proporcio-nal a su participación.

En 2010, el Parlamento Finlandés otorgó a Fennovoima su “Aprobación de Principios” (Decission in Principal), que otorga el permiso del pueblo finlandés par la construcción de una nueva central nuclear de hasta 1.800 MW. Un año después, en octubre de 2011, Fennovima escogió Pyhäjoki co-mo emplazamiento para su instala-ción. Adicionalmente, Fennovoima sigue contando con un segundo em-plazamiento en Simo, al norte del país (Figura 1).

Actualmente, Fennovima está es-tudiando las propuestas de dos im-portantes proveedores de tecnología nuclear de cara a convertirse en sumi-nistradores principales del proyecto: Areva y su diseño el EPR, y Toshiba, y su diseño el ABWR. Fennovoima tomará una decisión final en 2013 con el objetivo de iniciar a la operación comercial de la central a partir de 2021 (Figura 2).

HORIZON NUCLEAR POWEREn Reino Unido, E.ON es propietaria del 50% de la sociedad Horizon Nu-clear Power Ltd, también participada por la energética alemana RWE, y cuya sede se encuentra cerca de Glou-cester. Horizon desarrollará alrededor de 6.000 MW de potencia instalada como parte de un programa nuclear que supondrá una inversión de más de 15.000 millones de libras.

Horizon cuenta con dos emplaza-mientos: Wylfa, en la isla de Anglesey, Gales del Norte, y Oldbury, en South Gloucestershire. Aunque existen pre-acuerdos para la conexión eléctrica de

Central Nuclear Potencia (MWe)

Empresa Operadora % de E.ON Fecha de cierre

previsto

Isar-1 912 E.ON 100% 2011

Unterweser 1410 E.ON 100% 2011

Grafenrheinfeld 1345 E.ON 100% 2015

Grohnde 1430 E.ON 83% 2021

Brokdorf 1480 E.ON 80% 2021

Isar-2 1485 E.ON 75% 2022

Oskarshamn 1 487 E.ON 55% 2012*



Gundremmingen-B 1284 RWE 25% 2017

Gundremmingen-C 1288 RWE 25% 2021

Emsland 1329 RWE 13% 2022

Brunsbüttel 771 Vattenfall 33% 2011

Krümmel 1260 Vattenfall 50% 2011

Ringhals 1 859 Vattenfall 30% 2016*




Forsmark 1 987 Vattenfall 9% 2020*



Tabla 1. Centrales nucleares operadas y/o participadas por E.ON (incluye centrales nucleares cuyo funcionamiento se detuvo en 2011). Nota: asume 40 de vida para las cen-trales suecas.


Figura 3. Principales emplazamientos de Horizon Nuclear Power y sus proyectos.

ambos emplazamientos, en 2010 Ho-rizon tomó la decisión de construir en primer lugar la planta de Wylfa.

Para el proyecto en Wylfa, Horizon ya ha estudiado las ofertas recibidas de dos consorcios suministradores de, en-tre otros, tecnología nuclear: EPR-DT, liderado por Areva y que propone la construcción de dos EPR, y NPD-UK, liderado por Westinghouse, que pro-pone la construcción de tres AP1000.

Horizon, que cuenta con un equi-po de 140 personas, posee su propia infraestructura organizativa y tiene una fuerte presencia en el sistema energético inglés. En esta línea, Hori-zon tiene como objetivo establecerse como compañía nuclear (Site Licence Company) este mismo año y entregar su solicitud de licencia del empla-zamiento (Site License Application) el próximo año.

La actual fase del proyecto (desa-rrollo) finalizará en 2015. Está previs-to que, para entonces, ya se hayan ob-tenido todos los permisos y licencias relativas al emplazamiento, incluidos los de los reguladores nucleares bri-tánicos; que todos los contratos apli-cables estén listos; que la conexión a red esté finalmente garantizada; y que el emplazamiento esté preparado para el inicio de los trabajos de cons-trucción.

Con el objetivo de cumplir con los plazos previstos para el desarrollo del proyecto, Horizon ya ha ejecutado en el emplazamiento de Wylfa sus pri-meros estudios de terreno y, tanto en tierra como mar adentro, ha instalado medidores de marea e investigado en detalle la topografía. De forma inme-diata, Horizon desarrollará, por ejem-plo, el Informe de Impacto Ambiental, el diseño de los túneles de agua de

Figura 1. Figura 2. Simulación en el emplazamiento de Pyhäajoki.

Figura 4. Emplazamiento de Wylfa.



refrigeración y la infraestructura de bombeo, así como las modificaciones de los accesos al emplazamiento.

En cuanto al proceso de premisos, Horizon está ya preparando su Pre-Construction Safety Report, un informe que describe los requisitos necesa-rios para garantizar la seguridad y el cumplimiento de la normativa en esta materia; así como las “bases organi-zativas”, que detallan cómo Horizon asegurará las capacidades y recursos necesarios para avalar la adecuada gestión del proyecto. Estos tres docu-mentos serán la base de la solicitud para la obtención de la licencia.

Para facilitar esta inmensa labor, Horizon ya ha desarrollado, implan-tado y está utilizando los sistemas y procesos necesarios para la adecuada gestión de la seguridad, de la salud, del medioambiente, del control de ca-lidad y, en general del la gestión del proyecto de construcción (Figura 4).

LOS DESAFÍOS DE LOS NUEVOS PROYECTOS NUCLEARESLanzar y desarrollar nuevos proyec-tos nucleares de tal envergadura no está ni mucho menos exento de retos. La actual coyuntura financiera, que influye directamente en el coste del capital, y las dificultades para encon-trar personal con experiencia en pro-cesos de desarrollo y construcción de tal magnitud, son las dificultades más habituales.

No debemos olvidar que en la ges-tión, desarrollo y ejecución de cada

uno de estos proyectos llegarán a es-tar involucradas hasta 5.000 personas, una cifra realmente impresionante, que da una idea de su complejidad. E.ON sigue reforzando ambos proyec-tos nucleares con personal propio y sigue incorporando personal cualifi-cado en sus diferentes localizaciones, entre ellos ingenieros españoles for-mados en la industria nuclear.

Por otra parte, la participación en proyectos situados en diferentes paí-ses, y avalados por diversas empre-sas propietarias, aunque minimiza la exposición a algunos de los riesgos, complica su gestión y añade la difi-cultad de la diferencia cultural.

E.ON ha conseguido en sendos pro-yectos alcanzar un equilibrio óptimo entre la gestión en las empresas que serán titulares de las licencias nuclea-res y la dotación a dichas empresas de la independencia y recursos propios necesarios para conseguir hacerlos realidad. Las compañías participantes tendrán en todo momento el control del emplazamiento, sus órganos de administración gestionarán el pro-yecto, contarán con la información necesaria sobre el diseño y estarán autorizados para subcontratar los ser-vicios externos y proveedores necesa-rios. En este marco, E.ON, ha sabido conjugar los conocimientos técnicos con la experiencia requerida para ase-gurar el éxito de las futuras empresas titulares.

Por otra parte, el hecho de lide-rar varios proyectos de construcción

de centrales nucleares hace posible el aprovechamiento máximo de los conocimientos y las sinergias entre ambos, siempre cumpliendo las leyes europeas y nacionales de competen-cia.

Para enfrentarse con eficacia a es-tos y otros desafíos, y para reunir todo este conocimiento y experien-cia, E.ON cuenta con un Centro de Competencias de nuevos proyectos nucleares que aúna y aplica las claves para el desarrollo de estas iniciati-vas, y que gestiona y canaliza todo el apoyo y experiencia de E.ON como el mejor operador de centrales nucleares de Europa. Este Centro de Competen-cia Nuclear presta a los proyectos, y a sus diferentes empresas, el soporte necesario, evalúa en detalle mercados susceptibles de nuevos desarrollos nucleares así como la viabilidad de nuevos proyectos. Además, analiza emplazamientos, diseños, posibles proveedores, procesos de licencia, define especificaciones técnicas que incorporan la experiencia operativa de E.ON y se responsabiliza de la ges-tión del proyecto durante su fase de desarrollo.

Gracias a todo ello, E.ON ha conse-guido desarrollar, en dos de los paí-ses europeos abiertos a la construc-ción de nuevas centrales nucleares, proyectos de gran envergadura y so-lidez como los comentados, que a día de hoy tienen una solvencia técnica y un nivel de desarrollo difícilmente superables.

2011CENTRALES NUCLEARES españolasEDICIÓN BILINGÜE

EN EL NÚMERO DE ABRIL DE Nuclear España

Nuclear New Build in the UK. A Focus on EDF Energy’s Hinkley Point C ProjectR. Mayson

Nuclear power has been a feature of life in the South West of England for decades. For more than fifty years, power plants at Hinkley Point have been part of the landscape and community, ever since construction of the first nuclear station began there in 1957. But we are now ready to begin a new chapter. With EDF Energy’s plans for a new nuclear power station at Hinkley Point C progressing, we are poised to revitalise the UK nuclear industry with the first new nuclear power station to be built in the UK for a generation.

RICHARD MAYSON EDF Energy Director of Planning and External Affairs, Nuclear New Build.Durante décadas, la energía nuclear ha tenido una presencia en la zona

suroeste de Inglaterra. Durante más de cincuenta años, las centrales nucleares en Hinkley Point han formado parte del paisaje y de la comunidad, desde los inicios de la construcción de la primera central nuclear en el año 1957. Sin embargo, ya estamos dispuestos a empezar un nuevo capítulo. Con el avance del plan de EDF Energía para una nueva central nuclear en Hinkley Point C, estamos preparados para revitalizar la industria nuclear británica con la primera central nuclear nueva que se habrá construido en el Reino Unido en una generación.

New nuclear will make an im-portant contribution to the UK’s future needs for clean,

secure and affordable energy. It will help to cut our carbon emissions and keep the lights on. Furthermore, with energy bills featuring high on consu-mers’ agenda this winter, it is impor-tant to remember that nuclear power can help protect households and bu-sinesses from rising oil and gas costs, an issue that is coming to the fore across Europe and beyond.

At Hinkley Point C, a new nuclear station will generate sufficient elec-tricity for five million homes and during each year of its planned 60 years of operation, it will avoid over 10 million tonnes of C02 emissions. We also believe new nuclear is part of the growth agenda for Britain. It will restart a nuclear construction indus-try after a gap of nearly twenty years and create jobs and business oppor-tunities for decades to come, as well as new contracts for local firms and a multi-million pound investment to transform the local economy.

But our priority is to make sure this is done safely and with regard for

the local community. We will never prioritise profit over people. We un-derstand the concerns people have about nuclear power - particularly following the events at Fukushima in Japan. That is why we welcomed the government’s request for a report by Dr Mike Weightman the Chief Nu-clear Inspector into the implications of the incident at Fukushima for the UK. It is why we are committed to im-plementing the Weightman report’s final recommendations for us in full. Dr Weightman reaffirmed in his fi-nal report that the UK nuclear ope-rations are safe, and that there are no safety issues that could prevent new nuclear from going ahead in the UK. Meanwhile in a twin process, the European Union has asked all nuclear operators to carry out stress tests on their plants. We have recently sub-mitted our analysis, which shows that our plants are safe even in extreme scenarios. Our reports will now be analysed by the nuclear safety autho-rity.

Which leads us to the economic ca-se and the other steps that we now need to take to turn this major project



into reality. We believe that getting more local people trained and into work is a priority. We’ll be creating at least 5,000 jobs during the construc-tion period, and 900 permanent jobs during operation. But its two decades since a new nuclear plant was built in the UK and we are having to almost recreate an industry to replace lost knowledge and expertise.

To help local people develop these necessary skills should the project go ahead, we’ll be investing more than £20 million in partnerships with local colleges, including plans for a world class national training centre that will help revitalise an entire industry.

Students and teachers have told us how important the project is to the future of many young people in the local area. There will be a big boost to the regional economy, in-dependently estimated to be worth up to £100 million during each year of construction and £40 million du-ring each year of operation. Local firms, many of which are experien-cing tough trading conditions, have told us they see Hinkley Point C as a lifeline. That’s why more than 800 companies have already registered their interest for work on our supply chain and we’ve already committed to more than £200 million worth of contracts to UK firms. In difficult economic times, these are important contributions that can help boost the entire UK economy.

But we are aware that these oppor-tunities do not exist in a vacuum and this project represents the biggest civil engineering project the UK has seen for a long time, far bigger than the Olympics.

And while it’s a project of national importance, we are not developing our plans in isolation. We’ve been a part of local communities in the UK for over 50 years.

We know that our proposed deve-lopment will bring benefits to these communities but, like any project of this magnitude during construction, it will also cause some disruption.

That is why we have approached this project in partnership, consul-ting for over two years on our plans with local people, listening to their concerns and wherever possible, adapting our plans to take these con-cerns into account.

Overall, we continue to make pro-gress. By taking the EPR Pressurised Water Reactor through the Generic Design Assessment (GDA) process jo-intly with AREVA, we are finalising a reactor design that meets Britain’s modern needs. In recent months, we have had encouraging signals from the both the Office of Nuclear Re-gulation and the UK Environment agency. At the end of last year, the ONR issued an Interim Design Ac-ceptance Confirmation, and the En-vironment Agency issued an Interim Statement of Design Acceptability,

for the EPR. All areas requiring final resolution have been identified and detailed plans to address them to the satisfaction of ONR have been agreed. Additionally, together with AREVA, we have agreed a dedicated resolution plan for new issues that have been identified as a result of the events at Fukushima in 2011.

Meanwhile, the Infrastructure Planning Commission (IPC) recently confirmed that our application for a new nuclear power plant at Hinkley Point had been accepted and will be taken forward for examination. This is another important milestone as we move ahead with our programme. As ever, we remain committed to consulting and listening in a spirit of openness and transparency.

Further progress was demonstra-ted by the co-operation agreement recently signed at the Franco-British Summit in Paris earlier this month.

These agreements included a £100 million contract to progress with preliminary works at the site, a Me-morandum of Understanding with AREVA relating to the delivery of the nuclear steam supply system and central instrumentation and control systems for the Hinkley Point C pro-ject.

We believe new nuclear should play an important role in the UK’s fu-ture energy mix and are determined to continue to work with the commu-nity to make this project a success.

Infographic representation of Hinkley Point C. ‘Courtesy of EdF Energy’.


Experiencia en Proyectos de EPRTM: selección de socios y cadena de suministroD. De Lorenzo

Las 4 unidades EPRTM en proceso de construcción permitirán aprovechar la experiencia y las lecciones extraídas del trabajo ya realizado en la construcción de nuevas plantas en los próximos años. El conocimiento adquirido en los procesos de certificación, ingeniería de detalle, cadena de suministro, logística y trabajo in situ durante los últimos años en los primeros proyectos de Olkiluoto 3 y Flamanville 3 ya se ha utilizado en el desarrollo del proyecto Taishan 1 & 2 y ha permitido ajustarse en tiempo al calendario y estar de acuerdo con el presupuesto. El objetivo del presente artículo es mostrar como puede utilizarse ventajosamente esta amplia experiencia adquirida para garantizar la ejecución de proyectos futuros, de manera que las cuestiones por resolver sean pocas y limitadas, incluso antes del inicio del proyecto. En este texto se cubrirán, desde el punto de vista del proveedor de instalaciones y servicios relacionados con la energía nuclear, algunos aspectos que generalmente no se abordan al referirse a los nuevos proyectos de construcción: la selección de los socios del proyecto y el proceso de Gate Review aplicados por AREVA en la cadena de suministro de los componentes principales.

DANIEL DE LORENZO MANZANO es ingeniero industrial por la Escuela Superior de Ingenieros Induatriales de la Universidad Politécnica de Madrid. Comenzó su carrera profesional como ingeniero de proyectos nucleares en Empresarios Agrupados. Desde 2008 es Marketing Manager for Nuclear Business en Areva en sus oficinas de Madrid.

With 4 EPRTM units under construction, the new plants to be built in the following years will benefit from the return on experience of the work already performed. The knowledge about licensing processes, detail engineering, supply chain, logistics and on-site work gathered from the Olkiluoto 3 and Flamanville 3 projects has already been used in the Taishan 1 & 2 project, resulting in a project that is on schedule and on budget. This article will show how the advantage of such broad experience gained will be used to benefit future projects to ensure certainty of completion, leaving few and limited unresolved issues even before the beginning of the project. Several areas that are not usually tackled when speaking of a New Build project will be covered by this text from the point of view of a nuclear vendor: Project Partnership Selection and the Gate Review Process applied by AREVA in the supply chain of the main components.

SELECCIÓN DE SOCIOS DE PROYECTOMejora de la gestión de los proyectos de nuevas construcciones mediante el establecimiento de acuerdos con sociosEn el contexto de un plan de acción para el establecimiento de asociacio-nes, Areva estudia nuevos mecanis-mos de colaboración para los proyec-tos de nuevas construcciones. Pueden destacarse al menos dos tipos de aso-ciaciones para la gestión de proyec-tos: el primero de ellos se basa en el modelo de fabricación de equipo original (OEM) existente, mientras que el segundo hace hincapié en una relación más estrecha entre los so-cios, que se plasma, por ejemplo, en la gestión conjunta de la obra civil o del suministro. En este último caso, es preciso seleccionar el socio del pro-

yecto antes de presentar la oferta para la ejecución óptima de un proyecto global eficiente.

No hay un sistema de suministro único de EPC (Engineering, Procure-ment and Construction), ya que las res-ponsabilidades se dividen de distintas formas en los proyectos de NPP. Areva participa en distintos sistemas de aso-ciación, en los que su responsabilidad abarca desde NSSS (Nuclear Steam Su-pply System) y NI (Nuclear Island) EP en FA3 y Taishan, donde el cliente asume la responsabilidad global de AE(Archite Engineering)/EPC, hasta un sistema de consorcio (NI / suministro de turbinas / obra civil) con fabrican-tes de equipos originales (OEM) para el proyecto “llave en mano” OL3.

Con el fin de seleccionar en cada situación el sistema de suministro óp-timo con empresas que puedan com-

plementar mejor a Areva en proyectos futuros, Areva determina las ventajas e inconvenientes de cada posible sis-tema y preselecciona los socios sobre la base de sus capacidades y sus cua-lidades de carácter regional; esto nos ayuda a preparar una propuesta sóli-da y convincente para cada oferta.

Antes de trabajar en la elaboración de la propia oferta, es necesario eva-luar nuestra situación para mejorar la competitividad y optimizar nuestras relaciones. Ante un eventual proyec-to, el primer paso consiste en evaluar la situación inicial y determinar los puntos fuertes y débiles de Areva en cada situación contractual compleja, y entonces efectuar un gap análisis que permita especificar para cada función de EPC y el alcance de las responsabi-lidades, para desarrollar un mapa de las capacidades existentes.

El segundo paso consiste en esta-blecer una preselección de posibles asociaciones mediante workshops. Esto puede realizarse desde un punto de vista absoluto para encontrar el mejor complemento para el alcance del NI o efectuarse en el marco de una oferta concreta.

El paso final consiste en decidir, en cada proyecto, el sistema de imple-mentación optimizado, teniendo en cuenta todos los aspectos contractua-les y de gestión (participación de con-tratistas conjuntos, responsabilidades compartidas, etc.).


En cualquier caso, la incorporación de un nuevo socio debe tener lugar durante la definición de la estrategia, antes de elaborar la propia oferta, pa-ra posibilitar una visión compartida e integrada de ésta.

Ventajas de un “modelo de asociación”En lo que respecta a la asociación, el planteamiento esencial es pasar de una pura relación de subcontratación a un sistema beneficioso win/win pa-ra ambas partes. La primera ventaja que se consigue con una asociación más integrada es combinar los puntos fuertes y las competencias, y modifi-car la asignación de responsabilidades desde el esquema de único OEM, en el que recaen en Areva más del 60% de las responsabilidades contractua-les, hasta alcanzar una situación más equilibrada en la que el socio asume un mayor compromiso contractual. Estimulando una distribución de ries-gos más eficiente entre los socios, con inclusión de garantías de los compro-misos adquiridos, se mejora la mi-tigación de riesgos y se optimiza el precio de la oferta (reevaluación de responsabilidades). Indudablemente, compartiendo y obteniendo un mejor conocimiento de los riesgos es más fácil mitigarlos y reducir las respon-sabilidades asociadas, lo que deja vía libre para una oferta más competitiva.

La colaboración con un socio de EPC experimentado puede mejorar la efi-ciencia global. La cooperación con un socio de EPC puede permitirnos el acceso a experiencias distintas y al conocimiento de nuestro socio en lo referente a la organización de grandes proyectos, herramientas y métodos. Si consideramos, por ejemplo, el su-ministro de equipos en grandes can-tidades como componentes eléctricos,

motores ó válvulas -que puede formar parte del camino crítico del proyecto-, tenemos que reconocer que algunas prácticas de ingeniería de campos no exclusivamente nucleares son real-mente eficaces, con procesos utilizados a gran escala en grandes proyectos de infraestructura (por ejemplo, en el negocio del petróleo y del gas). De esta forma, podemos evaluar nuestros métodos tomando como referencia a socios de primer nivel en temas espe-cíficos, y adaptar nuestras necesidades de categorías no nucleares (erección/instalación de tuberías/cableado...)

Además, el proyecto global se bene-ficiará de la experiencia y capacidad del socio (ingeniería con base local) en el desarrollo de las regiones del país del suministrador (la propia or-ganización o cadena de suministro del socio) así como en el país de ejecu-ción del proyecto (conocimiento: ca-pacidad de adaptación, conocimientos técnicos especializados para decidir nuevos emplazamientos, evaluación, establecimiento, etc.) Podemos añadir que los socios de plantas de energía convencionales tienen una cartera de proyectos mucho mayor que la nues-tra (por ejemplo, centrales térmicas), lo que les permite disponer de una red mucho más amplia de subcontra-tistas y estar familiarizados con los códigos y normas locales.

Esto nos proporciona las ventajas de una competencia externa, que es difícil de adquirir y de mantener en un nivel de “estado del arte de la tecnología” y nos ayuda e centrarnos en nuestro ne-gocio esencial y en el valor añadido real (por ejemplo, NI/NSSS frente a BoP).

Enfoque de la asociaciónEn primer lugar, tenemos que tener en cuenta que el mercado de NPP es

dinámico, y que cada vez más incorpo-ra aspectos de centrales eléctricas no nucleares. El mercado de las centrales nucleares ha cambiado, ha pasado de ser un mercado reglamentado con una empresa suministradora de ener-gía por región o incluso por país, con ingresos regulados y predecibles, a constituir un mercado privado, con menor reglamentación y más énfasis en el beneficio a corto plazo y en el retorno de la inversión. Como estos clientes tradicionales (empresas dis-tribuidoras) tienen que enfrentarse a la liberación del mercado de la elec-tricidad y a un mayor escrutinio de su situación financiera (accionistas, agencias calificadoras, etc.), su actitud a la hora de realizar grandes inversio-nes es más prudente. Para aumentar la confianza en el suministro y poder establecer acuerdos, es necesario acep-tar condiciones contractuales cada vez más exigentes, y por ello es necesario un sólido equipo de aprovisionamien-to que satisfaga tales demandas.

Es posible rebajar el riesgo de las inversiones mediante la inclusión de una etapa FEED/EWA (ingeniería y diseño iniciales / acuerdo para prime-ros trabajos) que puede durar varios años, con un nivel de compromiso es-calonado del cliente antes de tomar la decisión final de inversión. Los socios, especialmente en la gestión del EPC, pueden aportar su experiencia en la negociación de contratos a precio ce-rrado según las prácticas habituales en otros segmentos del negocio.

Además, las mayor parte de los países que están accediendo ahora al mercado esperan que una parte mayor del proyecto se efectúe local-mente; para abordar esta cuestión, los socios internacionales disponen de cobertura local que complementa a la nuestra.

Central Nuclear de Taishan 1 & 2 en China (Copyright TNPJVC/CGNPC).



Por último, el beneficio de la expe-riencia de un socio permite una tran-sición más rápida para satisfacer las nuevas necesidades de los clientes, actualizar la gestión de proyectos y resolver los problemas de índole geo-gráfica. El trabajo conjunto con socios externos con experiencia, capacidades y presencia complementarias es absoluta-mente necesario para hacer frente a las demandas de un mercado cambiante.

PROCESO DE GATE REVIEWOptimización del calendario y de la implementación del diseño y de la fabricación del equipoEn los proyectos de nuevas construc-ciones, el suministro de equipos es un proceso complejo, que requiere intercambios y análisis en los que participan todas las partes afectadas en cada etapa crítica. El proceso de Gate Review se ha establecido para fortalecer y optimizar el suministro de equipos esenciales, mediante la mejora de la gestión de las distintas fases, desde el diseño y la adquisición hasta la entrega.

La sesión de revisión de los puntos de decisión:• Limita los efectos de una eventual

falta de calidad o remodelación del proyecto y ofrece un medio para estabilizar el presupuesto,

• Permite validar el inicio de cada nueva etapa, y anticipa y mitiga los riesgos,

• Ofrece a los clientes las ventajas del suministro optimizado del equipo.

Proceso de revisión de los puntos de decisión en Flamanville 3: meta y objetivosEl proceso d revisión de los puntos de decisión es un análisis formal en

el que participan todos los actores afectados (compras, gestión de pedi-dos, control o inspección de calidad, ingeniería y jefatura de proyecto). Es-ta reunión se celebra al final de cada hito de diseño y de adquisición de productos con el fin de validar los calendarios previstos y de evaluar los riesgos y oportunidades al pasar de una etapa a otra. Efectivamente, los proyectos de nuevas construcciones de gran envergadura exigen la contri-bución de numerosos actores (contra-tos, ingeniería y aprovisionamiento) y una serie de documentos integrados. En el caso de proyecto Flamanville 3 (FA3) EPRTM , no solamente se trataba de consolidar la reconstruida cadena de suministro de Olkiluoto 3 (OL3) sino de poner en marcha un nuevo proceso para optimizar la gestión de las distintas fases del diseño y apro-visionamiento del equipo teniendo en cuenta las referencias contractuales y de seguridad.

En este entorno complejo, es fun-damental mantener una visión clara del estado del proyecto y de los prin-cipales problemas que plantea cada paso de éste, antes de pasar de una etapa a la siguiente -desde la realiza-ción de un pedido hasta la validación del diseño, para iniciar después la fabricación y efectuar las pruebas de aceptación en fábrica-.

El Gate Review se revela particular-mente importante cuando el aprovisio-namiento del equipo se incluye en el camino crítico del proyecto, y cuando el calendario es especialmente ajusta-do o las interfaces son múltiples.

Gate Review: ventajas y beneficiosEl proceso Gate Review facilita un me-jor control de los riesgos y del calen-dario con anticipación y permite:

• Evitar la repetición del trabajo, gracias a una comprensión común del estado del proyecto y de los requisitos previos de cada etapa, así como del conocimiento de los riesgos asociados al paso a la etapa siguiente.

• Iniciar lo más pronto posible la pro-ducción de los equipos críticos que requiere mucho tiempo, sin tener que esperar a que haya finalizado todo el trabajo de diseño.Además, celebrar un Gate Review

ayuda a demostrar la trazabilidad del proceso de decisión y se convierte en uno de los resortes de seguridad de nuestros productos y proyectos.

Factores de éxito claveLa parte más exigente de un proyec-to complejo y amplio como la cons-trucción de un nuevo EPRTM consiste en gestionar la configuración global (número de documentos que hay que aplicar, evolución de los datos de en-trada y cumplimiento de todos los re-quisitos). De esta forma, la eficiencia del Gate Review se basa en:• La capacidad del director del pro-

yecto para obtener una visión glo-bal de todos los aspectos de éste -contractuales, técnicos o de regla-mentación-. Esto queda garanti-zado por la experiencia adquirida por nuestros equipos de gestión de proyectos, en los que se incluyen los miembros del proyecto FA3, por sus funciones anteriores desempe-ñadas en la base instalada (plantas actualmente en funcionamiento), en las instalaciones del ciclo de combustible y en los proyectos de minería. La diversidad profesio-nal proporciona una valiosa expe-riencia común y facilita esta visión global del proyecto. El proyecto

Vasijas de los reactores FLA3 y TSH1 (Copyright TNPJVC/CGNPC).


Taishan ya se beneficia de esta ex-periencia de FLA3 y lo mismo suce-derá en los próximos proyectos de EPRTM a escala mundial.

• La experiencia profesional de Areva en materia de aprovisionamiento, basada en la retroalimentación del equipo de especialistas en diversos campos del EPRTM, han colaborado en la optimización de la gestión de las interfaces e hitos en el camino crítico del suministro de equipos. La mayor responsabilidad del equi-po de aprovisionamiento consiste en garantizar la entrega del equipo en el plazo previsto; en este senti-do, el proceso de Gate Review es una herramienta valiosa y fiable que permite conseguirlo.Aunque en el proyecto de EPRTM

en Finlandia no se ha aplicado el Gate Review, debido a las obligaciones con-tractuales de validar todos los docu-mentos antes de iniciar la fabricación del equipo, la experiencia adquirida por los equipos de Areva contribu-ye directamente a dotar de calidad y eficiencia a las decisiones tomadas en dicha revisión. El proceso de revisión de los puntos de decisión, que se ini-

ció con el proyecto FA3, ha permitido el seguimiento exhaustivo de los con-troles de calidad y de los requisitos de calidad, y ha optimizado el calendario de entrega.

Gracias a las lecciones aprendidas con el Gate Review, Areva puede ga-rantizar el establecimiento de un ca-lendario optimizado de la fabricación de sus equipos estándar, especialmen-te de aquéllos que exige un plazo pro-longado. Al mismo tiempo, garantiza la mitigación de los riesgos y facilita la trazabilidad de todas las decisiones y requisitos.

El nuevo proceso cubre todo el recorrido de aprovisionamiento del equipo, desde el enunciado de las especificaciones y la realización del pedido hasta la retroalimentación subsiguiente a la entrega. Este último aspecto es especialmente importante, ya que alimenta directamente la base de conocimiento de productos y pro-veedores de Areva y mejora la capaci-dad de la empresa para prevenir posi-bles problemas en proyectos futuros. Esta buena práctica formalizada en el proyecto FA3 se aplicará sistemática-mente en proyectos futuros.

CONCLUSIÓNLa experiencia adquirida por Areva en los proyecto de EPRTM actualmen-te en proceso de construcción ser-virá para beneficiar a las unidades de futura construcción en los próxi-mos años. Areva cuenta con amplia experiencia en distintos sistemas de proyectos, lo que nos permite buscar la asociación idónea para compartir riesgos, optimizar los precios y au-mentar la competitividad de la oferta. Los socios locales, con capacidades de valor añadido, experiencia y conoci-mientos técnicos, permiten mejorar la gestión del proyecto y aumentar su viabilidad.

Con el proceso de Gate Review se logra un mejor control de las distintas etapas de diseño, fabricación, inspec-ción y entrega del equipo. Esto es de capital importancia cuando se trata de componentes incluidos en el camino crítico del proyecto. La experiencia de Areva en el proceso de Gate Review de Flamanville 3 se aprovecha en nues-tros proyectos en China (TSH1&2) y en la preparación de nuevos proyec-tos para los próximos años.


Cadena de suministro para las nuevas construcciones: “Buy where we build®”J.L. Cruz y S. Bueno

Westinghouse ha desarrollado una estrategia de suministro global para poder hacer frente a los actuales proyectos en construcción y a los futuribles, y de esta forma ser capaces de aprovechar las ventajas que representa el suministro local. En el presente artículo se muestra la estrategia de la cadena de suministro de Westinghouse, consideraciones acerca del suministro local, el estado de calificación de suministradores, y finalmente acuerdos y alianzas con suministradores locales en todos los continentes para ser capaz de satisfacer las necesidades de las nuevas construcciones.

JOSÉ LUIS CRUZes ingeniero de Calidad y Máster en Gestión Gerencial. Desde su incorporación a Westinghouse Technology Services en 1975 ha participado en todos los proyectos nucleares de Westinghouse en España y dado apoyo a otros proyectos en EEUU y Europa. Actualmente es jefe del Departamento de Quality Operations de Westinghouse, en España.

A global supply strategy has been placed by Westinghouse in order to face the current and future constructions. And in this way, Westinghouse will be able to take advantage of benefit of Local Supply. This article shows the Westinghouse Global Supply Strategy, Local Supply considerations, the current state of supplier calcifications, and finally Memorandums of Understanding and Alliances agreed with local suppliers around the world to provide a suitable solution for the new construction needs.

INTRODUCCIÓN

Uno de los primeros desafíos con los que se encuentra un gran proyecto de construcción de la industria nu-clear a su inicio es su localización, puesto que normalmente los empla-zamientos se encuentran alejados de los suministradores habituales o los suministradores más frecuentes.

Aunque las utilities no suelen es-tablecer requisitos en cuanto al em-plazamiento de suministradores, la localización de dichos suministrado-res puede llegar a ser necesaria y sig-nificativa. Proveedores locales suelen aparecer en las listas de suministra-dores preferenciales de las plantas, por lo que al comienzo de un pro-yecto, estos suministradores pueden experimentar una notable expansión. Por esta razón, la identificación y de-sarrollo de potenciales suministrado-res locales tiene una gran relevancia durante la fase de oferta de Westing-house y, tanto los factores económicos como los aspectos sociales y estraté-gicos deben ser tenidos en cuenta a la hora de evaluar un suministrador preferente de una utility.

En algunos países los gobiernos son los propietarios o grandes accio-

nistas de las compañías eléctricas, por lo que las grandes inversiones en suministro local son tan trans-cendentes como el precio final del proyecto. Destacando además los be-neficios sociales en cuanto a puestos de trabajo y asimilación de última tecnología que se transfiere, impul-sado con la incorporación de los su-ministradores locales a la cadena de suministro en un gran proyecto. Por este motivo, el reactor AP1000® de Westinghouse presenta una gran ventaja motivada por la estrategia de la cadena de suministro: Buy where we Build® (Figura 1).

LA NUEVA FLOTA DE REACTORES REQUERIRÁN UN CRECIMIENTO GLOBAL DE LA CADENA DE SUMINISTRO E INTEGRACIÓN

Westinghouse ha desarrollado una red de suministradores en todos los continentes para ser capaz de abas-tecer las necesidades de las nuevas construcciones. No obstante, ante una futurible construcción, esta red de suministradores estratégicos debe ser complementada por otros suminis-tradores no tan estratégicos y de más carácter local (Figura 2).

SANTIAGO BUENOes técnico en Electricidad Industrial. Se incorporó en 1983 a Westinghouse Technology Services. En 1997 inicia sus actividades en el Dpto. de Compras y Transportes, y desde 2008 es responsable del departamento de Supply Chain Management de Westinghouse, en España y en la región sureste de Europa, desde donde se gestionan las labores propias de aprovisionamiento y logística, transporte nacional e internacional y apoyo al desarrollo de suministradores potenciales para el mercado nuclear.


A los suministradores potenciales se les exigirá y se les está exigiendo similares requisitos en cuanto a se-guridad, calidad, plazos de entrega, competitividad económica, valor aña-dido, conocimiento y cumplimiento con la regulación global y regional, además de demostrar fiabilidad y responsabilidad.

EVALUACIÓN Y CALIFICACIÓN DE UN SUMINISTRADOR

El desarrollo y calificación de sumi-nistradores locales comienza con la fase de preparación de la oferta de la central nuclear a la compañía eléc-trica.

Los suministradores de equipos, partes, materiales y servicios para la construcción de una central nuclear

tienen que cumplir con unas exigen-cias técnicas y de calidad especiales que requieren la implantación de un programa de garantía de calidad, que no se logra sino después de una labor larga, detallada y exigente en aéreas tales como: documentación del pro-grama de calidad, entrenamiento y certificación del personal que inter-viene en las tareas relacionadas con la calidad y control detallado de todas las actuaciones y documentos que ase-guran y garantizan el cumplimiento con las exigencias del proyecto, que vienen del cliente, del regulador y de Westinghouse.

Las primeras aproximaciones a los potenciales suministradores van en-focadas a la identificación de desfases programáticos para, a continuación,

iniciar la calificación formal, con exigen-cias concretas. Si es necesario, en paralelo, se recurre a medidas adicionales tales como seminarios o cursos de entrenamiento es-peciales, como se hizo en España en los 70, en colaboración con la Universidad Politéc-nica, para ayudar a los potenciales sumi-nistradores, de enton-ces, a desarrollar los programas de calidad nuclear.

La calificación se lleva a cabo median-te auditoría detallada del programa de ca-lidad así como de su

implantación, para lo cual el grupo auditor, normalmente compuesto por un jefe auditor y especialistas, utiliza el sistema de entrevistas y comproba-ción de documentos con una lista de chequeo detallada, que contiene los elementos principales de las normas aplicables al suministro objeto de la calificación.

Excepcionalmente, cuando el sumi-nistrador de un producto de interés no cumple con las exigencias de la calificación, se recurre a la dedicación comercial, que consiste, básicamente, en identificar las características crí-ticas del producto y certificarlas con el programa de calidad de Westing-house mediante inspecciones y otras comprobaciones.

Westinghouse dispone de una lis-ta universal de suministradores califi-cados que contiene, para cada uno de ellos, direcciones, suministro calificado, bases de la calificación y restricciones, si las hubiere. Dicha lista la mantiene y actualiza el departamento de calidad y está disponible para todos aquellos que participan en el proceso de compra. La calificación se renueva cada tres años y se actualiza anualmente.

Actualmente existen en España cuatro grupos de suministradores po-tenciales para la industria nuclear:1. Suministradores de equipos prin-

cipales, con programa nuclear, ca-lificados con 10CFR50 App. B (UNE 73 401, en España) y en posesión de acreditaciones tales como sello N de ASME, ISO 9001:2008 y otras.

2. Suministradores de equipos rela-cionados con la seguridad nuclear, con programa nuclear, calificados con 10CFR50 App. B (UNE 73 401, en España), y en posesión de certifi-cado ISO 9001:2008.

Figura 1: Actual mapa de suministradores de Westinghouse para las nuevas construccio-nes.

Figura 2: Integración en la cadena de suministro global.

BASE DE SUMINISTRO EXISTENTE

QA de WESTINGHOUSECADENA GLOBAL DE SUMINISTRO de WESTINGHOUSE

SUMINISTRADORES POTENCIALES



3. Suministradores con programa ISO 9001:2008, y

4. Suministradores sin certificación.

CONSIDERACIONES DE SUMINISTROS LOCALES

Como se ha comentado en la intro-ducción del presente artículo, las futuras construcciones requerirán una cadena global de suministros, pero además se requerirá de una gran contribución local. Por lo tanto, este marco debe estar definido al principio de toda nueva construc-ción. Como se puede observar en la Figura 3, la mayor parte de los suministros recaen en la industria que fácilmente se puede adaptar a las necesidades nucleares, funda-mentalmente en construcción civil y en equipos habituales para plantas energéticas en general. Finalmente, existe un grupo de equipos y capa-cidades específicos de las plantas nucleares que necesitan de méto-dos de fabricación especiales como pueden ser las grandes forjas o los grandes componentes, siendo estas capacidades más difíciles de encon-trar localmente.

De esta forma las siguientes consi-deraciones deben tenerse en cuenta a la hora de hacer una evaluación eco-nómica:

Ventajas del suministro local: • La mayoría de países tiene una gran

variedad de oferta.• Es más práctico comprar donde se

va a construir: movilizaciones, per-misos, idioma.

• Suministradores locales poseen la experiencia en construcciones na-cionales.

• Suministradores locales conocen los requisitos locales, regionales y nacionales.

Desafíos del suministro local:• No tienen experiencia en construc-

ciones nucleares.• El precio y los términos pueden ser

no competitivos.• Todo nuevo suministrador entraña

un riesgo.• Compromiso con la calidad, la en-

trega y fiabilidad.En consecuencia se espera alcanzar

unas altas cotas de participación local en las nuevas construcciones en Euro-pa, tómese como ejemplo la Tabla 1.

ACTUAL SITUACIÓN DE LA CADENA DE SUMINISTRO EN LOS NUEVOS PROYECTOSActualmente, se están construyendo prácticamente en paralelo cuatro gru-pos en China en dos localizaciones distintas. En estos nuevos proyectos los suministros locales están teniendo

una participación muy considerable puesto que exceptuando los gran-des componentes: vasija del reactor, bombas principales, generadores de vapor, válvulas de alivio de seguri-dad, el sistema de inyección de alta, válvulas modelo squib y algunos más como la grúa polar o el sistema de recarga, el resto de componentes han sido suministrados localmente. No obstante, el modelo chino en algunos casos será difícilmente asimilable en otras localizaciones por la imposi-bilidad de construir ciertas fábricas junto a los emplazamientos de los nuevos grupos.

En Reino Unido, otro de los focos de la actualidad nuclear, se está in-tentando involucrar a los suminis-tradores locales. De esta forma, más de 700 nuevos suministradores se han registrado en la lista de poten-ciales candidatos para ser evaluados y calificados por Westinghouse, pa-ra posteriormente ser incorporados a su QSL (Qualified Supplier List). Se espera que al menos un 70% de los futuros suministros en Reino Unido puedan ser manufacturados local-mente llegando a un 80% si se produ-jeran inversiones en instalaciones de fabricación. Con este propósito, Wes-tinghouse ha firmado memorándums de entendimiento con empresas como Rolls Royce, BAE Systems, Doosan Babcock, etc, incluso está trabajando con Sheffield Forgemaster para su-ministrar algunos elementos clave del modelo AP1000®, en China. Fi-nalmente, es destacable que Westing-house participa de forma muy activa en los programas de acreditación de la industria británica junto con la Na-tional Skills Academy for Nuclear para el desarrollo de las capacidades que han desaparecido tras el largo parón nuclear.

Figura 3: Suministros y facilidad de integrar la localización

Heavy eqpt mfg, ultra-largeforgings, specialty tubin, etc. Special

Needs“Easy to localize” doesn’timply there are no issues.

National programs to address

At every level, the “gene” poolmust be deep enough

- Adequate pool of craft labour- Skills training

Difficult tolocalize

Most easilylocalized

Nuclear-specificskills and

capabilities

Manufacturing capabilitieseasily adaptable to nuclear

(non-safety)

Craft skills and capabilities inhigh abundance and easily

adaptable to nuclear

Equipo Especificaciones Cantidad/grupo

Válvulas clase 177 700

Válvulas no clase 263 4700

Bombas (non-RCP) 20 46

Tanques 11 42

Intercambiadores de Calor 11 32

Tabla 1: Equipos no clase para suministros locales.


The future of the UK nuclear industryK. Parker

Keith Parker, Chief Executive of the Nuclear Industry Association discusses the future of the UK nuclear industry. He takes a look back at what at the time was considered a sunset industry, and highlights the steps that the UK has taken to put it at the forefront of the nuclear renaissance in Europe.

KEITH PARKERjoined the Nuclear Industry Association in December 1995 from the DTI and in March 1997 became Head of Corporate Communications. He was appointed Chief Executive in September 2003. During the 1980s Keith worked in the Department of Energy on the Sizewell B and Hinkley Point C public inquiries. In the early 1990s, he was Private Secretary for two years to Tony Baldry MP and David Heathcoat-Amory MP, Parliamentary Under Secretaries of State at the Department of Energy. During this period he was closely involved in policy formulation and decision making in the areas of nuclear power, coal, electricity generation and energy efficiency.

Keith Parker, director ejecutivo de la Asociación de la Industria Nuclear, habla del futuro de la industria nuclear en el Reino Unido. Echa una mirada hacia atrás, a lo que se pensó en su momento era una industria en ocaso, y destaca los pasos dados por el Reino Unido para colocar el país a la vanguardia del renacimiento nuclear en Europa.

“By 2025, if current policy is un-changed, there will be a dramatic gap on our targets to reduce CO2 emissions;

...we will become heavily dependent on gas; and at the same time move from be-ing 80/90% self-reliant in gas to 80/90% dependent on foreign imports,

These facts put the replacement of nuclear power stations, a big push on renewables and a step-change on energy efficiency ... back on the agenda with a vengeance.”

That declaration by the Prime Min-ister, Tony Blair, in a speech to the CBI in May 2006, heralded a rapid and remarkable transformation in the fortunes of the UK’s nuclear industry, turning around what was generally regarded as a sunset industry, en-during a slow decline, into one with bright and optimistic prospects that is on course once again to be the cor-nerstone of the nation’s energy needs well into the future. Within two years of that speech the Government had published the Nuclear White Paper confirming the “go-ahead that new nuclear should play a role” in the na-tion’s future energy mix.

Without an expansion of low car-bon sources of electricity – renewa-bles and nuclear – the UK stands little chance of meeting its obligations for reducing carbon dioxide emissions to combat the causes of global climate change. By the middle of the 2020s all but one of Britain’s nuclear power stations that currently supply around 16% of the nation’s electricity, will have closed, reducing the diversity of the UK’s energy mix making us more dependent on imported energy, and virtually removing the largest source of low carbon electricity generation.

In order to meet those twin chal-

lenges of energy security and climate change the Labour Government took the decision to facilitate investment by private sector energy companies in new nuclear plant by devising and implementing measures to remove the barriers to that investment, and provide investors with confidence that Government support and com-mitment was behind a new build pro-gramme. It was and remains a feature of that policy that new nuclear plant will be delivered by the private sector without any direct public subsidy.

In his time as Secretary of State for Business, John Hutton, (now Chair-man of NIA) strongly encouraged a bi-partisan approach on energy policy – especially nuclear, given the long term nature of the investment. The present coalition Government has continued the policies set in train dur-ing the previous administration. Such continuity of political commitment is crucial to providing the investor confidence needed for such large and long-term investments to be made.

By removing the barriers to in-vestment, through measures such as streamlined planning and licensing processes that had been the cause of delays and cost overruns on nuclear projects in the past, and by provid-ing the economic incentive through reform of the electricity market and establishing a price for carbon, the Government has enabled companies in the UK to step up and revive a strong, vibrant and sustainable nu-clear industry.

Plans to replace Britain’s nuclear ca-pacity with new stations are now well advanced, and three private sector consortia - EdF Energy and Centrica, Horizon Nuclear Power Ltd., and Nu-Generation, a joint venture between

GDF SUEZ and the Spanish utility IBERDROLA, have declared their in-tention to build up to 16GW of new nuclear capacity (potentially 10 reac-tors on 5 sites) by 2025 with the first of these new stations in operation by before the end of this decade.

In response to this revival com-panies in the UK supply chain are themselves gearing up to capitalise on their experience and capability to derive commercial and industrial benefit and advantage from participa-tion in the nuclear sector. The scale of investment in nuclear is going to cre-ate huge opportunities for companies with long experience and expertise in construction, in manufacturing, in advanced engineering, in project and programme management, in consul-tancy and in financial and legal serv-ices, The industry and my association are working hard on the development of the skilled workforce and capable nuclear supply chain that can deliver both at home and in overseas coun-tries that are planning and delivering substantial nuclear programmes – in



India, China, the United Arab Emir-ates, in Eastern Europe and South America.

The national economic and em-ployment benefits from these new build projects – each the equivalent of the 2012 Olympics – will be im-mense. The proposed new build pro-gramme will pour billions of pounds into the UK economy and provide employment to around 30,000 work-ers during the construction period. Those stations will then operate for 60 years, providing secure, long-term, and high quality jobs for generations to come, as well as contributing sub-stantial local and regional economic benefits.

That is in addition to the large vol-umes of work already underway and planned in operating and maintain-ing the existing nuclear fleet, in the decommissioning and remediation of old sites, and in the treatment and management of waste.

2011 was a year of immense change for the global nuclear industry. The events at Fukushima following the appalling natural disaster in Japan in March caused governments and nuclear industries around the world to pause and reflect on their plans for the future development of nuclear energy in their countries.

The view in the UK is that the case for an expansion of low-carbon nu-clear energy remains compelling, but clearly the lessons from Fukushima have to be studied, understood and applied to ensure that nuclear re-mains a safe and acceptable form of electricity generation. This is what has been done in the UK with the

publication of reports by the Chief Nuclear Inspector, Dr Mike Weight-man, into the causes and lessons to be learned for the UK from the tragic events. His analysis of Fukushima revealed no reason on safety grounds either for curtailing the operation of existing plants, or for not going ahead with building new nuclear stations in the UK. He did however make over 30 recommendations for action by nu-clear operators, and called for them to strive for continuous improvement in nuclear safety.

The impact of Fukushima on po-litical and public reactions to nuclear energy at a time when the UK is so advanced on a journey towards new nuclear build this is of the highest importance.

Ipsos MORI conducted independent polling in December 2011 on nuclear energy. The key finding showed when asked “do you support or oppose building new nuclear power stations to replace the existing fleet” some 50% agreed - with 20% against – a positive increase on pre-Fukushima polling, and a drop of 8% opposed to replacement power. Overall net sup-port for new build is now above that of November 2010.

Moreover, a poll of UK MPs in June and July showed that 75% of MPs ei-ther agreed or strongly agreed that building new nuclear power stations will be a major benefit to the UK’s manufacturing and construction industries. This belief has support across all three of the major political parties.

Most recently, the independent polling company YouGov in January

2012 presented members of the public with a list of current or potential in-frastructure investments asking them to select which they thought would be ‘best for Britain’. New nuclear power stations came top of the list which included a range of projects such as new offshore wind farms, a new run-way at Heathrow, and Crossrail - an overground rail network across Lon-don.

We can conclude that in general politicians and the public in the UK recognise that the case for nuclear is compelling, but the industry cannot be complacent or believe that such support can be taken for granted. Nuclear energy is a controversial is-sue, and requires a high degree of political and public acceptance for its licence to operate. The nuclear in-dustry worldwide has to be prepared to learn and apply the lessons of Fukushima just as we did the lessons of Three Mile Island and Cherno-byl. We will need to rise to this new challenge and a culture of complete transparency is going to be the criti-cal foundation.

The UK is currently the only west-ern European country with a sub-stantial national nuclear new build programme, and is therefore at the forefront of the nuclear renaissance in Europe.

The UK nuclear industry is in a strong position to capitalise on its long history of achievement in nu-clear power, and its reputation for quality and professionalism. Despite setbacks, the UK is determined to maintain the momentum to ensure our nuclear goals are achieved.

TE ESPERAMOS DEL 17 AL 19 DE OCTUBRE DE 2012

Strategy for energy policy in the UKT. Stone1

UK Energy Policy is leading the world in showing how governments can effectively respond to the now widely accepted challenges of security of supply, low-carbon generation and pragmatic implementation. Confidence in the UK as a place to invest in new nuclear is very high – there are already 3 developers who have between them already invested over £1billion, 5 sites are planned to be developed and between 10 and 12 new reactors are planned to be built. To be clear, this is by far the largest commitment to new nuclear in the Western World and swamps new nuclear plans in other countries. This achievement is a combination of vision, continuity, political consensus and a group of ministers and officials who are clear in their goals for the long-term sustainability of an energy policy that will dramatically affect the lives of many generations to come. Recognising the multi-generational obligations and consequences of government policy is key to ensuring that this investment continues, together with the maintenance of the trust that investors have developed in the management of energy policy by the UK government. There is no doubt in the commitment of the UK government to delivering the safe, secure and low-carbon energy future of the UK. The opportunities for businesses and high-quality job creation are undoubted – all that now has to happen is for developers, reactor vendors, construction companies and communities to show how they can together deliver the cheapest form of low-carbon baseload to time and to cost and to the benefit of local communities and the UK economy. The world is watching for the UK to show how it can be done.

TIM STONEDr Tim Stone CBE is the senior adviser to the Secretary of State for Energy and Climate Change on nuclear new build and the Expert Chair of the Office for Nuclear Development. In this role he was asked by the Secretary of State in 2008 to work with the regulators to explore ways of enhancing their efficiency in dealing with the challenges of a nuclear new build programme and the recommendations of his review were accepted by the government and are now being implemented.In addition to his role as an expert non-executive director of the European Investment Bank, Tim holds two visiting professorships, one in infrastructure investment and finance at University College London and the other at UCL’s International Energy Policy Institute in Adelaide. Until September 2011, Tim was the chairman and founder of KPMG’s Global Infrastructure and Projects Group. He is also the independent Advisor to the Deputy Premier and to the Finance Minister of one of the Australian states on their entire infrastructure program and he holds a number of non-executive directorships.

La Política Energética del Reino Unido lleva la delantera en el mundo a la hora de demostrar cómo los gobiernos pueden dar una respuesta eficaz a los ya ampliamente reconocidos retos de la seguridad del abastecimiento, la generación baja en carbono y la implantación pragmática. Existe una alta confianza en el R.U. como un buen lugar para invertir en los nuevos proyectos nucleares. Ya hay 3 promotores que entre ellos han invertido ya más de un billón de libras, está previsto desarrollar 5 emplazamientos y hay planes para construir de 10 a 12 reactores nuevos. En otras palabras, es con mucho la apuesta más firme en la nueva construcción nuclear en Occidente, superando los planes nucleares de otros países. Este logro se debe a una combinación de visión, continuidad, consenso político y un grupo de ministros y altos cargos que tienen muy claros sus objetivos para la sostenibilidad a largo plazo de una política energética que va a afectar de forma dramática a las vidas de muchas generaciones venideras. Es imprescindible reconocer las obligaciones y consecuencias multi-generacionales de la política gubernamental para garantizar la continuidad de dichas inversiones, junto con el mantenimiento de la confianza que tienen los inversores en la gestión de la política energética por parte del Gobierno británico. No hay duda alguna de que éste está comprometido en garantizar un futuro energético seguro y con bajas emisiones de carbono. Nadie duda de las oportunidades para el negocio y para la creación de empleo de alta calidad; todo lo que hace falta ahora es que los promotores, los suministradores de reactores, los constructores y las comunidades demuestren que juntos pueden suministrar una carga base baja en carbono de la forma más económica y en beneficio de las comunidades locales y la economía británica. El mundo estará pendiente del Reino Unido para comprobar cómo se puede hacer.

The UK is, in many respects, leading the way in 21st century energy policy and has one of

the most vibrant energy investment economies in Europe and the Ameri-cas. The UK faces a huge investment challenge to meet our targets for elec-

tricity decarbonisation, while ensu-ring security of supply, and keeping electricity bills affordable. Ofgem has estimated that we need at least £110 billion16 of new investment in elec-tricity generation and transmission in the period to 2020. To put this in context, in the last decade the market invested less than half that amount. In a world of global competition for capi-tal, this means both significantly in-creased investment by existing market

participants and attracting investment from new sources of capital.

Many of the aspects of the poli-cy and implementation are ground-breaking and reflect the fact that the energy economy in the UK is not, and has not been for some time, a balanced equilibrium of asset for-mation and decommissioning. Major changes have had to occur and will continue to be needed for the co-ming decades.

1Expert Chair, Office for Nuclear Development, Department of Energy & Climate Change, London.


Sustainable, safe, cheap, low-carbon energyWhat has driven this? First, the long-sig-nalled need to replace old or particular-ly polluting generation equipment. The Large Combustion Plant Directive2 forces much of the existing coal-fired power stations to be switched off be-fore 2016. All but one of the existing nuclear power stations are due to be switched off by 2023 (and the remai-ning facility, Sizewell B, is only due to last until 2034).

Secondly, the last decade has seen a radical shift in the understanding of the need to deal with the effects of climate change and the contribution that CO2 emissions make to this. Un-der the deal agreed at an EU summit in March 2007, the UK is committed to sourcing 15% of energy from re-newable sources by 2020. This was the first legislative force to drive a very different direction in energy po-licy. That was followed by the deci-sion in the Climate Change Act3 to create a legally binding obligation to reduce the CO2 emissions in the UK by 80% of the 1990 levels by 2050. Indeed, it is clear that the Committee on Climate Change now has more influence on the direction of energy policy than the regulator, Ofgem.

Energy efficiency and personal responsibilityThe work by DECC to see how the UK economy and its citizens might achieve this scale of reduction was the work on 2050 Pathways4 which identified a number of challenges. To achieve this scale of reduction of CO2 emissions, the electricity genera-tion sector has to be decarbonised by 2030. Without that, the 2050 target is unachievable. This statement is even more profound than may be obvious; it means that virtually all the existing electricity generation capacity has to be replaced by low-carbon sources by 2030. The separate challenge of largely decarbonising transport is something that will create massive opportunities for the UK and Euro-pean economy over the latter part of this decade. The scale of this is more obvious when considering that 92% of the UK’s freight travels by road.

But just as challenging is the clear need to drive significant levels of be-

haviour change in the UK in both a personal context as well as in all the industrial sectors (including the need to tackle methane emissions from agriculture). Individual citizens will need to take responsibility for their own contributions to climate change in a social change whose impact will mirror the now complete lack of tole-rance for drink-driving and the elimi-nation of tobacco smoking in public places. The “Green Deal”5 currently being pursued by the UK government is an important step in this direction but the social challenge still has some way to go.

Private sector choices, delivery and operationThe UK has, however, been entire-ly consistent and clear that the im-plementation of all these changes in the energy sector must, and will, co-me from the private sector both in driving investment and in the cons-truction and operation of safe, cheap low-carbon generation facilities. Go-vernment has been clear that there is no single simple solution capable of meeting the challenges. Renewables, nuclear, carbon-capture and storage and energy efficiency all have impor-tant parts to play and there is a sense that new nuclear could be the lowest cost low-carbon baseload option for the UK – which has very limited op-portunities for hydro generation, most of which has already been exploited.

THE CAUSES AND BACKGROUND THAT HAS LED TO THIS ENERGY POLICYPrivatisation and pre-historyFocusing now on nuclear, in 1979, the then Energy Secretary, David Howell, announced to Parliament that the UK would build a fleet of 10 new nuclear power stations. The first new station was due to start construction in 1982 with one a year starting in each sub-sequent year. Sizewell B was the only new nuclear power station to be built and then after a drawn-out public in-quiry that lasted for three years with less than one-tenth of its time being spent on truly local issues. The sub-sequent break-up and privatisation of the CEGB and the market liberali-sation that followed effectively ended any prospect of the 1979 plan going any further and nuclear entered a pe-riod of decline with lack of invest-ment in nuclear related engineering businesses and a lack of recruitment

of new skills into the industry. Nu-clear new build was reviewed in 1994 by which time the “dash for gas” was in full swing. With new gas stations being built, generating capacity was not an issue and the system was be-coming more diverse as coal’s former dominance was reduced. The 1994 review found “no compelling reasons for supposing the market will not of its own accord provide an appropriate level of diversity”. While the review accepted that nuclear power was a low carbon source of energy, it con-cluded the “full extent” of the climate change threat was yet to be establis-hed and that “at present” there was no evidence that new nuclear was needed for carbon abatement reasons.

As late as 2003, an energy review barely mentioned nuclear power and it was not until another energy re-view in 2006 that nuclear power once again figured in emerging policy.

2008 White PaperThe arrival of John Hutton6 in June 2007 as the Secretary of State, res-ponsible for energy policy saw the beginning of a new, more pragmatic approach to energy policy. After 6 months looking at the outcomes that were needed to be delivered and a great deal of political hard work across government and the opposi-tion, a White Paper was presented to Parliament on 10th January 2008. The White Paper set out a clear view of the range of actions that were needed if the UK were to address the cha-llenges of security of supply, climate change and the existing legal cons-traints of the Large Combustion Plant Directive and the 2020 Renewables target. Importantly it recognised that the investments would have to come from the private sector and set about creating a context to enable this. In so doing, the government recogni-sed that the scale of what needed to be done would require support from across the widest reaches of indus-try, much of which was supported by equity bases in other European countries. Though never formally ar-ticulated as such, an important theme pervaded the White Paper and the actions in government to implement it – that government was responsi-ble for political and many aspects of regulatory risk and that where these were counter productive in terms of the delivery of safe, cheap, low carbon

2LCPD - was introduced by the European Parliament and Council on the 23rd October 2001 and broadly requires the large polluting generation equipment to be switched off by the end of 2015.3Received Royal Assent in November 20084http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/tackling/2050/2050.aspx

5 http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/tackling/green_deal/green_deal.aspx

6John Williams was the Secretary of State’s Special Advisor with particular involvement in energy policy and who was very effective in helping deliver the new energy policy.



energy, those risks should be minimi-sed or eliminated. There was a clear understanding in many quarters that governmental actions create obligations and consequences that flow for many generations and that in implementing 21st century energy policy, the gover-nment and officials had to try hard to drive the implementation in a way that recognised these consequences.

The immediate practical consequen-ce of the White Paper for new nuclear was the establishment of the “Facili-tative Actions” in which as much as possible from the new build process that had governmental involvement was brought forward and done once, up front, before serious investment was ready to happen. The facilitative actions included:• The decision on Regulatory Justifica-

tion• The National Policy Statement, in-

cluding the designation of sites for new nuclear build

• The Generic Design Assessment and• The Funded Decommissioning Pro-

gram• Insurance issues arising from the Pa-

ris/Brussels convention and the up-dating of this for use within the UKThis was underpinned by a reali-

sation that new nuclear had to be a fleet of standard designs, with safety a common feature across those designs and that construction should never start until the designs had been re-viewed by the appropriate regulatory and environmental authorities and cleared on a generic basis. This would leave only site-specific issues for indi-vidual construction, again streamli-ning the process, reducing the costs to the national economy and the risks to the wider investor base.

UK POSITION AND STRATEGY IN NUCLEAR ENERGY

UK to be a serious nuclear nation - but without public subsidyFollowing the 2010 General Election, the coalition government reaffirmed the place of nuclear in the future ener-gy mix – not just as a general state-ment but, importantly, enshrined in the Coalition Agreement7 between the two political parties. The Conservative Party, one of the two coalition part-ners, has held for some time that new nuclear should be built without public subsidy but ministers have been clear that significant amounts are needed. To quote the current Energy Minister, Charles Hendry8 in a speech in July

2011, “We must go forward with new nuclear and we would be a darker and less prosperous nation without it. After more than a decade since we built the last plant, there should be no doubt that UK wants to be a serious nuclear nation once again” and in the same speech the Minister emphasised further the amount of new nuclear required, “We don’t just need one nu-clear power station, we need a fleet of them which can help to provide secure energy and meet our climate change targets up to 2050”

NEW NUCLEAR CAPACITY TO BE BUILT IN THE UKGeneric Design Assessment and SitesThe Generic Design Assessment pro-cess began by asking potential de-velopers to identify the reactor de-signs they may want to build and to support, as “requesting parties” vendors in putting those designs through the GDA process. While four designs were initially submitted, one withdrew, one suspended work to fo-cus on design certification in the USA9 and Areva’s EPR and Westinghouse’s AP1000 subsequently completed the main part of the GDA process in Dec-ember 2011, ensuring that all issues of actual or potential regulatory concern have been identified and are either resolved or are subject to an agreed programme of action to resolve them.

Meanwhile the National Policy Sta-tement was created as part of the ra-dical reform of the planning process for nationally significant infrastruc-ture. This, for energy, consisted of an over-arching energy policy sta-tement with separate statements for each form of low-carbon energy. The Nuclear National Policy Statement included within it the Strategic Si-ting Assessment that identified 8 sites suitable for construction of the first wave of new nuclear power stations. The major point of this reform of the planning system was to ensure that issues of national significance had the needs established by parliament leaving the local planning process to focus, unlike the Sizewell inquiry, on truly local issues thereby restoring proper local democracy and reducing the risks of the planning process to

the development of national energy supplies.

National Policy Statement enactedIn July 2011, parliament approved the National Policy Statements paving the way for planning applications. EdF subsequently submitted their full application on 31st October 2011 for planning for two EPR reactors to be built at Hinckley. The application has been accepted by the Infrastructure Planning Commission and is being examined – meanwhile EdF were gran-ted planning permission for prelimina-ry site works and are currently moving over 1million cubic metres of material to level the site ahead of construction work.

THE MAIN AGENTS IN THE DEPLOYMENT OF NEW NUCLEAR CAPACITYThree developersThere are currently three developers active in the UK – EdF (through NNB Generation Company), Horizon Nu-clear Power (with Eon and RWE as shareholders) and NuGeneration (with GdF and Iberdrola as shareholders). Between these very active developers there are 5 sites at various stages of de-velopment – Hinkley Point in Somerset (EdF), Wylfa on Anglesey (Horizon), Moorside Cumbria (NuGen), Sizewell in Suffolk (EdF) and Oldbury in Glo-ucestershire (Horizon). Of the develo-pers, EdF have already selected Areva’s EPR technology for their Hinkley Point sites while Horizon have been con-ducting an appraisal of both Areva and Westinghouse technology for their Wylfa site and at the time of writing, NuGen have not made any decisions around technology.

These developers are currently all funded on the balance sheets of their parent shareholders and a working as-sumption is that external finance, whe-ther through export credits or external equity investment will be brought into all these developments over time.

The Office for Nuclear DevelopmentThe Office for Nuclear Development was created in 2009 as a formal part of the department responsible for ener-gy policy. Today it continues with its mission to make the UK the best place to invest in new nuclear globally with overall responsibility for the UK’s nu-clear program and the legislation nee-ded to provide the setting for future investments. The officials in the team have guided all the Facilitative Actions through official development and the parliamentary processes and work clo-sely with the local communities within

7http://www.cabinetoffice.gov.uk/news/coalition-documents

8Charles Hendry was also the Shadow Energy Minister whilst in opposition and whose continuity has provided much reassurance to international investors.9General Electric stated that while they were suspending work on their ESBRW design in GDA, they viewed this as a temporary measure and fully intended to return in due course.


CONVOCATORIAS 2012

which new nuclear investments are planned to take place.

More importantly, the OND has been focused, since inception, on the creation of an industrial market in the construction, finance and opera-tion of new nuclear power stations and is also working closely with the finance and investment communities to ensure that nuclear power stations are ultimately as attractive as possible to infrastructure finance, construc-tion finance, external equity investors and future developers. The work of the team also encompasses ensuring cross-government effectiveness in the development of the nuclear supply chain in the UK and the development of nuclear-related skills in the UK. All of this work is outcomes directed with a clear mission to enable new nuclear to happen with the best safety standards anywhere and at the lowest reasonable cost to consumers.

The other area where the OND has been particularly effective has been in the support of the independence of the safety regulator and in driving

through structural reforms10 to ensure that the regulator (now the Office of Nuclear Regulation) has all the resour-ces it needs to support the nuclear re-naissance and is able to act at all times in the best interests of the UK citizens.

REGULATORY REFORM OF THE ELECTRICITY MARKETFundamental needThe need to reform the electricity market to support investment in all forms of low-carbon electricity on a major scale was recognised by go-vernment and consulted on between December 2010 and March 2011 and resulted in a white paper in July 2011 .

The existing market, initially crea-ted to support the privatisation pro-cess and then amended to drive costs ever lower, did not support the levels or types of investment required by the 21st century low-carbon era. Like many markets created around priva-tisation, the long-term sustainability of assets, capacity and investment at-traction was not assured as external constraints altered; the markets work well in a context of relative equili-brium but were never designed to co-pe with sudden and significant chan-ge. The European Emissions Trading Scheme, while important in the long

run, has not been sufficient to incen-tivise anything like adequate levels of low-carbon investment in the UK and so a significant change was needed.

Four pillarsThe new electricity market is being created with the overly constrained nature of the energy needs in mind. It consists of four pillars – a carbon price floor designed to reinforce the Euro ETS scheme, an emissions per-formance standard to ensure that no generation facilities which would be significant emitters of CO2 are ever built in future, capacity payments and contracts for differences. The details of the latter two are now being wor-ked out ahead of major investment decisions in 2012/13 by low-carbon generators – but with the investment decisions by a range of low-carbon generators firmly in mind.

The implementation of the fine de-tails of this new market will take so-me time to work through but again it is clear that in this area too, the UK is leading the world and there are already signs of strong interest from electricity regulators in other coun-tries who can foresee similar issues developing in their own markets over the coming years.

10See in particular the Stone Review and the implementation of the recommendations http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/meeting_energy/nuclear/new/reg_reform/reg_reform.aspx


Congresos, Cursos y Reuniones

18-22 MARZOPRAGA, REPÚBLICA CHECA

RRFM / IGORR 2012European Nuclear Society (ENS)

Info: http://www.euronuclear.org/meetings/rrfm2012

16-20 ABRILISPRA, ITALIA

DEVELOPMENT OF NEW STRUCTURAL MATERIALS FOR ADVANCED FISSION AND FUSION REACTOR SYSTEMSIAEA, JRCInfo: http://www.euronuclear.org/pdf/IAEA-EC-Ispra-2012.pdf

22-26 ABRILHELSINKI, FINALNDIA

TOP SAFE 2012: SAFETY IN REACTOR OPERATIONSEuropean Nuclear Society (ENS)

Info: www.topsafe2012.org

24-28 JUNIOCHICAGO, EEUU

ICAPP INTERNATIONAL CONGRESS ON THE ADVANCES IN NUCLEAR POWER PLANTS 2012ANS, SFEN, KNS, AESJ

Info: www.icapp.ans.org

30 JULIO – 3 AGOSTOANAHEIM, CALIFORNIA, EEUU

ICONE 20: 20TH INTERNATIONAL CONFERENCE ON NUCLEAR ENGINEERINGNuclear Engineering Division of ASME

Info: www.asmeconferences.org/ICONE20POWER2012

5 – 11 AGOSTOCHARLOTTE, EEUU

IYNC 2012 “INTERNATIONAL YOUTH NUCLEAR CONGRESS”IYNC, North American Young Generation

Info: www.iync.org

Esquemas de contratación en los nuevos proyectos nuclearesM. Tielas

Se describe un “modelo colaborativo” entre el propietario y el suministrador para la construcción de centrales nucleares, que se está imponiendo tanto en EEUU como en Europa, para resolver el problema del riesgo en la inversión inicial experimentado en el pasado: plazos de ejecución y presupuestos ampliamente excedidos.

MARCIAL TIELASes ingeniero industrial por la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de Madrid. Inició su carrera profesional en el año 1977 en Empresarios Agrupados, donde ha desarrollado una amplia gama de actividades, tanto técnicas como de gestión, dentro del ámbito de la Ingeniería. Actualmente es el director general de Empresarios Agrupados.

Contracting in New Nuclear Projects: A “collaborative model” between the Owner and the Supplier is described for building nuclear power plants, and is being implemented in the USA as well as in Europe to solve the problem of the risk in the initial investment as experienced in the past: widely exceeded budgets and construction schedules.

Las centrales nucleares son pro-yectos industriales complejos, altamente sujetos a regulaciones

oficiales, e intensivos en capital. En el pasado ha sido más la regla que la excepción que tanto los presupuestos iniciales como los plazos de ejecución se hayan excedido, a veces, de forma considerable.

La contrapartida está en que la ope-ración de las centrales nucleares es bastante económica. Esta afirmación queda corroborada por la notable ex-periencia de los parques nucleares, que han venido funcionando en general, durante las últimas décadas, de mane-ra sostenida en forma fiable, segura y cada vez más económica. Además, se ha demostrado la viabilidad de exten-der su operación al menos 20 años, so-bre los 40 para los que inicialmente se habían diseñado. Estas circunstancias han hecho que proyectos inicialmente asociados a un fiasco económico en su fase de construcción, se hayan conver-tido en un éxito en el largo plazo.

Como consecuencia de lo anterior, el riesgo que percibe tanto la indus-tria como los promotores y las enti-dades financieras, no está en la ex-plotación de las centrales sino en la inversión inicial.

No es de extrañar que el tema haya sido objeto de análisis, de lo que se han desprendido algunas causas y sus correspondientes remedios, entre los que se encuentran los siguientes:• Estabilidad en el proceso de licencia.• Elaboración temprana de la inge-

niería.• Estandarización.• Construcción modular.

Es cierto que se ha trabajado bas-tante en todas estas áreas, pero haría-

mos mal en pensar que se ha solucio-nado el problema. Hay todavía mucho trabajo por delante, tanto en temas de carácter general como en la forma de abordar con prudencia y tino los futu-ros proyectos nucleares. Necesitamos probar de manera fehaciente, con va-rios ejemplos exitosos, que los riesgos del pasado han sido superados.

REMAR EN LA MISMA DIRECCIÓNDespués de una fase inicial en la década de 1960 en que se ejecutaron contratos de centrales nucleares bajo la fórmula “llave en mano”, la modali-dad más empleada ha sido la contrata-ción “por componentes”. Bajo esta fór-mula el suministrador –que aportaba el NSSS y el TG– era responsable del 20% de la inversión global, con escaso riesgo, mientras que el propietario asumía el 80% de la inversión y la práctica totalidad de un riesgo para el que, además, no solía estar preparado.

Los resultados históricos, como es bien sabido, en muchos casos no fue-ron satisfactorios. Por esta razón, a pesar de las mejoras introducidas en el proceso de licencia y a través del concepto de estandarización, ni los suministradores desean realizar los proyectos “llave en mano”, ni los pro-pietarios “por componentes”. Ade-más, tampoco las fórmulas “llave en mano” por parte del suministrador disminuyen realmente el riesgo del propietario, como se viene poniendo de manifiesto en algún ejemplo real. En este sentido, se va extendiendo el convencimiento de que se puede mejorar sustancialmente la ejecución de estos proyectos, pero sobre la base de establecer fórmulas “colaborativas”

en que cada uno de los actores prin-cipales asuman su parte del riesgo, al tiempo que todos “reman” con entu-siasmo en la misma dirección.

Existen ya ejemplos en los EEUU en los que se están aplicando sistemas de contratación de proyectos nucleares utilizando un “modelo colaborativo”. No obstante, en general, no se han utilizado criterios competitivos para la selección inicial del suministrador. Por el contrario, en Europa, diversos propietarios planeaban sus nuevas centrales nucleares por el sistema “llave en mano”, si bien la mayoría han ido evolucionando recientemente hacia el “modelo colaborativo” que se describe a continuación, con las correspondientes variantes de aplica-ción a cada caso.

FASES DE UN MODELO COLABORATIVOEl modelo colaborativo implica la se-lección de un suministrador, a tra-vés de un proceso competitivo, con el cual se van a desarrollar una serie de actividades previas a la construcción, antes de formalizar un contrato total o parcialmente “llave en mano” con anterioridad a la orden de proceder para iniciar la construcción.

El propietario, que ya dispone de un emplazamiento viable, contrata un consultor con amplia experiencia en el campo nuclear que le apoyará en el proceso de selección y formalización de un contrato con el suministrador,



así como en la supervisión de la eje-cución del proyecto.

El proceso tiene tres fases:• Preliminar. Comienza con la pre-

selección de posibles suministra-dores y finaliza con una Carta de Intención a un suministrador. Du-ración tentativa 24 meses.Durante esta fase se solicita docu-

mentación de Planta Estándar, apli-cable al proyecto, por parte de los suministradores preseleccionados. Se elabora la documentación de Petición de Ofertas para esos suministrado-res, incluyendo paquetes en partida alzada y estimaciones. Se evalúan las ofertas y se seleccionan dos suminis-tradores para ir completando el pro-ceso. Durante esta fase se procede a consolidar el diseño básico de la cen-tral y a preparar la documentación de licencia. Es frecuente que estas actividades las lleven a cabo dos su-ministradores en paralelo, con fondos aportados por el propietario, hasta el momento en que se decide otorgar la carta de intención a uno de ellos.• Preparatoria. Se inicia con la Carta

de Intención al suministrador y se finaliza con la firma del contrato y la Orden de Proceder para la construc-ción. Duración tentativa 36 meses.Durante esta fase se desarrolla la

ingeniería, se planifica el proyecto en su conjunto, preseleccionando sumi-nistradores y constructores. Se elabo-ra un nuevo presupuesto del proyecto y se negocian los aspectos pendientes del contrato con el suministrador, ampliando progresivamente el alcan-ce de la partida alzada inicialmente ofertada. Se planifica y estudia en de-talle todo el proceso de construcción y, eventualmente, se inician trabajos de preparación del emplazamiento.

Durante esta fase el propietario de-berá ir liberando fondos para llevar a cabo las actividades señaladas, inclu-yendo, en su caso, la contratación de equipos o materiales de largo plazo de entrega que puedan condicionar el programa del proyecto.• Ejecución del Proyecto. Se inicia a

partir de la Autorización de Cons-trucción, con la firma del contrato y la emisión de la Orden de Proceder y finaliza con la aceptación de la operación comercial de la planta. Duración tentativa 60 meses. Marca el comienzo del compromiso firme de ejecutar el proyecto por parte del propietario.Durante esta fase el suministrador,

con el socio consorcial que eventual-mente le acompañe, desarrollará el suministro y construcción de la plan-ta, incluyendo las pruebas y puesta en operación. Hacia el final de la cons-trucción se irán transfiriendo progre-sivamente los distintos sistemas, para su operación y mantenimiento, a la Plantilla de Explotación del propieta-rio. Este proceso debería ser el final de un largo periodo de estrecha cola-boración entre el propietario y el su-ministrador que culmina con el éxito del proyecto y de todos los partícipes.

CONCLUSIÓNLa ejecución de un proyecto nuclear va a seguir requiriendo un esfuer-zo considerable tanto por parte del propietario como del suministrador. Podemos estimar que en la actuali-dad todavía habrá que contar con un plazo típico de unos 10 años desde el momento en que el propietario decide en firme incorporar a su parque de generación una nueva central nuclear.

La superación de los riesgos históri-cos en la ejecución de estos proyectos, requiere esquemas contractuales que promuevan una colaboración abierta entre el propietario y el suministrador, de tal modo que el éxito del proyecto sea el de todos los participantes. Es por ello fundamental conseguir un conjun-to cohesionado que trabaje en armonía en un objetivo común. Este conjunto estará constituido por los equipos del propietario, el consultor de la propie-dad, el suministrador y su ingeniería del proyecto. El conseguirlo debe ser el objetivo fundamental del propieta-rio. Dispone para ello de un banco de pruebas ideal a través de los 24 meses de la fase preliminar, antes de otorgar la carta de intención. Debería ser, por lo tanto, uno de los criterios fundamenta-les de la selección del suministrador.

La aplicación de un “modelo cola-borativo” permite avanzar decidida-mente en la ejecución de un proyecto nuclear, comprometiendo recursos fi-nancieros de manera limitada y flexi-ble durante los primeros cinco años. El compromiso formal sobre la inver-sión global no sólo se demora cinco años, sino que se aborda con un cono-cimiento pleno del proyecto y de las circunstancias del momento.

En cuanto a la construcción modu-lar, se trata de un asunto de induda-ble interés. No obstante es un tema complejo que requiere un análisis de su viabilidad en cada caso concreto, que tenga en cuenta, entre otros as-pectos, la estabilidad del diseño y la experiencia previa del suministrador en proyectos y circunstancias compa-rables. Es una decisión con profundas implicaciones en todas las fases del proyecto, cuyas consecuencias deben ser cuidadosamente evaluadas.

• PRESELECCIÓN COMPETITIVA DE DOS SUMINISTRADORES• CONSOLIDACIÓN DISEÑOS BÁSICOS• ELABORACIÓN DOCUMENTOS LICENCIA• PREPARACIÓN DE PRESUPUESTOS

• DESARROLLO INGENIERÍA• PROCESO DE LICENCIA• ORGANIZACIÓN DE SUMINISTROS Y CONSTRUCCIÓN• CIERRE DEL PRESUPUESTO• PREPARACIÓN EMPLAZAMIENTO

• EJECUCIÓN DE LOS TRABAJOS EN RÉGIMEN “LLAVE EN MANO”, CON LAS EXCEPCIONES ACORDADAS

DURACIÓN TENTATIVA 24 MESES

CARTA INTENCIÓNA UN

SUMINISTRADOR

OPERACIÓNCOMERCIAL

AUTORIZACIÓN DECONSTRUCCIÓN

FIRMA DE CONTRATO YORDEN DE PROCEDER

FASE PRELIMINAR

FASE PREPARATORIADURACIÓN TENTATIVA 36 MESES

EJECUCIÓN DEL PROYECTODURACIÓN TENTATIVA 60 MESES

Figura 1. Fases de un Modelo Colaborativo


Aplicación del Sistema BEACON TSM a la operación de reactores PWRJ. A. Lozano, C. Mildrum y J.F. Serrano

BEACON-TSM es un sistema avanzado de monitorización y apoyo a la operación de reactores PWR, que incluye la posibilidad de realizar una amplia gama de cálculos predictivos. BEACON-TSM está instalado y operativo en los 5 reactores PWR nacionales de diseño Westinghouse. El objetivo de este artículo es describir las características principales de BEACON-TSM y mostrar las ventajas que una central nuclear puede obtener de su uso. Para ilustrar estas funciones se expondrán dos ejemplos reales de aplicación de BEACON-TSM a la operación de reactores PWR.

BEACON-TSM is an advanced core monitoring system for PWR reactor cores, and also offers the possibility to perform a wide range of predictive calculations in support of reactor operation. BEACON-TSM is presently installed and licensed in the 5 Spanish PWR reactors of standard Westinghouse design. The purpose of this paper is to describe the features of this software system and to show the advantages obtainable by a nuclear power plant from its use. To illustrate the capabilities and benefits of BEACON-TSM two real case reactor operating situations are presented.

L A S M E J O R E S P O N E N C I A S D E L A 3 7 R E U N I Ó N A N U A L D E L A S N E

O P E R A C I Ó N


M e j o r p o n e n c i a

JUAN ANDRÉS LOZANO MONTEROes ingeniero superior industrial (2005) y doctor en Ciencia y Tecnología Nuclear por la Universidad Politécnica de Madrid (2010). Desde 2010 es técnico del Dpto. de Diseño Nuclear en Enusa Industrias Avanzadas, participando en los proyectos de soporte a la operación de los cinco PWR nacionales de diseño Westinghouse con el software BEACON-TSM.

CLAUDE MILDRUMes Bachelor y Master of Science en Física e Ingeniería Nuclear, por el Georgia Institute of Technology de Atlanta, con 37 años de experiencia en la área de diseño nuclear de los PWR y BWR. En la actualidad, trabaja como técnico superior en el Dpto. de Ingeniería del Núcleo/Diseño Nuclear en Enusa Industrias Avanzadas.

JOSÉ FRANCISCO SERRANO RODRIGUEZes ingeniero superior industrial, especialidad en Técnicas Energéticas, por la Universidad Politécnica de Madrid (1982). Se incorporó a Enusa Industrias Avanzadas en 1987. Jefe de Métodos desde 1989 a 1998. Jefe de Diseño Nuclear desde 1998 hasta la fecha.

INTRODUCCIÓN

BEACON-TSM [1] es un sistema avanzado de apoyo a la operación de reactores PWR que combina las ca-pacidades de un modelo neutrónico nodal avanzado y las medidas de la instrumentación disponible en planta para determinar, de forma precisa y continua, la distribución de potencia en el núcleo y los márgenes dispo-nibles a los límites de los factores de pico.

BEACON-TSM fue desarrollado por Westinghouse y aprobado en USA por la NRC en 1994. Desde entonces se ha instalado en 66 plantas PWR en operación en nueve países. En Espa-ña, BEACON-TSM está instalado y licenciado en los cinco PWR de diseño Westinghouse (CN Almaraz I y II, CN Ascó I y II y CN Vandellós II).

CARACTERÍSTICAS Y VENTAJASCaracterísticas

BEACON es un sistema de códigos de computación acoplados para propor-cionar el apoyo necesario en la ope-ración de reactores PWR. El sistema realiza las siguientes funciones:

• Supervisión y vigilancia del núcleo.• Predicciones del comportamiento

futuro del núcleo y simulación de distintas estrategias de control del reactor.

• Soporte a la operación del reactor reflejando las condiciones reales del núcleo.

• Análisis de los datos de medida.• Análisis de los datos de operación

del núcleo del reactor.En particular, la versión TSM de

BEACON ofrece las siguientes capaci-dades adicionales:• Predicción de la posición crítica de

los bancos.• Análisis isotópico del núcleo.• Cálculo del margen de parada y de

la concentración de boro soluble que se requiere para satisfacer el margen de parada.

• Modelación de maniobras operacio-nales, de acuerdo con las estrategias de control del reactor definidas por el usuario.

• Vigilancia directa de la distribución de potencia 3D, del desequilibrio axial de potencia (axial offset), los factores de pico F∆H, Fxy, y FQ y del desequilibrio radial de potencia por cuadrante.

• Predicción de:- Reactividad del núcleo, Keff.- Concentración crítica del boro so-

luble.- Nivel de potencia del núcleo.- Posición de los bancos de control.- Temperatura de entrada del refri-

gerante.El sistema BEACON utiliza la ins-

trumentación de planta para calibrar y normalizar el simulador nodal 3D que emplea para calcular la distribución de potencia en el núcleo. Los datos tí-picos de la instrumentación utilizados por BEACON incluyen:• Salida de detectores de flujo mó-

viles, incore (detectores fijos si la planta dispone de ese tipo de ins-trumentación* )

• Señales de los detectores excore.• Datos de la titración del boro soluble.• Señales de los termopares a la salida

del núcleo.• Potencia térmica del núcleo.• Temperaturas y presión de cada la-

zo del primario.• Posición de las barras de control.

El modelo predictivo de BEACON emplea un método nodal avanzado. Este método nodal rápido y preciso permite determinar de forma realista la distribución de potencia del núcleo y facilita un análisis actualizado del estado del núcleo.

BEACON funciona en una estación de trabajo estándar, lo que mejora la rentabilidad de la inversión en equi-pos al no tener que adquirir un equipo especialmente adaptado para BEA-CON. El enlace de múltiples estacio-nes de trabajo usando una red están-dar permite el acceso simultáneo a la información desde otras estaciones, garantizando que el personal de ex-plotación y el de ingeniería acceden a la misma información.

Por sus múltiples capacidades el sistema BEACON está diseñado para ser utilizado por usuarios con perfiles distintos:• Ingenieros del reactor de la planta.• Operadores del reactor.• Supervisores de los operadores.• Ingenieros responsables del análisis

nuclear del reactor.

Ventajas

El uso de BEACON supone, entre otras, las siguientes ventajas:• La supervisión en continuo permite

que los usuarios conozcan las con-diciones exactas del núcleo (Ver Fi-gura 1).

• BEACON proporciona datos comple-tos para el análisis detallado del nú-cleo, incluyendo una interfaz gráfica para visualizar distribuciones radiales y axiales de magnitudes de interés.

• La vigilancia continua de la distribu-ción de potencia 3D del núcleo per-mite conocer en todo momento los márgenes disponibles a los distintos límites de seguridad, lo que permite optimizar la operación de la planta.

• La monitorización continua con BEACON permite identificar y diagnosticar rápidamente cualquier anomalía en el núcleo tal como una barra desalineada o un tilt radial de potencia o de temperatura.

• BEACON simplifica y mejora el pro-cesado de los mapas de flujo.- Se elimina la necesidad de utilizar

códigos específicos (INCORE, FO-LLOW).

- La planta no necesita estar en con-dición de equilibrio a la hora del mapa.

- La fiabilidad de la instrumentación se evalúa en base a una gran canti-dad de medidas.

- BEACON TSM relaja los requisi-tos para la obtención de un mapa de flujo a una vez cada 180 días en lugar de cada 30 días como es habitual, suponiendo un ahorro en el mantenimiento y desgaste del sistema de detectores móviles.

- BEACON TSM simplifica la cali-bración de los detectores excore a los detectores incore móviles.

• La capacidad predictiva de BEACON permite simular distintas estrategias de operación y una gran variedad de maniobras. Esto se traduce en:- Una mejor planificación de la ope-

ración de la planta.

- Mejor control del xenón.- Reducción de los costes de proce-

sado de agua primaria y del uso del CVCS (Chemical and Volume Control System) durante paradas y maniobras de seguimiento de carga.

- Mejor retorno a potencia después de una parada y mejor control del axial offset dentro de su banda durante la ascensión a potencia.

- Mayor precisión en la predicción de condición crítica (ECC – esti-mated critical condition)

- Mayor precisión en el cálculo del margen de parada, con ahorros en tiempo de boración y dilución de boro.

APLICACIÓN

A continuación se va a ilustrar algu-na de las capacidades de BEACON TSM con dos ejemplos concretos: 1) se mostrará con un ejemplo real de incidente de caída de barras de con-trol, la capacidad de la función de monitorización de BEACON-TSM para detectar anomalías en la opera-ción y aportar información valiosa al operador sobre el estado del núcleo durante el evento; 2) se mostrará la utilidad de esta herramienta en la planificación de maniobras operacio-nales y evaluación de parámetros de seguridad, a través de una maniobra de retorno a potencia nominal tras un largo periodo de operación a po-tencia parcial.

Detección de barra caída o desalineada

La función de monitorización de BEA-CON-TSM permite detectar anomalías

Figura 1: Interfaz gráfica de BEACON, pantalla de monitorización.

*NRC ha aprobado también BEACON para su utilización en centrales con detectores fijos intranucleares.


LAS MEJORES PONENCIAS DE LA 37ª REUNIÓN ANUAL DE LA SNE

mediante la comparación entre la dis-tribución de potencia medida con los termopares en el último minuto y la distribución predicha por el modelo SPNOVA de BEACON, corregida por las diferencias M-P de tasas de reac-ción del último mapa de flujo utiliza-do para recalibrar BEACON. Uno de los ejemplos más representativos de este tipo de anomalías es el evento de caída de barras de control.

A continuación se va a documentar la experiencia en la detección con BEA-CON de una caída de barras de control ocurrida durante la operación de un ciclo reciente. El suceso consistió en la caída de las cuatro barras del subgrupo 1 del banco de parada A en las posicio-nes C-9, N-7, G-3 y J-13 (Ver Figura 2). La barra en la posición C-9 alcanzó una inserción de 54 pasos, mientras que las otras tres se quedaron a 186 pasos.

La depresión de la potencia en el cuadrante correspondiente a la posi-ción C-9 debida a la mayor inserción de la barra caída es detectada con BEA-CON en la gráfica que muestra la des-viación de potencia radial por elemen-to combustible. En las Figuras 2 y 3 se muestra esta gráfica de la pantalla mo-nitor de BEACON antes y después de la caída de barras. La tabla resumida de la izquierda en ambas figuras tam-bién muestra los efectos en el Tilt radial indicado por las cámaras excore.

Otros estudios [2] muestran que la función monitor de BEACON-TSM permite detectar desalineamientos su-periores a diez pasos para barras de control partiendo de una típica con-figuración operacional de bancos de control (posición del banco D alrededor de 210 pasos).

Retorno a potencia tras operación prolongada a potencia parcial

La metodología de Westinghouse para la evaluación de seguridad de la recar-

ga supone que el ciclo opera a plena potencia, y no contempla expresamen-te el retorno a potencia después de un periodo prolongado de operación a potencia parcial.

Ocasionalmente, debido a situacio-nes imprevistas, la operación de la planta se desvía del estado nominal (HFP), reduciendo su potencia du-rante un extenso periodo de tiempo. La operación prolongada a potencia parcial puede tener un impacto signi-ficativo en la distribución de potencia tras el retorno a potencia que resulte en una reducción significativa de los márgenes a los límites de los factores de pico.

Con objeto de cubrir este tipo de situaciones conviene simular la ope-ración prevista a potencia parcial y la posterior vuelta a potencia para (1) mi-nimizar el impacto en la distribución de potencia de la operación a potencia parcial y (2) garantizar que se cum-plen los límites de los factores de pico tras la vuelta a potencia. BEACON permite una evaluación detallada de la operación a potencia parcial y de la posterior subida a potencia a través de las siguientes capacidades:• Secuencias automatizadas para la

realización, tanto de maniobras ope-racionales en el corto plazo (load swing) como de cálculos de quema-do del combustible (lifetime deple-tion).

• Capacidad para realizar la simula-ción de escenarios que cubran todo el rango de posibilidades partiendo del estado actual del núcleo (con la historia de quemado y el inventario isotópico best-estimate)A continuación se expone un ejem-

plo de este tipo de análisis con BEA-CON:

En el ciclo analizado, la planta ope-ró aproximadamente a HFP hasta un quemado de 7689 MWd/tU en que la planta realizó una parada progra-

mada. Tras una parada de 41 días, la planta volvió a arrancar y se mantuvo operando aproximadamente al 70% de potencia y con el banco D ligeramente insertado, alrededor de 182 pasos-fue-ra.

Ante la eventualidad de que la plan-ta tuviera que mantenerse al 70% de potencia por un periodo superior a dos semanas, que es el que está cu-bierto por la evaluación genérica de la vuelta a potencia tras operación pro-longada a potencia parcial por debajo del 85% [3]; se simuló la subida al 100% de la potencia nominal y ARO, después de operar al 70% con D a 182 pasos, desde 7689 MWd/tU hasta 9100 Md/tU, que son aproximadamente 7 semanas de operación al 70% (1 sema-na al 70% ≈ 200 MWd/tU).

Con el modelo de BEACON-TSM que refleja el estado real del reactor actualizado hasta el día de la parada, se simuló la maniobra de vuelta a ple-na potencia desde el 70% asumiendo distintas duraciones de la operación al 70%, hasta un máximo de 7 sema-nas. La vuelta a potencia hasta una duración máxima de la operación a potencia parcial de cuatro semanas se simuló con una rampa de potencia sin límite, asumiendo que el reactor vuelve al 100% desde 70% de potencia en 2 horas. Para los casos de 5, 6 ó 7 semanas al 70% se asumió que aplica el límite de la rampa del 3% / hora de potencia [4], totalizando 10 horas para la vuelta a potencia. En las Figuras 4 y 5 se muestra la evolución de FQ con incertidumbre y Axial Offset en todos los casos analizados. En ambos casos el rango de análisis comprendió tanto la maniobra de ascenso a poten-cia nominal como el quemado hasta EOC en dichas condiciones. Además se incluyeron los valores de referencia, obtenidos de un cálculo de quemado partiendo del modelo de BEACON de inicio del ciclo.

Figura 2. Desviación de potencia medida-predicha antes de la caída de barras.

Figura 3. Desviación de potencia medida-predicha después de la caída de barras.


De los resultados de estas simula-ciones se concluyó que:• El impacto sobre la vuelta a plena

potencia de la operación a potencia parcial era pequeño.

• En todos los casos analizados exis-tía una desviación sistemática de partida respecto a la referencia. Esto es debido a que las simulaciones estaban calibradas con el mapa de flujo más reciente, previo a la para-da programada.

• El impacto prácticamente se limitaba al período de subida a potencia y ex-tracción del banco, y una vez extraído el banco D y alcanzado el equilibrio de xenón de HFP-ARO, la evolución del FQ y del axial offset era muy pa-recida a la del diseño de referencia basado en un quemado del ciclo en condiciones de HFP, ARO.

• En ninguno de los casos analizados se identificaron problemas para con-trolar el axial offset a la vuelta a ple-na potencia y en todos se vio que el efecto de la operación a potencia parcial sobre los factores de pico y márgenes disponibles a los límites de los factores de pico no era signifi-cativo.

• Teniendo en cuenta que la sensibili-dad del resto de parámetros nuclea-res a la forma axial de potencia es aún menor, pudo concluirse que el impacto de la operación a potencia parcial que se simuló era mínimo, y que el núcleo se comportaría tras la vuelta a potencia prácticamente como el diseño de referencia, lo que se confirmó cuando la planta volvió a HFP tras operar 12 días al 70% de potencia.

CONCLUSIÓN

La experiencia acumulada en la opera-ción de los 5 PWR nacionales apoyada por BEACON-TSM muestra que el sistema BEACON constituye una he-rramienta fiable de monitorización del núcleo, proporcionando información precisa y útil respecto a las condicio-nes presentes. De esta manera permite conocer el estado del reactor en cada instante y diagnosticar rápidamente cualquier posible anomalía.

También incluye una amplia ga-ma de cálculos predictivos que sir-ven para ayudar en la planificación de maniobras y optimizar la operación del reactor, tal como se ha visto en el ejemplo de operación prolongada a potencia parcial. Adicionalmente BEACON-TSM ofrece una función específica para procesar y facilitar el análisis on-line de los mapas de flujo. El modelo neutrónico de BEACON-TSM se ajusta continuamente a las

medidas de la instrumentación in-tranuclear disponible (mapas de flujo, termopares o detectores fijos). El uso de ese modelo ajustado permite cum-plir los requisitos de vigilancia de las ETF de la distribución de potencia y factores de pico, durante la operación del ciclo, con un número de mapas de flujo mucho menor que en la situación anterior sin BEACON-TSM.

REFERENCIAS

[1]. WCAP-12472-P-A, “BEACON, Core Monitoring and Operations Support System”, Agosto 1994.

[2]. Kanagawa, T., Masuda, M., et al., “Experience and Evaluation of Advanced On-line Core Monitoring System BEACON at IKATA Site”, OECD Specialists Meeting on In-Core Instrumentation and Reactor Core Assessment, Mito, Japón, octubre 1996.

[3]. CE-11-133, “Updated Extended Reduced Power Operating Guidelines”, Febrero 2011.

[4]. PA-81-402, “Limitations and Conditions for Westinghouse fuel operation” rev.5, Agosto 1981.

Figura 4: Evolución de FQ limitante tras la operación a potencia parcial.

Figura 5: Evolución del axial offset tras la operación a potencia parcial.



Estudio de un escenario de parque nuclear compuesto únicamente por reactores de Generación IVS. Pérez-Martín, R. Ochoa y G. Jiménez Varas

L A S M E J O R E S P O N E N C I A S D E L A 3 7 R E U N I Ó N A N U A L D E L A S N E

N U E V O S R E A C T O R E S


M e j o r p o n e n c i a

SARA PÉREZ-MARTÍNes doctora en Física Teórica por la Universidad Autónoma de Madrid. Actualmente trabaja en el Institute of Neutron Physics and Reactor Technology del Karlsruhe Intitute of Technology (Alemania) en el grupo de análisis de seguridad para reactores rápidos.

RAQUEL OCHOA VALEROes ingeniero industrial por la Universidad Politécnica de Madrid, con especialidad en Técnicas Energéticas. Máster en Ciencia y Tecnología Nuclear por la UPM.Actualmente es investigadora en el Grupo “Ciencia y Tecnología de sistemas avanzados de fisión nuclear” en el Departamento de Ingeniería Nuclear de la UPM dentro del proyecto colaborativo europeo CP-ESFR, a la vez que desarrolla su tesis doctoral sobre herramientas de simulación para reactores rápidos.

GONZALO JIMÉNEZ VARASes licenciado en Física Fundamental (UCM), Máster en Generación Eléctrica (Univer. de Zaragoza), Máster en Ciencia y Tecnología Nuclear (UPM) y actualmente doctorando de la UPM. En 2011 se incorpora como Profesor Ayudante en el Departamento de Ingeniería Nuclear de la ETSI Industriales (UPM).

INTRODUCCIÓNLas principales ventajas de los reacto-res nucleares de espectro neutrónico rápido refrigerados por metales líqui-dos (por ejemplo, sodio) no solo con-sisten en un eficiente uso del combus-tible por medio de la reproducción de material físil y de la utilización de ura-nio natural o empobrecido, sino que además logran reducir la cantidad de actínidos como el americio o neptunio, presentes en el combustible irradiado. El primer aspecto se traduce en una garantía de suministro de combustible prácticamente ilimitada, mientras que el segundo es importante porque estos elementos son los responsables de una gran parte de la actividad del combus-tible irradiado.

La posibilidad de contar con un par-que de reactores rápidos posibilitaría que la estrategia de ciclo de combusti-ble no tuviese que ser necesariamente de tipo abierto, como en la mayoría de los países que cuentan con energía nuclear, sino una variación del ciclo cerrado avanzado donde el plutonio y los actínidos minoritarios separados del combustible irradiado forman par-te del nuevo combustible que generará energía eléctrica.

En este trabajo se analiza un hipo-tético escenario de generación en Es-paña, comprobando si un parque de dichos reactores resolvería algunos de los retos con los que la energía nuclear de fisión actual se enfrenta, ya que, como se ha dicho anteriormente, este tipo de reactores mejoran la seguridad en operación, garantizan el suminis-tro y gestionan más eficientemente tanto su propio combustible como el combustible irradiado en los reactores LWR actuales.

A continuación se presentan las ca-racterísticas y objetivos de los sistemas innovadores de Gen-IV, entre los que se encuentran los reactores rápidos

más avanzados, que dan un salto en concepto y en tecnología respecto a los reactores de Generación III+. Poste-riormente se presenta una descripción del caso nuclear español y finalmente se detallan los resultados del estudio mostrando qué efectos tendría este escenario sobre el aprovechamiento y necesidades del combustible, así como sobre la reducción del inventario ra-dioisotópico del combustible gastado ya existente y producido por la propia generación de reactores rápidos.

DESCRIPCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS CONSIDERADASGeneración IV. Objetivos La nueva generación de sistemas nu-cleares pretende superar las prestacio-nes de las generaciones precedentes en términos de sostenibilidad, com-petitividad industrial, seguridad y re-sistencia a la proliferación. Además de producir electricidad, muchos de estos sistemas servirán para producir calor para diversas aplicaciones industriales (cogeneración) o para generación de hidrógeno.

Los cuatro objetivos básicos que se persiguen son, por tanto:a) Desarrollo sostenible: se traduce en un aprovechamiento óptimo de los recursos naturales, mediante la utili-zación de 238U para reproducción (en reactores rápidos). Además se garan-tiza el suministro de combustible, ya que permiten la utilización del poten-cial energético de un máximo de 96% disponible en combustible gastado de los LWR. Mediante la reproducción de combustible, se aumenta respecto a un reactor térmico la cantidad de energía extraída de la misma porción de ura-nio en un factor 50 aproximadamente.

Por otra parte, muchos de estos sis-temas permiten la eliminación de gran parte de los actínidos presentes en

el combustible gastado mediante su transmutación. A su vez, mediante la producción eléctrica nuclear se reduce las emisiones de gases de efecto inver-nadero a la atmósfera, contribuyendo a la protección medioambiental.b) Competitividad industrial: siguien-do las mismas motivaciones plantea-das para los reactores de Generación III, se busca la máxima seguridad con sistemas de prevención y mitigación, con diseños más robustos que permi-tan una mejor operación y manteni-miento y, por último, un aumento del factor de capacidad (hasta un 92%) y vida de la planta (hasta 60 años). Económicamente, se mantiene la ten-dencia de las generaciones anteriores (alto coste de inversión inicial y bajos costes de operación). Sin embargo, los sistemas de IV generación mejorarán su eficiencia térmica aumentando la temperatura del refrigerante. Además, muchos de ellos permitirán la cogene-ración y la producción de hidrógeno.c) Seguridad y fiabilidad: se abarca mediante la defensa en profundidad y reduciendo al máximo los riesgos de accidente. Uno de los objetivos de Gen-IV es eliminar la necesidad de evacuación del público que vive o trabaja en los alrededores de la ins-talación en caso de accidente, inde-pendientemente de las causas y gra-vedad del mismo. Además se buscan sistemas más simples y eficaces, que incluyan seguridad pasiva.d) Resistencia a la proliferación y protección física: a raíz del tratado de No Proliferación Nuclear (NPT) la energía nuclear ha de garantizar el uso pacífico de su tecnología. Y éste es uno de los objetivos principales de los reactores nucleares de Gen-IV. En este sentido una gran cantidad de plu-tonio civil o militar se podría eliminar vía su utilización en reactores de IV Generación (reactores rápidos) y ADS. La ventaja de los reactores rápidos respecto al posible uso indebido del plutonio es que el tipo de plutonio que se extrae del combustible irradiado se encuentra “contaminado” por la pre-sencia de los distintos isótopos del Pu, lo que dificulta la extracción exclusiva del 239Pu, uno de los principales mate-riales utilizados para la fabricación de armamento nuclear.

Reactores Rápidos de Sodio (SFR)El reactor rápido refrigerado por sodio resulta ser el sistema más prometedor de los considerados por el Foro In-ternacional de Generación IV (GIF), principalmente por su mayor nivel de desarrollo y experiencia operativa internacional demostrada a través de

numerosas unidades de ese tipo a lo largo de los años. Hay que recordar que este tipo de reactores están actual-mente en operación en países como Rusia, China o Japón, a los que pronto se añadirá India. Sin embargo, el SFR de IV Generación va a incorporar di-versas optimizaciones respecto a sus predecesores, de forma que satisfagan los criterios establecidos para reactores de IV Generación.

Los reactores rápidos son especial-mente interesantes pues gracias al es-pectro neutrónico rápido permiten la transmutación de algunos de los actí-nidos más importantes, denominados actínidos minoritarios (Am, Cm y Np), mediante su incorporación al combus-tible fresco, de forma que se reduzca significativamente la radiactividad del combustible gastado.

Además, los reactores rápidos son capaces de reproducir el combusti-ble en el seno del reactor, de forma que a partir de 238U se puede generar 239Pu mediante diversas reacciones de captura y desintegraciones nucleares. Gracias a la reproducción, se puede conseguir un máximo aprovechamien-to del potencial energético disponi-ble en las colas de enriquecimiento y combustible gastado de los reactores convencionales, aumentando consi-derablemente la disponibilidad del recurso natural.

Los inconvenientes de los reactores rápidos han estado principalmente vinculados a la seguridad. Por un lado el sodio presenta un coeficiente de reactividad por vaciado que puede llegar a ser positivo. Como consecuen-cia, se están elaborando múltiples es-tudios de optimización que permitan encontrar configuraciones en que este coeficiente se encuentre dentro de los límites de seguridad. Por otra parte, la introducción de MA en el combustible conlleva una serie de dificultades aña-didas en cuanto a comportamiento, manipulación y fabricación del com-bustible. No obstante, muchas de estas dificultades se reducen mediante la utilización de un sistema heterogéneo de recarga, en lugar de uno homogé-neo.

Ciclos de combustible Dependiendo del grado de apuesta por la energía nuclear, los países han ido definiendo diferentes estrategias respecto al uso y tratamiento del ura-nio. La opción más común es la llama-da once-through, donde los elementos combustibles son fabricados para un sólo uso en el reactor, es decir, después de su irradiación en el reactor se alma-cenan en piscinas o en seco y así se mantendrán el resto del tiempo hasta

que su radiación se detenga. Ésta es la opción elegida en la mayoría de los países (Estados Unidos, Canadá, Suecia, Finlandia, España y Unión Su-dafricana). Dentro de este plan existen variantes, como la propuesta por Sue-cia o Canadá, donde los almacenes de combustible permiten que se recupere el material del almacenamiento si se decidieran modificar la estrategia y reutilizar el combustible irradiado.

Otras alternativas al ciclo once-through son aquellas que reprocesan parte del combustible irradiado. En las plantas de reproceso que países como Francia, Reino Unido o Japón tienen, se separan los productos de fi-sión, el uranio y plutonio. El plutonio en combustible gastado representa un 1% donde aproximadamente un 60% es 239Pu. Con el uranio y este plutonio se fabrican nuevos combustibles, que serán utilizados de nuevo en reactores LWR o en los futuros Gen-IV. A este tipo de combustible se le denomina MOX porque ya no sólo contiene oxi-do de uranio, sino que mezcla óxido de uranio y plutonio con una propor-ción que varía entre 3 y 8%. Este rango depende de la riqueza que contenga de 239Pu. Para el plutonio extraído del combustible gastado la proporción en el MOX suele ser del 7%. Si por el con-trario se usa plutonio proveniente del desarme nuclear, con un contenido del 90% en 239Pu, entonces sólo se necesita usar 5% de plutonio en la mezcla.

La estrategia más avanzada de ciclos de combustible que se estudia hoy en día es la que además del reciclado de U y Pu, aporta una separación y reuti-lización de los actínidos minoritarios (Am, Np y Cm) para lograr reducir el inventario radiactivo del material gas-tado. Este método tiene ventajas, pero también inconvenientes como la ma-yor dosis recibida en el reprocesado. Por ejemplo la manipulación con curio es más complicada ya que es emisor de neutrones y requiere blindajes para proteger a los trabajadores. Otro in-conveniente es la generación de otros elementos más pesados durante su irradiación en los rectores rápidos.

Para esta opción de ciclo se abren también variantes. El espectro rápi-do se puede conseguir en reactores críticos, que significan una apuesta nuclear por los sistemas innovadores de cuarta generación o bien en reacto-res subcríticos, donde se abandona la energía nuclear y ya solo se pretende minimizar el impacto de los residuos reduciendo la cantidad de residuos a gestionar. Sea cual sea la estrategia seguida por cada país, el destino defi-nitivo del combustible gastado (ya sea con una única etapa de irradiación o



con varias) será un almacén geológico profundo que supondrá la gestión fi-nal del residuo.

En la actualidad el planteamiento español consiste en mantener el com-bustible gastado en piscinas de en-friamiento tras su irradiación en el reactor. Posteriormente está planteada la construcción del Almacén Tempo-ral Centralizado (ATC) que albergará todo el combustible generado por las centrales españolas y tras un periodo adecuado de almacenamiento, el paso siguiente sería disponerlo en un Alma-cén Geológico Profundo (AGP) donde quedaría almacenado de forma segura durante el resto de tiempo que necesi-ta hasta que los isótopos que contiene decaigan y se conviertan en estables.

CÁLCULO DEL ESCENARIO ESPAÑOL

Para ser capaces de prever la situación energética que se podrá dar en el futu-ro se debe, por un lado, estimar cómo evolucionará la demanda de electrici-dad en los años venideros y por otro lado calcular con qué recursos se con-tará para hacer frente a esta demanda. Este ejercicio ya ha sido propuesto en diferentes ámbitos geográficos. Ade-más de resumir las conclusiones de algunos de estos otros análisis, este trabajo presenta su propio estudio so-bre el caso particular español.

Estudios previos de escenarios energéticosA lo largo de los últimos años se han efectuado a cargo de distintas organi-zaciones internacionales diversos estu-dios sobre el impacto de escenarios re-lacionados con reactores de Generación IV. ENEA recientemente ha publicado un estudio en el que aborda el análisis de diversos escenarios de transición a

rrir al reprocesamiento. Dicho estudio trata de argumentar la necesidad de la energía nuclear de fisión para hacer frente al cambio climático a la vez que se evitan los temas relacionados con proliferación nuclear.

Hipótesis del escenario españolLa demanda de electricidad en Espa-ña se situó el pasado 2010 en 260.696 GWh. La serie de consumo y pro-ducción de los últimos 40 años se muestra en la Figura 2. Es importan-te destacar dos características, por un lado la tasa creciente anual, que ronda el 5% y por otro el cambio de tendencia en los últimos años. La ex-plicación de este último hecho está en el retroceso de la actividad económi-ca que tiene una clara incidencia en la demanda de electricidad. A partir de este cambio de tendencia surge la duda de cómo será el crecimiento de la demanda en los próximos años, si seguirá creciendo con tasas tan altas como antes de la crisis económica o por el contrario se contendrá y crece-rá más lentamente.

reactores rápidos de sodio (SFR) a nivel tanto regional (Europa), como mundial [1]. En dicho estudio se investiga la máxima capacidad de explotación de SFR previsible teniendo en cuenta los recursos disponibles de uranio natural y plutonio para satisfacer distintos ni-veles de demanda eléctrica que se pos-tulan. Para ello usan el código DESAE. El esquema de solape de las diferentes generaciones nucleares que se plantea se muestra en la Figura 1.

Entre las conclusiones del estudio se desprende que a nivel regional, los recursos naturales disponibles no su-ponen una limitación a la máxima ca-pacidad de explotación de SFR traba-jando con una tasa de reprocesamiento de 3000t/año. Sin embargo a nivel mundial sí existiría una dependencia fuerte respecto al recurso disponible.

Por otro lado, la Universidad de Zagreb (Croacia) ha elaborado un es-tudio [2] sobre la reducción de CO2 alcanzable siguiendo un escenario en el que la demanda eléctrica sea cubier-ta por reactores de fisión de acuerdo con la cantidad y disponibilidad del recurso de uranio estimado sin recu-

300

LWR ALWR SFR-R

2000 2050 2100 2150

250

200

150

100

50

0

Figura 1. Escenario europeo con demanda eléctrica cre-ciente. Fuente: ENEA [1]

350.000

Hidroeléctria, eólica y solar

Térmica nuclear

Térmica clásica

Total

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

Pro

du

cció

n d

e el

ectr

icid

ad (

TWh

)

Años

1940 1940 1970 1980 1990 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Figura 2. Evolución del consumo y producción de electricidad en España. Fuente: Foro Nuclear.

45

40

35

30

25

20

15

10

5

02030 2050 2070 2090 2110 2130 2150

Pote

nci

a el

éctr

ica

(GW

e)

Demanda constante Demanda creciente

Figura 3. Escenarios de demanda de potencia instalada.


La contribución de la energía nu-clear al total de producción ronda el 20% en los últimos años. Solo fue a principios de la década de los 90 cuan-do las plantas nucleares llegaron a aportar casi un tercio del total produ-cido.

Para situarnos en el estado ener-gético del año 2030 se han hecho dos aproximaciones, basadas en estudios de escenarios europeos y mundiales [1, 2]. En el primer escenario A1 se

supone una demanda constante de potencia eléctrica fijada en el dato del pasado año (29,7 GWe) y en el otro es-cenario A2 se supone una aproxima-ción de demanda creciente. Asumien-do que esta demanda eléctrica será cubierta por la generación nuclear en un 33%, el esquema quedaría como muestra la Figura 3.

Las características del parque nu-clear español se muestran en la Ta-bla 1. Estos datos son necesarios para

hacer una previsión del estado en que se encuentre el mismo en el año 2030, fecha en que, en el caso pesimista que hemos tomado como hipótesis, todas la centrales nucleares habrán conclui-do su periodo de operación si no se produce una extensión de vida y se mantienen sus vidas útiles en 40 años.

La estimación de material combus-tible generado en todos los años de operación del conjunto de centrales es de 5659.9 t. En la Figura 4 se muestra en escala logarítmica la composición del material irradiado.

Análisis y resultadosDado que el sistema más prometedor de los considerados por el Foro Inter-nacional de Gen-IV es el SFR (Sodium Fast Reactor), para este estudio se ha supuesto que la flota de reactores de IV Generación está cubierta única-mente por SFR, concretamente con las características del Reactor Rápido refrigerado por Sodio Europeo (ESFR) [3,4], de acuerdo con las especificacio-nes del proyecto homónimo. Dicho reactor se estima que tendrá una po-tencia térmica de 3600MW, y como hipótesis se toma un rendimiento en la conversión de energía térmica del 38%, lo que lo sitúa en los 1370Mwe.

El esquema del cálculo realizado es el siguiente. En primer lugar, se calcu-la el número de reactores rápidos tipo ESFR que serían necesarios para cu-brir la demanda eléctrica española en un 33% aproximadamente para cada uno de los escenarios planteados (A1 y A2). A continuación, se comprueba si los recursos nacionales de combus-tible (plutonio y uranio en minas, co-las de enriquecimiento y combustible irradiado) supondrían alguna limi-tación para la explotación de la flota propuesta y si así fuera, se recalcula la flota de SFR con la que España sería autosuficiente y autónoma respecto a generación nuclear (escenario A3 y A4).

Para los casos en que es necesa-rio reprocesamiento del combustible, asumimos, de acuerdo con la meto-dología actual, cinco años de enfria-miento en piscina más un año extra para realizar el reproceso.

Para los dos casos A1 y A2 la de-manda de potencia eléctrica instalada en 2030 es 29.75 Gwe y la aportación de la potencia nuclear sería de 9.58 GWe que se generarían con una flo-ta de siete reactores operando de forma continua. Para el caso de de-manda constante, al cabo de 60 años se sustituirían éstos por otra flota de reactores nuevos, aportando a lo largo de los 120 años de duración del estudio una potencia eléctrica

Central Potencia eléctrica (MWe)

Inicio de Operación

Finalización de operación

estimada

José Cabrera 160 1968 2006*

Garoña 466 1970 2013

Almaraz I 980 1980 2020

Almaraz II 984 1983 2023

Asco I 1032 1982 2022

Asco II 1027 1985 2025

Cofrentes 1097 1984 2024

Vandellos I 480 1972 1989*

Vandellos II 1087 1987 2027

Trillo 1066 1987 2027

*Fecha real de finalización de operaciónTabla 1. Reactores operados en España suponiendo que no hay alargamiento de vida más allá de los 40 años

MA U-235 Pu Productosfisión

U-238 Totalcombustible

gastado

1,E + 07

1,E + 06

1,E + 05

1,E + 04

1,E + 03

1,E + 02

1,E + 01

1,E + 00

Figura 4. Composición estimada de los residuos de alta actividad procedentes del com-bustible gastado en 2030.

2030

2034

2038

2042

2046

2050

2054

2058

2062

2066

2070

2074

2078

2082

2086

2090

2094

2098

2104

2106

2110

2014

2018

2122

2126

2130

2134

2138

2142

2146

2150

1,E + 02

Pote

nci

a El

éctr

ica

(GW

e)

Demanda eléctrica Producción ESFR

0

10

20

30

40

A.1

Figura 5. Demanda total y potencia nuclear instalada para el escenario de demanda eléc-trica constante.



de origen nuclear que supone una aportación constante de un 32.19% Véase la Figura 5. En total para el periodo 2030-2150 se necesitarían 14 reactores tipo ESFR operando 60 años cada uno.

Para el escenario de demanda cre-ciente A2 (Figura 6), se comprueba que es necesaria la incorporación paulatina de reactores puntuales pa-ra mantener el compromiso aproxi-mado del 33% de cuota nuclear. Por tanto además de los siete reactores iniciales se tendrán que añadir otros dos para el primer periodo de 60 años y un tercero nuevo en el segun-do periodo (2090-2150). De manera que en total para el periodo 2030-

2150 se necesitarían 19 reactores tipo ESFR operando 60 años cada uno.

Como ya se dijo, además de es-tudiar cómo cubrir el 33% de la de-manda eléctrica constante o creciente con reactores rápidos, también se analiza la viabilidad de estos casos respecto a la disponibilidad de re-cursos nacionales, tanto de uranio como de plutonio, para abastecer a la flota de reactores de forma auto-suficiente.

Como se ha discutido previamente, los reactores rápidos funcionan con uranio natural o empobrecido, es de-cir, el isótopo necesario en este caso sería el 238U. Éste se puede obtener por varias vías: mina, colas de enriqueci-miento, y del reprocesado del combus-tible gastado de los LWR. Teniendo en cuentas dichas vías se plantean los siguientes escenarios:• B1: 238U obtenido únicamente de la

mina. Se obtiene una cantidad esti-mada de 12214 t (cálculos basados en [7]).

• B2: 238U obtenido de la mina y de las colas de enriquecimiento. La can-tidad estimada de 238U en este caso aumentaría a 64400 t.

• B3: 238U obtenido de la mina y del reproceso. Este caso aportaría una cantidad aproximada de 17500 t.

• B4: uranio obtenido de la mina, de las colas de enriquecimiento y del reproceso. Con todos los recursos posibles se dispondría de 69700 t aproximadas de 238U.Partiendo de las necesidades de

238U para la vida entera de un reactor ESFR, se obtiene los siguientes resul-tados (Tabla 2). Recordando que el escenario A1 necesitaba 14 reactores y el A2 necesitaba 19, se concluye que para todos los escenarios planteados, a excepción del escenario en el que el 238U solo se obtiene por la minería y la demanda eléctrica es creciente, el uranio disponible en España per-mitiría hacer funcionar una flota de ESFR aportando anualmente un 33% aproximado a la generación eléctrica nacional.

Respecto al plutonio, sin embargo, se comprueba que dado que la canti-dad disponible del mismo en España se encuentra únicamente en el com-bustible gastado de las centrales LWR, no sería suficiente para abastecer a to-dos los reactores propuestos. Sin em-bargo, haciendo uso de la posibilidad de reproducción que este tipo de reac-tores proporciona, calculamos que con el plutonio disponible se podría abas-tecer tres reactores durante un primer ciclo de unos seis años. Al cabo de este período, se postulan cinco años de en-friamiento en piscina y un año para el reproceso, al término del cual se podrá disponer del plutonio necesario para abastecer a los reactores que faltan. De esta manera, el plutonio necesario para hacer operar la flota de reactores planteadas se podría ir generando en el seno de los reactores en operación.

Al recalcular la flota nuclear de ESFR en cada uno de los escenarios de de-manda constante (A3) y creciente (A4) se obtiene la siguiente distribución (Figura 7 y Figura 8).

Los resultados también se muestran en la Tabla 3, donde se indica para cada escenario el número de reactores y el año de inicio de operación compa-tible con los requisitos de disponibili-dad de Pu.

Reducción de residuos: transmutaciónA la hora de analizar la capacidad transmutadora de los reactores de cuarta generación se han hecho va-rias hipótesis. La cantidad total acu-mulada de combustible gastado del parque LWR español se ha estimado en 5660 t, basándose en las hipótesis contempladas en los apartados ante-riores. Si de todo este combustible el

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

2065

2070

2075

2080

2085

2090

2095

2100

2105

2110

2015

2120

2125

2130

2135

2140

2145

2150

Pote

nci

a El

éctr

ica

(GW

e)


0

10

20

30

40

A.2

Figura 6. Demanda total y potencia nuclear instalada para el escenario de demanda eléc-trica creciente.

Número de reactores ESFR viables

B1 18

B2 97

B3 26

B4 105

Tabla 2. Número de reactores que podrían ser alimentados con el uranio disponible para cada escenario

Pote

nci

a El

éctr

ica

(GW

e)


0

10

20

30

40

A.3

2030

2034

2038

2042

2046

2050

2054

2058

2062

2066

2070

2074

2078

2082

2086

2090

2094

2098

2104

2106

2110

2014

2018

2122

2126

2130

2134

2138

2142

2146

2150

Figura 7. Demanda de potencia para el escenario con limitación inicial de Pu y demanda eléctrica constante.

Pote

nci

a El

éctr

ica

(GW

e)


0

10

20

30

40

50

A.4

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

2065

2070

2075

2080

2085

2090

2095

2100

2105

2110

2015

2120

2125

2130

2135

2140

2145

2150

Figura 8. Demanda de potencia para el escenario con limitación inicial de Pu y demanda eléctrica creciente.


A1 A2 A3 A4

Año Reactores Año Reactores Año Reactores Año Reactores

2030 7 2030 7 2030 3 2030 3

2090 7 2039 1 2041 4 2041 5

2063 1 2090 3 2063 1

2090 7 2101 4 2090 3

2099 1 2099 1

2100 1 2101 5

2123 1 2123 1

Totales: 14 19 14 19

Tabla 3. Número de reactores y año de inicio de operación para cada escenario.

Np16%

Cm7%

Am77%

Figura 9. Proporción de los actínidos mino-ritarios en el combustible gastado.

10000

1000

100

10

1

0,1Np-237 Np-239 Am-241 Am-242Am-242m Am-243 Cm-242 Cm-243 Cm-244 Cm-245 Cm-246

BOC

EOC

Mas

a (k

g)

Figura 10. Masas a BOC y EOC de los principales isótopos de Np, Am y Cm.

0.1% corresponde a actínidos minori-tarios, entonces tendremos 5660 kg de Am, Np y Cm, donde la proporción en que están distribuidos (Figura 9) se ha tomado de varias referencias [3 y 4].

Una vez conocida la cantidad y pro-porción de elementos transuránidos presentes en el conjunto de combus-tible gastado español, aplicando las tasas de transmutación de la confi-guración de recarga homogénea, se obtienen las siguientes reducciones en las masas (Figura 10).

5

4,54

3,5

32,5

2

1,5

10,5

00 2 4 6 8 10 12

Cm totalAm totalNp total

Mas

as (t

)

Número de ciclos

Figura 11. Evolución de las masas totales de AM en función del número de ciclos de un reactor SFR.

Estos datos muestran que en cada ciclo de irradiación el 39% del ameri-cio presente al inicio será consumido, el 43% del neptunio también desapa-recerá, pero aparecerá una cantidad significativa de Cm.

Para evaluar el efecto de la trasmu-tación no solo miramos las evolucio-nes de las masas de cada elemento, sino que también nos fijamos en la actividad radiactiva que presentará el conjunto del material nuclear a lo largo de los años de funcionamiento de los ESFR.

En el primer ciclo de operación de los ESFR solo habría actínidos para ser transmutados en un solo ESFR. El resto de reactores empezarían con combustible MOX únicamente. En los siguientes ciclos, dependiendo de los AM generados, habría que separar y reprocesar para fabricar nuevos com-bustibles MOX con MA.

Centrándonos en el escenario A1 únicamente, vemos que la evolución total de las masas de actínidos mino-ritarios en el conjunto de los reactores es decreciente a largo plazo (Figura 11). Se observa inicalmente un aumen-to en el primer ciclo de irradiación, pero posteriormente la tendencia es claramente reductora de las masas.

Con respecto a la actividad que ge-nera por el total del combustible en el escenario A1, también se observa que aumenta como consecuencia del mayor decaimiento de los isótopos (Figura 12).

Aspectos relacionados con la proliferaciónLa generación de plutonio a partir del 238U se lleva a cabo por reacciones de captura:

A medida que se incrementa el con-tenido de otros actínidos más pesados en el combustible, la generación de Pu por reacciones de captura o de de-caimiento alpha, va incrementando la presencia de otros isótopos del Pu co-mo el 241. La Figura 14 muestra estas otras vías. La utilización sucesiva de Pu tras el reprocesado se va haciendo más ardua, porque el contenido en 239Pu es menor. Esto afecta de forma positiva al aspecto de la no prolifera-ción, ya que es este 239Pu el más valo-rado para el armamento nuclear. Por tanto, cuanto más se aproveche el Pu en los reactores rápidos, menor será la facilidad con que se logre extraer su isótopo 239 para usos no pacíficos.

CONCLUSIONES

Para acercar la Generación IV a nuestra realidad geográfica, este es-tudio ha querido mostrar cuáles son



las posibilidades que ofrece el caso es-pañol para albergar un parque nuclear Gen-IV. También se han hecho estima-ciones numéricas para constatar que los objetivos de garantía de suministro y de reducción del inventario radiacti-vo se cumplen.

Las conclusiones de este estudio pa-ra el caso español son varias. Por un lado la cantidad de U necesaria para la operación de los reactores ESFR está garantizada, ya sea en el escenario de aportación única del U de las mi-nas o bien en el más favorable donde además se tienen en cuentan las colas de enriquecimiento y se reprocesa el combustible gastado.

Respecto a la necesidad de 239Pu pa-ra iniciar la operación de los reactores rápidos, se ha visto que no es sufi-ciente la que existirá en el año 2030 para arrancar los siete reactores ESFR que cubrirían el 33% de la demanda eléctrica. Por ello, solo podrían ins-talarse inicialmente tres reactores y

posteriormente tras la reproducción de combustible y la incorporación del Pu reprocesado, se conseguiría Pu su-ficiente para arrancar el resto de reac-tores.

Por último, como la cantidad de Am, Np y Cm que existirá en el ATC en el año 2030 es pequeña, sólo hace falta un reactor ESFR donde introducir estos actínidos para transmutarlos. El resto de reactores podrán operar únicamente con combustible MOX. Considerando también la transmu-tación de los MA que se generen en estos reactores, la cantidad de MA se reduce paulatinamente a lo largo de los ciclos de irradiación y su actividad radiactiva asociada aumenta como consecuencia de la reducción de las vidas medias.

Este trabajo puede servir como pri-mera aproximación para fijar ideas respecto a las ventajas reales que la Generación IV aportaría al caso es-pañol. Sin embargo, se reconocen las

Figura 13 Reacción de generación de Pu a partir de U

0,00E+00

5,00E-01

1,00E+00

1,50E+00

2,00E+00

2,50E+00

3,00E+00

3,50E+00

4,00E+00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

NpAmCmA

ctiv

idad

(U.a

)

Número de ciclos

Figura 12. Evolución de radiactividad total del inventario nuclear.

238Pu87.74 aσ

c:510 b

240Np7.22 m(meta)65 m

239Np2.355 dσ

c:32 b

238Np2.117 dσ

c:2100 b

240U14.1 h

239U23.5 mσ

c:22 b

238U4.468e9 aσ

c:2.7 b

242Pu3.750e5 aσ

c:19 b

243Pu4.56 hσ

c:200 b

244Pu8.00e7 aσ

c:1.7 b

245Pu10.5 hσ

c:150 b

241Pu14.35 aσ

c:1010 b

240Pu6563 aσ

c:290 b

239Pu2.411e4 aσ

c:270 b

237Np2.144e6 aσ

c:180 b

243Am7370 aσ

f: 0.9075 b

244Am

α-decay

β--decay

Neutron capture

26 m (meta)10.1 hσ

f:1600/2200

245Am2.05 h

242Am141 a (meta)16 bσ

f: 7000/2100

241Am432 aσ

f :3.1 b

σc:50 b

243Cm29.1 aσ

f :620 b

σc:130 b

244Cm18.10 aσ

f :1.1 b

σc:15 b

245Cm8500 aσ

f :2100 b

σc:350 b

246Cm4370 aσ

f :0.16 b

σc:1.2 b

247Cm1.56e7 aσ

f : 82 b

σc: 60 b

248Cm3.40e5 aσ

f : 0.36 b

σc: 2.6 b

242Cm162.94 dσ

f :5 b

σc:20 b

Figura 14. Reacciones de desintegración que generan Pu.

limitaciones de este estudio debido a ciertas hipótesis simples tomadas. Por ello es necesaria una mejora en el tra-tamiento de algunas aproximaciones y se planea como futura extensión, me-jorar los supuestos tomadas añadien-do más complejidad a los cálculos.

También forma parte del futuro tra-bajo que queda por hacer, realizar un estudio de sensibilidad de los paráme-tros que influyen en el resultado final. Para ello se ha de estudiar la estima-ción de la cantidad de combustible gastado del que se parte, las tasas de transmutación y de reproducción del combustible, así como las estrategias de reprocesado para el combustible gastado del ESFR y del precio del ura-nio.

BIBLIOGRAFÍA

[1]. Bianchi F., Calabrese R., Glinatsis G. et al. “Regional and world level scenarios for sodium fast reactor deployment” Nuclear Engineering and Design 241 (2011) 1145–1151

[2]. Knapp V., Pevec D. and Matijevic M. “The potential of fission nuclear power in resolving global climate change under the constraints of nuclear fuel resources and once-through fuel cycles “ Energy Policy 38 (2010) 6793–6803

[3]. Ochoa Valero R., García-Herranz N., y Aragonés J.M. “Análisis de la transmutación de Actínidos Minoritarios en un reactor rápido de sodio con modelo de carga homogéneo mediante el código MCNPX-CINDER” Reunión Anual de la Sociedad Nuclear Española 2010

[4]. Pérez-Martín S., Martín-Fuertes F. and Alvarez-Velarde F. “Minor Actinide Transmutation Strategies in Sodium Fast Reactors” Proceedings of ICAPP 2011 Nice, France, May 2011 11419

5. Piera M.” Sustainability issues in the development of Nuclear Fission energy” Energy Conversion and Management 51 (2010) 938–946

[6]. The Nuclear Fuel of Pressurized Water Reactors and Fast Neutron Reactors: Design and Behavior. Bailly H., Menessier D. and Prunier C. Commissariat á l’Énergie Atomique 1999

[7]. NEA. Uranium 2009: Resources, Production and Demand. OECD Publications. Paris, 07/28/2010.

238U 239U 239Np 239Pu 240Pu 241Pucapt

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por el mundoLos nucleares

RICARDO LLOVETDirector de Ingeniería y Suministro de Equipos de Votgle 3 y 4

¿Cuántos años llevas en tu actual responsabilidad en Estados Unidos? Y ¿cuáles son las principales activi-dades de tu cargo?

Conocí a mi mujer, Sally, en 1984 en mi primer año en Westinghouse, y desde entonces nuestras vidas han sido un ir y venir entre Pitts-burgh y Madrid. Esta ultima vez lle-gamos a Pittsburgh en el verano del 2007 despues de pasar 2 años des-tinado en Madrid implementando el programa de excelencia operativa Customer 1st en nuestras diferen-tes subsidiarias europeas y de un año como director de ingeniería de Westinghouse en España y director general de INITEC Nuclear.

El 2 de abril de 2008, el consor-cio Westinghouse - Shaw recibió el contrato de Vogtle 3 y 4, el primero en 34 años para construir una cen-tral nuclear en EEUU. Ese mismo día comencé a desarrollar mi actual posición de director de Ingeniería y Suministro de Equipos para este pro-yecto que es un EPC (Engineering, Procurement and Construction), es decir un “llave en mano”. Mi responsabilidad son las dos primeras partes (E y P). Basi-camente mi equipo es responsable de todo lo que sucede en el proyecto aparte de la actividad en el emplazamiento.

La planta es del modelo AP1000® con un diseño simpli-ficado, construcción modular y seguridad pasiva. Hemos in-vertido los primeros cuatro años del proyecto en alcanzar un alto grado de finalización del diseño, la compra y fabricación de los equipos y componentes, la formación de un equipo humano para ejecutar el proyecto, y el desarrollo del em-plazamiento. Dadas las características modulares del diseño, hemos comenzado ya a ensamblar el Edificio de Contención y una serie de módulos del Edificio Auxiliar. Nuestro cliente recibió el permiso combinado de construcción y operación el 10 de febrero y, en estos momentos, acabamos de comenzar la construcción de la losa de la isla nuclear y estamos pre-parando la instalación de la sección inferior del Edificio de Contención sobre esta.

¿Qué representa para ti tener la oportunidad de participar en los inicios de un nuevo proyecto nuclear en Estados Unidos?

A veces reflexiono, como he llegado aquí. Y, como un es-pañol tiene esta responsabilidad en un proyecto tan trans-cendental para la industria nuclear en EEUU. Y lo pienso sin orgullo, pero con un gran sentido de responsabilidad y de

estar llevando a cabo una misión que ha sido un sueño para las decenas y centenas de miles de excelentes profesionales que hemos mantenido viva la llama de la energía nuclear durante tantos años y en tiempos tan difíciles, para traer a la humanidad la energía eléctrica que necesita. Francamente, me siento muy afortunado, y pienso que lo único que puedo hacer es estar a la altura de las circunstancias, dedicar un gran esfuerzo personal, y liderar mi equipo con un énfasis en el trabajo bien hecho y en el sentido de misión que todos compartimos.

¿Cómo influyó el traslado en tu vida familiar?, ¿Cómo se ha desarrollado ésta en Pittsburgh?

La familia se ha adaptado perfectamente. De hecho son tan americanos como españoles, hablan los dos idiomas, comen ambas cocinas, y tienen muy claro que la doble nacionalidad es una suma, no una contraposición. El mayor se siente más español mientras que los pequeños son más americanos. Y mi mujer se encuentra encantada en su país de origen. Los niños llevan cuatro años participando en talleres en español en Carnegie Mellon. Sally representa en EEUU a las empre-sas de mis hermanos Tandem y Europa Plus y trae estudian-tes españoles a Pittsburgh, y capta estudiantes americanos para programas de español en Madrid.


Ricardo Llovet en el emplazamiento de Vogtle. A la derecha la base de la contención (casi finalizada y lista para su instalación en la isla nuclear)

¿Mantienes contacto con españoles en la ciudad y en el país?

Tenemos un número de españoles trabajando en nuestras oficinas de Cranberry y todos están dejando el pabellón muy alto. Carlos Cantarero es responsable del diseño de varias estructuras de la planta, Felix Cepero trabaja en el proyecto llevando nuestros programas de mejora y de lecciones apren-didas, Narcis Pellicer está preparando procedimientos de arranque, Eva Cervantes lleva temas de dirección de ope-raciones, y su marido, Jorge Biaggini es el creador de siste-mas informáticos que integran en el modelo 3D del reactor AP1000® los diseños de todas nuestras compañías asocia-das. Además, contamos con la presencia de Pablo León y Pere Nicolás, de Endesa, en un programa de colaboración entre ambas empresas. De manera que si te sientes con mo-rriña solo tienes que llamar a alguno, u organizar una reunión en una casa, te compras unos Riojitas, y te sientes como en España. Además tenemos aquí un grupo muy simpático de todos los españoles de Pittsburgh. Se llama Los de Pata Negra y nos podéis contactar en www.losdepatanegra.com. Algunos somos los veteranos y ya muy asimilados, mientras que otros vienen por periodos de dos o tres años a hacer un postdoctorado o un máster o algún intercambio con las muy buenas universidades que tenemos en Pittsburgh. De espe-cial interés es nuestro concurso anual de tapas en el que el nivel está tan alto, que incluso algún paisano de Chamberí se sentiría impresionado.

¿Cuáles son los aspectos más significativos de trabajar en una empresa multinacional como Westinghouse?

Francamente, muchos. El primero es el sentido de estar en lo más avanzado de la tecnología, y de trabajar a diario con personas que son líderes técnicos mundiales en su área. Otro muy interesante pudiera parecer una contraposición <<soy una persona aventurera y llevo 26 años en la misma empresa>>. La respuesta es que una empresa multinacional te permite cambiar de área, de función y de país. En cierto modo me he encontrado durante años como una abeja en un campo de flores, posándome en las que me interesaba y en-gordando mi bolsa de conocimientos. Ahora, en este puesto,

veo lo útil que me ha sido para tener una visión integrada y poder dirigir ingenieros de muy diversas especialidades, compradores, planificadores y jefes de proyectos. También me encantan el método y la implementación de programas difíciles de asimilar en otras latitudes, y tan valiosos, como el desempeño humano, las lecciones aprendidas, mejora de procesos, etc..

¿Qué detalles echas en falta de Madrid o de España?

Hace un año me entrevistaron para Madrileños en el Mundo y no pude remediar un reflejo instintivo, y dije “el chorizo”. Ahora me das la oportunidad para corregir aquel desatino y decir la verdad: lo que más echo de menos es mi familia. Tengo una familia numerosa y muy unida – de comer jun-tos los domingos, de ayudarnos constantemente, y de pasarlo muy bien juntos. Tan unidos somos que los amigos de cada hermano/a han acabado siendo amigos de todos. Y añadir que, antiguamente, echaba de menos horriblemente la paella, pero finalmente, a base de muchos intentos, y con ayuda telefóni-ca, he conseguido hacerla muy buena.

¿Invitas a los jóvenes a que amplíen su horizonte profesional fuera de nuestras fronteras?

Francamente, si tuviera veintipico años y estuviera soltero haría exactamente lo mismo que hice y buscaría un destino en EEUU o en la construcción y el arranque de alguna central nuclear. Yo empecé con los arranques de Doel 4, Tihange 3 y Vandellós II, y esa experiencia no se paga con nada, pues cuando hablas de las plantas, los sistemas y los componen-tes, los has tocado, has estado dentro de ellos, has vivido los problemas de su fabricación e instalación y las soluciones. De todas maneras, no creo que para crecer haya que trabajar en el extranjero pues en nuestro país hay mucho conoci-miento y oportunidades. Querría aprovechar la ocasión para agradecer a las decenas de ingenieros que están colaborando con nosotros en Westinghouse España en la finalización del diseño AP1000®, así como a los profesionales de Initec, Em-presarios Agrupados, Enusa, ENSA y Tecnatom que en su día colaboraron desde España con nosotros en el desarrollo del AP600, precursor de nuestro presente diseño.

Observando un tanque acumulador en fabricación en Mangiarotti con el representante de SNC Mason Dove

En IBF con su director general, Roberto Cazzaniga, observando la línea de compensa-ción del presionador.


MEDIO ASUNTO RESUMEN

1 de febrero DESPUÉS DE FUKUSHIMA

Japón limita a cuarenta años la vida de sus centrales nuclea-res. Esta medida, que deberá ser aprobada por el Parlamento, prevé prorrogar 20 años más el funcionamiento de las centra-les nucleares en contadas excepciones y bajo rigurosas normas de seguridad.

1 de febreroINDUSTRIA GARANTIZA LAS AYUDAS AL CARBÓN Y EL APOYO A GAROÑA

José Manuel Soria recordó que ya se han puesto en marcha de-cisiones para mantener la central nuclear de Santa María de Ga-roña hasta 2019.

2 de febrero1.500 CANDIDATOS PARA UNA MINA DE URANIO

Berkeley pretende crear entre 150 y 200 empleos directos en la futura mina, cuya actividad podría iniciarse a finales del año 2014 en los términos municipales salmantinos de Retortillo y Villavieja de Yeltes

3 de febreroLA MORATORIA NUCLEAR DE 1994 CARGARÁ 64 MILLONES A LA LUZ

Esta cantidad es un 26% inferior al año anterior y aún queda pendiente por compensar 366 millones. Todavía quedan ocho años en los que se incluirá la moratoria nuclear en el recibo.

4 de febrero LA CENTRAL NUCLEAR DE COFRENTES Generó en 2011 el 4% de toda la electricidad nacional y el 66 por ciento de la generada por Iberdrola en la Comunidad Valenciana.

6 de febreroLLODIO CONTRA GAROÑA Y LOS MOLINOS

El Ayuntamiento oficializa su rechazo mayoritario a la central nuclear e incluye el lema ‘cierre en 2013’ en su papelería ofi-cial.

5 de enero NUEVO PLAN ATÓMICO EN EL REINO UNIDO

Ferrovial y Técnicas se alían en las nucleares británicas. Tiene como primer objetivo participar en la construcción de un reac-tor para los grupos alemanes RWE y E.ON en Gales. Un ambi-cioso programa que ya ha movilizado a grandes grupos energé-ticos del continente, como a la española Iberdrola.

7 de febreroENTREVISTA A EDUARDO MONTES. PRESIDENTE DE UNESA

“Todas las tecnologías caben, pero a qué precio”. “Los que han recibido primas y hablan de solidaridad deben ser ahora solida-rios”. “Una quita a las eléctricas ni me la imagino. Lo que se debe, se debe”. “Las eléctricas de Unesa se están descapitali-zando”.

7 de febreroLAS NUCLEARES ESPAÑOLAS PASAN EXAMEN EN LUXEMBURGO

El Consejo Nacional de Seguridad presenta sus pruebas de re-sistencia. Las revisiones se realizan por un equipo de expertos que componen tres grupos de trabajo. Este proceso está coor-dinado por un plenario que elaborará un informe que será re-mitido al Grupo Europeo de Reguladores de Seguridad Nuclear para su aprobación y, posteriormente, a la Comisión Europea en torno al mes de mayo.

8 de febreroENRESA INFORMA A LOS MUNICIPIOS SOBRE ELATC

Más de una cuarentena de representantes de municipios cer-canos a Villar de Cañas (Cuenca), han asistido a una reunión con la Empresa Nacional de Residuos (Enresa) para informar-se de los detalles técnicos del proyecto del almacén temporal centralizado (ATC) de residuos nucleares de alta actividad y combustible gastado.

9 de febreroEL SENADO TUMBA UNA MOCIÓN PARA EL CIERRE NUCLEAR

La propuesta del PSOE suponía que, entre 2013 y 2028, debe-ría cesar la actividad del parque nuclear español.

9 de febrero

ASCÓ CONTARÁ CON UN ALMACÉN NUCLEAR TEMPORAL INDIVIDUALIZADO A FINAL DE AÑO

El ATI de Ascó empezó a construirse el pasado mes de octubre, después de que la Asociación Nuclear Ascó-Viladecans partici-pada por Endesa e Iberdrola, solicitó su edificación en enero de 2010 y obtuviera los permisos correspondientes.

14 de febrero

RECETAS PARA ACABAR CON EL DÉFICIT DE TARIFA

Nadie quiere ser la solución del problema. Los distintos agen-tes del sector eléctrico solo coinciden en que los ingresos por CO2 deben sufragar los costes del sistema. Quita, tasas, ajuste de primas y otros costes son algunas peticiones.

LO NUCLEAR EN LOS MEDIOS


el correo

17 de febrero

LA AUDIENCIA AVALA EL CONCURSO DEL ATC

La Audiencia Nacional desestimó ayer el recurso presentado por Greenpeace contra la convocatoria del ‘cementerio’ nuclear (ATC) porque cree que sí se tomaron en cuenta cuestiones am-bientales.

17 de febrero

EL EJECUTIVO BARAJA LIMITAR LOS PODERES DE LA CMT Y LA CNE

Con el objetivo de reducir su tamaño y simplificar sus estructu-ras, en un proceso en el que la Comisión Nacional de la Com-petencia (CNC) aparece como el gran supervisor de la actividad empresarial. En el plan de adelgazamiento también se incluye el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN),

18 de febrero

LAS GRANDES ELÉCTRICAS RECHAZAN ASUMIR UNA PARTE DEL DÉFICIT DE TARIFA

La patronal Unesa asegura que una eventual quita de la deuda, que roza los 24.000 millones de euros, “sería ilegal”. Advierte de que recurrirán al Tribunal Supremo. El sector sostiene que para combatir el déficit hay que subir las tarifas y revisar las primas a la termosolar.

19 de febrero

SORIA CONFIRMA QUE GAROÑA PODRÁ ALARGAR SU VIDA ÚTIL

Tras el informe favorable del CSN que da “el visto bueno” a que la planta siga conectada a la red cinco años más una vez verificado que cumple con los requisitos de seguridad desde el punto de vista medioambiental y para las personas, a la vez que se exige a la propietaria, Nuclenor, una inversión en mejoras y mantenimiento.

19 de febrero

CÁCERES PODRÍA TENER LA ÚNICA MINA DE URANIO DE LA UE

La empresa australiana Berkeley Resources podría anunciar en muy poco tiempo el descubrimiento del único yacimiento de uranio de la UE en la provincia de Cáceres. Los resultados de los sondeos en el subsuelo extremeño son «alentadores», según la compañía.

21 de febrero

CASTILLA Y LEÓN GRAVARÁ CON UN IMPUESTO A LA CENTRAL DE GAROÑA

La Junta espera recaudar 14 millones de euros por la activi-dad de la planta nuclear, tras la confirmación de que seguirá abierta.

24 de febrero

IBERDROLA PIDE QUE SE DETENGA LA INVERSIÓN EN ENERGÍAS RENOVABLES

Sánchez-Galán afirma que la tarifa puede bajar si se eliminan costes “políticos”. También reclamó que otros productores eléc-tricos, no solo las cinco grandes empresas del sector, financien futuros déficits tarifarios y que el coste de las renovables se com-parta entre “todos los sectores energéticos”, no solo el eléctri-co.

24 de febrero

LOS ANALISTAS CREEN QUE LA INTERVENCIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ES PARA ATACAR A NUCLEAR

Así lo pone de manifiesto en un informe Banco Sabadell al en-tender que la medida iría destinada a reducir los windfall profits de las centrales nucleares y las hidráulicas que tienen bajos cos-tes pero cobran a precio de mercado.

24 de febrero

DOS ERRORES CUESTIONAN EL EXPERIMENTO DE LOS NEUTRINOS

El Laboratorio Europeo de Física de Partículas (CERN) admitió ayer errores en el experimento sobre los neutrinos que viajan más rápidos que la luz. Una mala conexión de un cable y falta de sincronización entre dos cronómetros invalidan la prueba.

27 de febrero

FORO NUCLEAR CONSIDERA QUE CON MÁS TASAS PELIGRARÍA LA VIABILIDAD DE LAS CENTRALES

La presidenta de Foro Nuclear, María Teresa Domínguez, consi-dera que la energía nuclear no puede soportar más tasas porque ya está “un poco en el límite” y se podría poner en riesgo la via-bilidad económica de unas plantas que no están aún amortiza-das.

27 de febrero

ALMACÉN NUCLEAR DE EL CABRILEl Cabril recibirá en breve los residuos de baja y media activi-dad procedentes del desmontaje del reactor de la central José Cabrera.

28 de febrero

LAS ELÉCTRICAS NEGOCIAN AMPLIAR LOS PLAZOS PARA COLOCAR 5.000 MILLONES MÁS DE DÉFICIT

Se plantea aplicar una tasa a la energía nuclear a cambio de alargar la vida de las centrales a 60 años. Además, una opción que baraja el titular de Industria es que se extienda la financiación del déficit futuro entre todos los promotores de electricidad y no sólo por las cinco grandes eléctricas.

29 de febrero

EL ATC Y LA PRÓRROGA DE GAROÑA DAN AIRE A LA INDUSTRIA ATÓMICA

Industria prevé que el ATC suponga una inversión de 700 millones de euros y cree 300 puestos de trabajo directos. José Manuel Soria, titular de Industria, ya se ha mostrado partidario de explotar todas las centrales hasta el final de sus días útiles.

Prensa Nacional


Prensa Nacional

I N I C I AT I V A S A R A Í Z D E F U K U S H I M A

SITUACIÓN DE LA CENTRAL ACCIDENTADA. ACTUACIONES DE TEPCO Y DE INSTITUCIONES JAPONESASEl 17 de febrero de 2012, el Gobierno japonés anunció que llevaría a cabo una Conferencia Ministerial sobre Seguri-dad Nuclear en la prefectura de Fukus-hima, copatrocinada por el OIEA, entre los días 15 y 17 diciembre de 2012, que comenzaría con una sesión institucional a la que seguirían sesiones de expertos técnicos. Entre sus objetivos, contribuir al fortalecimiento de la seguridad nu-clear en el mundo, ofreciendo una nue-va oportunidad para compartir conoci-mientos en el ámbito de la comunidad internacional y en particular sobre las lecciones aprendidas del accidente, me-jorar la transparencia y discutir el pro-greso de los esfuerzos internacionales para la mejora de la seguridad nuclear, entre los que se cuenta el correspon-diente Plan de Acción sobre Seguridad Nuclear del OIEA lanzado a raíz de la Conferencia Ministerial de Viena de junio de 2011. Recordemos que las áreas clave de dicho plan, que fue aprobado por la Junta de Gobernadores del OIEA y, posteriormente, por su Conferencia General en septiembre de 2011, incluían fortalecer las revisiones por pares, me-jorar la preparación y respuesta ante emergencias, reforzar la eficacia de los organismos reguladores nacionales y de las organizaciones explotadoras, pro-mover la investigación y la creación de nuevas capacidades, reforzar el mar-co jurídico internacional y favorecer la difusión de información y la transpa-rencia. En particular, Yukiya Amano, director general del OIEA ha enfatizado la importancia de una mayor transpa-rencia como incentivo para poner en práctica todas las acciones del plan.El 24 de febrero, el Comité de Acción a Medio y Largo plazo de Tepco y Gobier-no japonés, ha organizado un taller para el estudio del catálogo técnico relativo al desarrollo de equipos para la extrac-ción de los restos de combustible, con vistas al desmantelamiento de Fukushi-ma Daiichi. El Ministerio de Economía, Comercio e Industria japonés (METI) tiene previsto organizar un simposio internacional en marzo para compartir información relevante con la comuni-

La Sociedad Nuclear Española, a través de comunicados de prensa y de su página web (www.sne.es), ha venido informando periódicamente de la situación del accidente producido en la central nuclear japonesa de Fukushima-Daiichi por el terremoto y

posterior tsunami que el 11 de marzo arrasó el país nipón.Esta sección en NUCLEAR ESPAÑA informa de las iniciativas propuestas por las autoridades nucleares mundiales.

dad internacional y fortalecer la colabo-ración global en el área de desarrollo de equipos para el desmantelamiento.El 27 de febrero, Tepco ha llevado a cabo un reconocimiento visual, así como se-guimiento de la radiación y muestreo de aire, en la planta de recarga del edificio del reactor de la Unidad 2 de Fukushi-ma Daiichi, utilizando un nuevo robot a control remoto (llamado Quince2). Los resultados serán de utilidad para la planificación y preparación de la des-carga del combustible de la piscina de combustible gastado.Los operadores de las centrales nuclea-res japonesas, a través de la Federación de las Empresas Eléctricas de ese país (FEPC), han anunciado la instalación de venteo filtrado de la contención en los reactores PWR, para incrementar los márgenes de seguridad en caso de emergencias. Este tipo de sistemas de venteo son, por ejemplo, una caracterís-tica estándar de seguridad en los dise-ños de la Generación III. Los reactores de agua en ebullición (BWR) normal-mente disponen de sistemas de venteo con limitada capacidad de filtrado.

RESPUESTA DE LA NRC Y DE LA INDUSTRIA NUCLEAR AMERICANA

Sobre la base de las lecciones apren-didas del accidente, la NRC emitirá tres instrucciones. Dos de las instrucciones serán aplicables al conjunto de centrales nucleares americanas, incluyendo las que están en construcción o reciente-mente autorizadas. La primera requerirá proteger mejor los equipos de seguridad instalados después de los ataques del 11 de septiembre y obtener equipo adi-cional suficiente para el caso de eventos extremos que afecten simultáneamente a todos los reactores de un emplazamien-to. La segunda instrucción va a requerir que las plantas instalen instrumentación para monitorizar el nivel y la temperatu-ra de la piscina de combustible gastado. La tercera se aplicará a los titulares de reactores BWR con contenciones “Mark I” o “Mark II”, en el sentido de que de-ben mejorar sus sistemas de venteo duro (para las plantas Mark II, instalar nuevos sistemas). Las centrales tendrán de plazo hasta finales de 2016 para implantar lo requerido en esas instrucciones. La NRC

también emitirá una solicitud de infor-mación detallada para cada central, cuyo contenido incluirá los siguientes temas: volver a analizar los riesgos símicos y debidos a inundaciones, evaluar la capa-cidad de los sistemas de comunicación actuales para funcionar en condiciones extremas y evaluar las necesidades de la organización de respuesta a emergen-cias para eventos que afecten de forma simultánea a todos los reactores en un emplazamiento.

Por su parte, la industria avanza en el sentido de implantar su capacidad de respuesta diversa y flexible (FLEX) con el objetivo de ser “plenamente sensibles” a los previsibles requisitos de la NRC sobre estrategias de mitigación para sucesos externos más allá de las bases de diseño. En esa línea, el NEI ha informado de la iniciativa de las centrales americanas de adquirir equipo portátil adicional para ubicarlo en diversos puntos estratégicos de los emplazamientos con el objeto de que ayuden a mantener las funciones clave de seguridad, es decir, la refrige-ración del núcleo, la refrigeración de la piscina de combustible gastado y la pro-tección de la integridad de la contención, en el caso de pérdida de los suministros eléctricos y del sumidero final de calor. Dicha iniciativa compromete a la indus-tria a adquirir un primer conjunto de equipos portátiles para ubicarlos en los emplazamientos antes del 31 de marzo, desarrollando al respecto guías de im-plantación. Algunas compañías ya han encargado o adquirido un buen número de estos equipos adicionales para contin-gencias, que incluyen grandes generado-res portátiles, moto-bombas diesel, diesel de baja carga, camiones de bomberos o unidades portátiles de ventilación.

CHINA LANZA PROYECTOS

SOBRE RESPUESTA A EMERGENCIAS

La Agencia de Energía Nacional china (NEA) ha lanzado una serie de proyec-tos de I+D para mejorar los mecanismos de respuesta a emergencias de la plan-tas nucleares en el caso de desastres extremos. Son un total de 13 proyectos que se orientan a mejorar la tecnología relacionada con la seguridad y que se espera finalicen en 2013


Enero Acumulado Acumulado1.066 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 787.980 787.980 189.484.801Producción neta MWh 739.596 739.596 177.403.330Horas acoplado h 744 744 182.066Factor de carga o utilización % 99,35 99,35 85,90Factor de operación % 100 100 87,67 Paradas automáticas no programadas 0 0 11Paradas automáticas programadas 0 0 18Paradas no programadas 0 0 27Paradas programadas 0 0 32

Enero Acumulado Acumulado466 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 347.995 347.995 129.803.381Producción neta MWh 332.581 332.581 123.604.423Horas acoplado h 744 744 294.613,24Factor de carga o utilización % 100,37 100,37 78,32Factor de operación % 100 100 82,13Paradas automáticas no programadas 0 0 149Paradas automáticas programadas 0 0 9Paradas no programadas 0 0 62Paradas programadas 0 0 58

Enero Acumulado Acumulado1.092 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 789.517 789.517 211.516.896Producción neta MWh 758.382 758.382 203.698.420Horas acoplado h 744 744 212.976,39Factor de carga o utilización % 97,18 97,18 86,24Factor de operación % 100 100 88,62 Paradas automáticas no programadas 0 0 96Paradas automáticas programadas 0 0 7Paradas no programadas 0 0 11Paradas programadas 0 0 31

Ascó I Enero Acumulado Acumulado1.032,5 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 774,540 774,540 201.293,982Producción neta MWh 742,223 742,223 193.026,434Horas acoplado h 744 744 213.832,91Factor de carga o utilización % 100,83 100,83 82,48Factor de operación % 100 100 85,68Paradas automáticas no programadas 0 0 91Paradas automáticas programadas 0 0 5Paradas no programadas 0 0 19Paradas programadas 0 0 26

Ascó II Enero Acumulado Acumulado1.027,2 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 338,430 338,430 194.713.860Producción neta MWh 313,104 313,104 186.969.631Horas acoplado h 402,05 402,05 205.002,43Factor de carga o utilización % 44,28 44,28 86,30Factor de operación % 54,04 54,04 89,00Paradas automáticas no programadas 1 1 58Paradas automáticas programadas 0 0 4Paradas no programadas 0 0 12Paradas programadas 0 0 26

TRILLO IUFG 34,5%, IBERDROLA G. 48%,

HC G. 15,5%, NUCLENOR 2%

NUCLENOR (ENDESA G. 50%, IBERDROLA G. 50%)Sta. Mª DE GAROÑA

ENDESA G. 72%, IBERDROLA G. 28%

Enero Acumulado Acumulado1.087,14 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 805.822 805.822 179.041.386Producción neta MWh 774.108,40 774.108,40 171.110.054,28Horas acoplado h 744 744 177.537,57Factor de carga o utilización % 99,63 99,63 80,96Factor de operación % 100 100 83,90 Paradas automáticas no programadas 0 0 46Paradas automáticas programadas 0 0 0Paradas no programadas 0 0 25Paradas programadas 0 0 25

VANDELLÓS II

ASCÓ ENDESA G. 100%

ENDESA G. 85%, IBERDROLA G. 15%

Almaraz I Enero Acumulado Acumulado1.035,27 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 777.850 777.850 211.139.298Producción neta MWh 749.485 749.485 202.907.203Horas acoplado h 744 744 232.619,5Factor de carga o utilización % 100,99 100,99 81,87Factor de operación % 100 100 86,29Paradas automáticas no programadas 0 0 88Paradas automáticas programadas 0 0 6Paradas no programadas 0 0 18Paradas programadas 0 0 38

Almaraz II Enero Acumulado Acumulado1.045 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 779.432 779.432 206.181.344Producción neta MWh 754.971 754.971 198.829.955Horas acoplado h 744 744 222.809Factor de carga o utilización % 100,30 100,30 86,61Factor de operación % 100 100 89,76Paradas automáticas no programadas 0 0 69Paradas automáticas programadas 0 0 6Paradas no programadas 0 0 22Paradas programadas 0 0 31

ENDESA G. 36%, IBERDROLA G. 53%, UFG 11%

ENDESA G. 36%,IBERDROLA G. 53%, UFG 11%ALMARAZ

Datos revisados según la Guía UNESA para IMEX COFRENTES IBERDROLA G. 100%

CENTRALES NUCLEARESESPAÑOLAS

DATOS


- Para la Unidad I se ha considerado una potencia eléctrica bruta de 1.035,27 MWe.- Para la Unidad II se ha considerado una potencia eléctrica bruta, tras el inicio del actual ciclo (día 22 de enero de 2011 a las 05.41horas “criticidad reactor”) de 1.045 MWe.

Secciones FIJAS

ASAMBLEA ORDINARIA DE SOCIOS Y NUEVO PROCESO ELECTORAL

La candidatura oficial que se presentaba para ser procla-mada en la Asamblea General de socios estaba compues-ta por la actual Junta Directiva, con la inclusión de Roque Luis Perezagua López en lugar de Jesús Sánchez Álvarez-Campana, que no podía ser reelegido por haber cumplido sus dos periodos bienales. El triste y repentino fallecimien-to de Diego Molina provocó una situación no expresamente tratada en los estatutos por haberse producido en periodo electoral, haciendo no elegible a esa candidatura. Ante esta situación la asamblea aprobó la propuesta de la Junta Di-rectiva, consistente en anular el proceso electoral iniciado y abrir en el plazo más inmediato posible un nuevo proce-so electoral completo para que se puedan presentar nue-vas candidaturas, convocando, al final de este proceso, una asamblea extraordinaria para proclamar la nueva Junta Di-rectiva y manteniendo, mientras tanto, la Junta Directiva en su estado actual, sin cubrir interinamente el cargo de vice-presidente.

Además de aprobar las cuentas de 2011 y el presupues-to de 2012, la asamblea, a propuesta de la Junta Directiva, aprobó no subir las cuotas de socios para 2012 mantenien-do las existentes en 2011. Por consiguiente las cuotas de 2012 son:• Socios profesionales: 59 €• Socios jubilados: 29 €• Socios jóvenes: 13 €• Socios estudiantes: 13 €• Socios colectivos: 875 €

El acta de la asamblea ordinaria de socios del pasado 1 de marzo así como el informe y la presentación a la asam-blea, se pueden consultar en el área restringida a socios de nuestra web.

38a REUNIÓN ANUAL EN CÁCERESLa 38a Reunión Anual se va a celebrar del 17 al 19 de oc-

tubre en el Palacio de Congresos de Cáceres.

REGLAMENTO DE DISTINCIONES DE LA SNEComo se comunicó en la Asamblea Ordinaria de socios

del pasado 1 de marzo, la Junta Directiva ha modificado el reglamento de régimen interior, en lo que se refiere a las dis-tinciones de la sociedad, que ha quedado así:• Se mantiene la Medalla de la Sociedad, que distingue a los

candidatos que han llevado a cabo una labor continuada y extraordinaria a favor de la SNE y una labor reconocida a favor del desarrollo de la energía nuclear y/o la implanta-ción de las ciencias y técnicas nucleares. El último distin-guido fue José Dominguis, que recibió la medalla en Bur-gos.

• Se mantiene la Mención de Honor de la Sociedad (co-nocida como la placa de la Sociedad), que distingue a los candidatos que han llevado a cabo una labor personal continuada y especial a favor de la SNE, contribuyendo al cumplimiento de sus objetivos y formando parte de los

órganos de gobierno y de las comisiones. El último distin-guido fue Javier Brime, que recibió la placa en Burgos.

• Se mantiene el Premio José Ma Otero Navascués, que distingue a los candidatos que han realizado una labor continuada de comunicación en el ámbito nuclear y una contribución especial al conocimiento y divulgación de la energía nuclear. El último distinguido fue Santiago San Antonio, que recibió este premio en Burgos.

• Se instaura el Diploma de la Sociedad, que distingue a los candidatos que han llevado a cabo una labor personal continuada y especial a favor de la SNE, contribuyendo al cumplimiento de sus objetivos y formando parte de las comisiones. En la pasada jornada de experiencias opera-tivas recibieron su diploma los dos primeros galardona-dos, José López Jiménez y Marina Rodríguez Alcalá.

• Se instaura el Premio Carlos Sánchez del Río, con el nombre del primer presidente de la sociedad, para dis-tinguir a personalidades o instituciones del mundo nu-clear, nacionales o extranjeras, internacionalmente re-conocidas y con una incuestionable aportación técnica, mérito científico o labor en pro del uso pacífico de la energía nuclear. También se podrá conceder a institu-ciones o empresas largamente vinculadas con la SNE y que han apoyado sus actividades y colaborado con sus fines.

DIPLOMAS SNE 2011Los diplomas de la Sociedad correspondientes a 2011 se

han concedido por unanimidad de la Junta Directiva a José López Jiménez y Marina Rodríguez Alcalá, que los recibieron al final de la pasada jornada de experiencias operativas del 1 de marzo en la E.T.S. de Ingenieros Industriales de Madrid.

José se ha hecho acreedor a la distinción por su dilatada participación en las actividades de la SNE. Socio de la SNE desde su fundación, ha publicado numerosos artículos en Nuclear España, uno de los cuales recibió el premio anual. Perteneció a los comités organizadores de las reuniones anuales de Oviedo y Córdoba y fue vocal de la Comisión de Redacción de la Revista (entonces Comisión de Publicacio-nes) desde el año 2000 al 2006, cuando se hizo cargo de su presidencia, que ha ostentado con notable dedicación y acierto hasta el año pasado, haciendo en este tiempo una extraordinaria labor.

Por su parte, Marina recibe el premio por su extraordina-ria contribución al frente del Comité Técnico de la Reunión Anual, del que fue vocal desde 1999 hasta 2006, año en que asumió la presidencia, con una notable dedicación y acierto, hasta la reunión del año 2010 en Santiago.

PREMIOS NUCLEAR ESPAÑA 2011La Comisión de Redacción de la Revista ha elegido los

artículos siguientes como merecedores de los premios “Nu-clear España 2011”:• Mejor artículo:

“El valor añadido de los simuladores réplica en la explo-tación de las centrales nucleares”, de Pedro A. Díaz Girón,


LA JUNTA DIRECTIVA INFORMA

JÓVENES NUCLEARES

Norberto Rivero Moreno y Fernando Ortega Pascual. Publi-cado en el no 314, de enero 2011. • Menciones de Honor:

“40o Aniversario de la Central Nuclear de Santa María de Garoña”. No 320 publicado en julio-agosto de 2011.

“Central Nuclear de Almaraz”. No 323 publicado en no-viembre de 2011.

WEB DE WIN ESPAÑAA semejanza de la Sociedad Nuclear Española y de Jó-

venes Nucleares, la sección española de WiN (Woman in Nuclear) estrenará próximamente su propia página web.

CICLO DE JUEVES NUCLEARES. “EL ACCIDENTE DE LA CENTRAL NUCLEAR DE FUKUSHIMA DAIICHI”

Atendiendo a las peticiones recibidas por el interés que suscitó en Burgos el curso sobre el accidente de Fukushi-ma, la Comisión de Programas de la SNE, en colaboración con el Instituto de la Ingeniería de España y la Universidad Pontificia de Comillas, organizó un ciclo de Jueves Nuclea-res consistente en tres conferencias sobre “El accidente de la Central Nuclear de Fukushima Daiichi”. Las conferen-

cias, versarán sobre diversos aspectos asociados al pro-pio accidente, su gestión y las acciones posteriores y se-rán impartidas por tres señalados ponentes: Luis Enrique Herranz (Ciemat), Eduardo Gallego (UPM) y Juan Carlos Lentijo (CSN).

Llamamos la atención al hecho de que mientras la pri-mera y tercera se van a celebrar en la sede del IIE, la se-gunda se celebrará en la sede de la Universidad Pontificia de Comillas.

La primera de las conferencias, titulada “El desarrollo del accidente: Luces, sombras y oportunidades” impar-tida por Luis Enrique Herranz, director de la Unidad de Investigación en Seguridad Nuclear del Ciemat, se cele-bró el pasado 2 de febrero en el Instituto de la Ingeniería de España y en ella, se presentó la evolución genérica del accidente identificando aquellos fenómenos que fuerno determinantes tanto en los núcleos de los reactores 1-3 como en las piscinas de combustible. Además, se dis-cutió sobre la metodología resumiendo aquellos aspec-tos directamente relacionados con los accidentes seve-ros que están suscitando mayor interés en la comunidad científica.


Noticias de ESPAÑA

LA CENTRAL NUCLEAR DE JOSÉ CABRERA

Segunda Conferencia del Ciclo de Jóvenes Nucleares sobre Experiencia en la Construcción de Centrales Nucleares Españolas

El día 17 de enero se celebró la segunda de las conferencias del ciclo or-ganizado por Jóvenes Nu-cleares sobre la Experien-cia en la Construcción de Centrales Nucleares Espa-ñolas, que ha sido impar-tida por Jesús Fornieles Reyes sobre “la Central Nuclear de José Cabrera” y ha supuesto un éxito ab-soluto de asistencia.

El 30 de junio de 1968 se hacía crítico por primera vez el reactor de la central nuclear de José Cabrera, co-nocida como Zorita. Con es-te hecho se inicia en Espa-ña la industria nuclear al ser la primera central que gene-ra energía a partir del núcleo del átomo de uranio.

Jesús Fornielles es inge-niero técnico industrial y li-cenciado en Sociología. Ini-ció su carrera profesional en 1970 en la central de Zorita donde ocupó diver-sos puestos de responsabi-lidad: jefe de turno, gestor del sistema de análisis de experiencia operativa, jefe

de licenciamiento, jefe de seguridad y licenciamiento y cogestor de la cultura de seguridad y organizativa. Fue presidente del Comité Organizador de la Reunión Anual de la SNE en Segovia (2007) y actualmente es el presidente de la Comisión de Programas.

EL CSN REMITE AL MINETUR EL DICTAMEN SOLICITADO SOBRE GAROÑA

El Pleno del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) envió el día 17 de febrero al Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINE-TUR) el dictamen corres-pondiente a la solicitud del ministerio remitida el pa-sado mes de enero sobre la Central Nuclear de Santa

Mª de Garoña, ante la even-tualidad de modificación de la Orden Ministerial de 2009 que fija el cese de la explota-ción de esta instalación el 6 de julio de 2013.

Este dictamen del CSN no excluye y es independiente del que deberá realizar el or-ganismo regulador ante una nueva petición de licencia para la instalación. Tampo-co prefigura en ningún caso

el sentido o el contenido del informe que deberá reali-zarse sobre la licencia de la central.

En el dictamen remitido al MINETUR, el Consejo con-cluye que no existe ningún impedimento, bajo el punto de vista de la seguridad nu-clear y de la protección ra-diológica, para que se lleve a cabo la modificación de la Orden Ministerial de 3 de ju-

lio de 2009, una vez ana-lizada la experiencia opera-tiva de la instalación y sus resultados en el Sistema In-tegrado de Supervisión de Centrales (SISC).

Del mismo modo, el es-crito enumera las condicio-nes adicionales relativas a la seguridad nuclear y a la protección radiológica que deben añadirse a la ya exis-tentes en la autorización

SECCIONES FIJAS

vigente. Estas condiciones son las siguientes:• El titular de la central jus-

tificará al CSN, antes del 3 de julio de 2012, que las actividades de vigi-lancia, inspección en ser-vicio, mantenimiento y gestión de vida realizadas desde julio de 2009 se corresponden con las es-tablecidas para la renova-ción de la autorización de explotación hasta 2019 y, en caso contrario, lle-vará a cabo las activida-des no realizadas antes de la finalización de la presente autorización.

• El titular de la central re-visará, antes del 3 de ju-lio de 2012, los análisis realizados considerando un tiempo de explotación hasta 2013, incluyendo los análisis de experien-cia operativa y de nueva normativa realizados des-de julio de 2009, para comprobar que no se ha limitado el alcance o el contenido de los mismos y las acciones propuestas

atendiendo al cese defini-tivo de la explotación en julio de 2013 y comuni-cará al CSN, antes de la mencionada fecha, el re-sultado de dicha revisión.

• El titular de la central co-municará al CSN, antes del 3 de julio de 2012, aquellas actividades de los programas de mejora de la seguridad estableci-dos para la renovación de la autorización de explo-tación hasta 2019 que no se hayan llevado a cabo antes de la finalización de la presente autorización.Asimismo, el dictamen re-

coge la documentación que el titular debería presentar si decidiera solicitar una autorización de explotación por un nuevo periodo de seis años. Dicha solicitud debería remitirse con fecha límite del 6 de septiembre de 2012 con los siguientes documentos:

• Las últimas revisiones de los documentos a que se refiere la condición 3 de la Orden Ministerial vigente

(estudio de seguridad, re-glamento de funcionamien-to, especificaciones téc-nicas de funcionamiento mejoradas, plan de emer-gencia interior, manual de garantía de calidad, ma-nual de protección radio-lógica, plan de gestión de residuos radiactivos y com-bustible gastado y plan de protección física).• Revisión Periódica de la

Seguridad de la central.• Revisión del análisis de la

Normativa de Aplicación Condicionada.

• Revisión del estudio pro-babilista de seguridad.

• Análisis del envejecimien-to experimentado por los componentes, sistemas y estructuras de seguridad de la central.

• Análisis de la experien-cia acumulada de explo-tación durante el periodo de vigencia de la autori-zación que se quiere re-novar.

• Análisis de cumplimien-to de los actuales límites y condiciones asociados

a la Autorización hasta 2013, y cumplimiento de las Instrucciones Técni-cas complementarias aso-ciadas.

• Programa de inversiones y modificaciones de dise-ño asociadas a las mejoras derivadas de las lecciones aprendidas del accidente de la central nuclear Fukus-hima Dai-ichi, recogidas en el informe de las pruebas de resistencia e instruccio-nes técnicas complemen-tarias del CSN.Adicionalmente, se con-

sidera necesario clarificar que en caso de que el titular presentara una nueva solici-tud y sin prejuzgar el conte-nido del dictamen del CSN sobre la misma, el Consejo exigiría, en todo caso, que se realicen las modificacio-nes de diseño requeridas en el informe aprobado el 5 de junio de 2009 (que fueron excluidas al limitarse el pe-ríodo de la autorización a cuatro años).

Fuente: CSN


Noticias del MUNDOUNIÓN EUROPEA

LAS PEER REVIEWS ‘AUMENTARÁN LA CONFIANZA DEL PÚBLICO’

El proceso de peer review para las pruebas de resis-tencia nuclear europeas de-berían aumentar la confian-za del público en la energía nuclear, al demostrar que las centrales nucleares son seguras y que se mejorará aún más la seguridad, ha dicho el director general de la asociación nuclear FO-RATOM, con sede en Bru-selas.

En una reunión públi-ca del Grupo Europeo de Reguladores de Seguridad Nuclear celebrada en Bru-selas, Jean-Pol Poncelet dijo que los informes na-cionales de las pruebas de resistencia han confirmado el nivel de seguridad de las centrales nucleares, y que

se evaluarán en mayor pro-fundidad las medidas diri-gidas a aumentar la robus-tez de las centrales “cuando sea necesario”.

El Sr. Poncelet dijo que el proceso de peer review, que comenzó el día 1 de enero de 2012 y finalizará en el mes de abril, debe centrarse en asuntos como los terre-motos y las inundaciones, que provocaron una pérdida de las funciones de seguri-dad en Fukushima-Daiichi, pero que las revisiones de-ben ser flexibles y tener en cuenta situaciones en las que se producen pérdidas de funciones de seguridad diferentes.

Según el Sr. Poncelet, “el factor humano” es el elemento clave del ámbi-to de seguridad, y debe ser prioritario el análisis de cómo reaccionan los se-res humanos en una emer-gencia. Dijo que se deben

poner en marcha medidas para la gestión de acciden-tes severos (GAS), propor-cionando así un margen de protección adicional para el público y el medio am-biente.

El Sr. Poncelet es ante-rior vice primer ministro, ministro de defensa y mi-nistro de energía del go-bierno Belga.

OIEA

EL EQUIPO DE REVISIÓN DE SEGURIDAD DEL OIEA CELEBRA REUNIONES EN JAPÓN

Una misión del Organis-mo Internacional de Ener-gía Atómica (OIEA), envia-da a Japón para revisar el proceso de evaluación de seguridad utilizada en ese país para las centrales nu-cleares existentes, llegó a Tokio para una visita de nueve días.

Según el OIEA, el equi-po de 10 miembros celebró “reuniones abiertas” con altos responsables del re-gulador nuclear, la Agencia Japonesa de Seguridad Nu-clear e Industrial (NISA), y de la Kansai Electric Power Company (KEPCO).

Se envió el equipo como respuesta a una petición del gobierno japonés tras la aprobación, en el mes de septiembre de 2011, del Plan de Acción sobre Segu-ridad Nuclear del OIEA por todos los estados miembros del mismo.

En el plan, se expone lo que hay que hacer para reforzar el marco global de la seguridad nuclear, instando a las nacio-nes a “acometer cuanto an-tes una evaluación nacional del diseño de las centrales nucleares contra peligros na-turales extremos”.

NISA también ha elabora-do un método para evaluar


SECCIONES FIJAS

la seguridad de las centra-les nucleares. La misión del OIEA revisará dicho método y presentará sus conclusio-nes y recomendaciones a NISA.

JAPÓN

LA ÚLTIMA PARADA DEJA SOLO CUATRO UNIDADES JAPONESAS CONECTADAS A LA RED

Tokyo Electric Power Company (TEPCO) ha ce-rrado otro reactor para ins-pecciones rutinarias, dejan-do en operación comercial solo cuatro de las 54 uni-dades de reactor del país.

Según el Foro Industrial Atómico de Japón (JAIF), la unidad parada es la uni-dad cinco de las siete que hay en la central nuclear de Kashiwazaki Kariwa.

El reactor número seis de la central, un reactor de agua en ebullición de 1.315 megavatios – es el único que está alimentando actualmente al área metro-politana de Tokio. Todas las siete unidades de la central son BWR.

Todas las unidades nu-cleares de Tepco en la Pre-fectura de Fukushima están desconectadas de la red, y será necesario realizar unas comprobaciones de segu-ridad obligatorias antes de reanudar su operación, dijo el JAIF.

En el mes de julio de 2011, JAIF advirtió que se pondría en peligro el creci-miento económico de Japón si no se vuelvan a arrancar pronto las unidades nuclea-res que están desconecta-das de la red.

FRANCIAACUERDOS DE EDF

EDF ha firmado unos acuerdos en París que abren el camino a una “inversión masiva” en la construcción de los primeros reactores nucleares en Reino Unido desde el año 1988.

Según EDF, los acuer-dos, juntos con otros ce-lebrados por terceros en relación con la seguridad, ingeniería e I+D, le permi-tirán llevar adelante, con su socio Centrica, su plan de desarrollo del primer nuevo Reactor Europeo de Agua a Presión (EPR) en la central de Hinkley Point, situada en Somerset en el suroeste de Inglaterra.

El proyecto, para el cual se prevé que se tome la decisión final sobre la in-versión para finales del presente año, representa “una inversión masiva en infraestructura británica y unas oportunidades sin precedentes para la cade-na de suministro en Fran-cia y el Reino Unido”, di-ce un comunicado. En los acuerdos, firmados en una cumbre francesa-británica, se incluyen:• Un contrato valorado en

más de 100 millones de libras con Kier BAM para los trabajos preparativos del emplazamiento en Hinkley Point C;

• Un memorándum de en-tendimiento con Areva en relación con la entre-ga del sistema de sumi-nistro de vapor nuclear y los sistemas centrales de instrumentación y con-trol para el proyecto de Hinkley Point C;

• Una inversión de 15 mi-llones de libras para es-tablecer un centro de formación nacional de categoría mundial en aso-ciación con Bridgwater College en Somerset.El acuerdo con Kier BAM

representa el primer gran contrato de construcción para los trabajos prelimi-nares en Hinkley Point C, el emplazamiento de las primeras dos centrales nu-cleares previstas por EDF Energy. Se prevén que co-miencen las actividades iniciales relacionadas con estos trabajos esta prima-vera, ha dicho EDF.

En la misma cumbre, Areva firmó un acuerdo con

Rolls Royce para la fabrica-ción de componentes com-plejos y para la prestación de servicios técnicos y de ingeniería para el primero de los reactores en Hinkley Point C.

En un comunicado, Rolls Royce ha señalado que, una vez contratados, los trabajos podrían suponer un total de 400 millones de libras en ingresos para Rolls Royce, entre los cuatro EPR que tiene previsto construir EDF Energy en el Reino Unido.

Según Areva, Rolls Roy-ce suministrará equipos y servicios técnicos y de in-geniería, “con un valor pre-visto de 100 millones de libras”, para la primera de las unidades. En el acuer-do, se prevé que se produz-can “valores similares de trabajo” para los EPR pos-teriores en el Reino Unido, dice el comunicado.

EDF, a través de su filial británica EDF Energy y con-juntamente con su socio, la empresa eléctrica bri-tánica Centrica, tiene pre-visto construir dos EPR en Hinkley Point y otros dos en el emplazamiento de Si-zewell en Suffolk.

Areva ha dicho que, apar-te de ser seleccionado pa-ra construir los sistemas de generación de vapor nuclear para las unidades de EDF, también está compitiendo para conseguir el contrato de otros dos reactores para Horizon Nuclear Power. El grupo también ha entablado conversiones preliminares con NuGen, una empresa conjunta entre GDF Suez e Iberdrola, para la construc-ción de dos EPR.

ESPAÑA

ENSA ESPAÑOLA HA FIRMADO CONTRATOS DE COMPONENTES VALORADOS EN 120 MILLONES DE EUROS

El suministrador español de componentes para cen-trales nucleares Ensa ha firmado dos contratos va-lorados en un total de 120

millones de euros, para el suministro de once gene-radores de vapor de sus-titución para reactores de agua a presión en Francia y los EEUU.

Bajo el primer contrato con Westinghouse, se su-ministrarán tres genera-dores de vapor y una tapa de la vasija a presión del reactor para la central nu-clear de Beaver Valley de dos unidades, situada en el estado de Pennsylvania. La entrega de los compo-nentes está prevista pa-ra el año 2016, ha dicho ENSA.

El segundo contrato, con Areva de Francia, es para dos conjuntos de cuatro generadores de vapor de sustitución, cuya entrega también está prevista pa-ra el año 2016. Ensa no ha revelado a que centra-les nucleares irán destina-das los generadores, pero sí dijo que son para unas unidades de 1.300 mega-vatios.

Según ENSA, los gene-radores permitirán la am-pliación de la vida de las centrales nucleares en 20 años.

La compañía ha afirma-do que, tras la firma de los dos contratos, su cartera de pedidos contiene tra-bajos valorados en casi un millón de horas-hombre, el nivel más alto jamás re-gistrado en la compañía.

ESTADOS UNIDOS

EL REGULADOR DA LUZ VERDE A LOS PRIMEROS REACTORES ESTADOUNIDENSES EN MÁS DE 30 AÑOS

La Comisión de Regula-ción Nuclear (NRC) de los EEUU ha autorizado los primeros reactores nuclea-res nuevos en América en más de tres décadas.

La comisión ha anunciado que había aprobado el plan presentado por Southern Company para la cons-trucción de dos reactores


CARLOS VÉLEZ OCÓNEra conocido de todos los

de la JEN e íntimo amigo de Manolo López Rodríguez. Tuvo una distinguida carrera en México y el OIEA. Junta-mente con Juan Eibenshu-tz (muy conocido del CSN) impulsó la energía nuclear en México desde el princi-pio. Efectivamente era espa-ñol y el único mexicano que hablaba con acento castizo castellano.

Carlos Vélez tuvo muchos amigos en España, tanto en el mundo oficial como em-

presarial, cierto que hace muchos años, pero eso no le quita importancia. Duran-te muchos años fue Director del Departamento de Ener-gía Nuclear en el OIEA y ha-cía muchos viajes a nuestro país por su condición de es-pañol. En una ocasión, años 80, dio un ciclo de conferen-cias muy interesantes a los alumnos de Doctorado sobre las normas que el OIEA es-taba entonces desarrollando en la serie NUSS, anteceso-ra del trabajo actual.

PublicacionesUNESA PRESENTA EL LIBRO LA SITUACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERA DE LA ACTIVIDAD ELÉCTRICA EN ESPAÑA: 1998-2010

El presidente de la Aso-ciación Española de la In-dustria Eléctrica (UNESA), Eduardo Montes, ha pre-sentado la tercera edición del libro La situación eco-nómico-financiera de la ac-tividad eléctrica en España: 1998-2010, en el marco de una jornada que ha reunido a destacados actores del sector energético español. Un documento en cuya ela-boración han participado, como asesores, KPMG, Er-nst & Young y Price Water-house Coopers.

El objetivo de esta publi-cación es analizar la rea-lidad de la situación eco-nómico-financiera de las actividades eléctricas rea-lizadas en España por las empresas asociadas en UNESA, así como describir

algunos elementos regula-torios relevantes del sector eléctrico y sus consecuen-cias económicas.

Desde la liberación del sector en 1998, las em-presas de UNESA han ex-perimentado una notable evolución en la organiza-ción de sus actividades. De dedicarse exclusivamente a la operación de activida-des eléctricas en España, han llegado a ser empre-sas globales con una fuer-te presencia internacional. Así, mientras que en 1998 las actividades en España aportaban el 93% de la ci-fra de negocio consolidada de las empresas de UNESA, en el año 2010 apenas re-presentan el 35%. No obs-tante, a menudo se con-funde la actividad eléctrica que llevan a cabo en Espa-ña las empresas asociadas en UNESA con la actividad global realizada por los gru-pos empresariales en todo el mundo.

Otro de los aspectos que presenta el libro es el rela-cionado con la rentabilidad de las actividades eléctri-cas en España, que según se refiere en el informe ha sido inferior tanto a la de las actividades internacio-nales como a la de las ac-

tividades no eléctricas en nuestro país. Concretamen-te, la rentabilidad obtenida por las empresas de UNESA por la explotación de sus re-cursos en España ha sido en 2010 del 4,5%, cifra infe-rior a la tasa de coste pro-medio de los capitales uti-lizados en su financiación, que ha sido del 6,3%. Se produce así una destruc-ción de valor, que dificul-ta seriamente su capacidad de atracción de los recursos necesarios para la financia-ción de sus actividades.

La actividad de comercia-lización y de distribución, el coste de suministro y la tari-fa eléctrica, la presión fiscal del suministro de electrici-dad y la eficacia y produc-tividad son otros temas que aborda el documento.

40 ASOCIACIÓN NUCLEAR ASCÓ-VANDELLÓS II 22 CENTRALES NUCLEARES ALMARAZ-TRILLO 32 CENTRAL NUCLEAR DE ALMARAZ 4ªC EMPRESARIOS AGRUPADOS 8 IBERDROLA INGENIERÍA Y CONSTUCCIÓN 57 NUCLENOR 3ªC TECNATOM 2ªC WESTINGHOUSE

ÍNDICE DE ANUNCIANTES

Carlos Vélez

In memorian

AP1000 de Westinghouse en el emplazamiento nu-clear de Vogtle, situado en el estado de Georgia. Es po-sible que los reactores pue-dan entrar en operación co-mercial tan pronto como los años 2016 y 2017.

La última vez que la NRC aprobó la construcción de una central nuclear fue en el año 1978, un año antes del accidente de fusión par-cial en la central nuclear de Three Mile Island en el es-tado de Pennsylvania.

Según la NRC, espera-ba poder otorgar los permi-sos combinados de cons-trucción y operación (COL) dentro de 10 días labora-bles. Los inspectores de construcción de la NRC han estado en el emplaza-miento de Vogtle desde el mes de abril de 2010, ana-lizando las actividades lle-vadas a cabo por Southern Company para preparar los cimientos de la central bajo

un permiso otorgado en el mes de agosto de 2009.

La NRC certificó el dise-ño modificado del AP1000 de Westinghouse en el mes de diciembre de 2011. El AP1000 es un reactor de agua a presión (PWR) de 1.100 megavatios que tie-ne incorporados sistemas de seguridad pasivos que podrían enfriar el reactor después de un accidente sin necesidad de electrici-dad ni intervención huma-na.

Southern Nuclear es la empresa operadora de las dos unidades nucleares existentes de Plant Vogt-le, así como de la central nuclear de Hatch de dos unidades perteneciente a Georgia Power y situada en el estado de Georgia y de la instalación nuclear Farley de dos unidades pertene-ciente a Alabama Power y situada en el estado de Ala-bama.

EL PRINCIPIO DE UN PROYECTO NUCLEAR - sne.es · PDF file3 INTRODUCCIÓN 4 ENTREVISTA...

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